Основной причиной бездействия скважин Мамонтовского месторождения (около трети от общего числа) являются аварийные ситуации, связанные с полетами на забой скважин насосов, НКТ и прочего скважинного оборудования в результате обрыва колонны насосно-компрессорных труб при проведении подземного или капитального ремонта скважин (как правило, в процессе спуско-подъемных операций).
На этих скважинах, при наличии в их районе остаточных запасов нефти, запланировано проведение ловильных работ. На части из этих скважин проведение работ по извлечению упавшего оборудования оказалось безуспешным. Методология работы с такими скважинами заключается в следующем:
при наличии остаточных запасов нефти в районе данной скважины – проведение операции по зарезке второго ствола (ЗВС) в направлении наибольшей концентрации остаточных запасов нефти (величина ОИЗ по данному объекту должна быть достаточной, чтобы за счет последующей добычи нефти затраты на проведение ЗВС окупились); на части таких скважин целесообразно проведение работ по зарезке горизонтальных стволов;
при отсутствии ОИЗ, достаточных, чтобы окупить работы по ЗВС, – перевод скважин на вышезалегающие объекты либо зарезка второго ствола на нижезалегающие пласты (выбирается наиболее экономически выгодный вариант);
если в продуктивном разрезе скважины нет потенциальных объектов для проведения вышеупомянутых работ – скважина должна быть ликвидирована.
Около 150 скважин (13 % неработающего фонда) по состоянию на конец 1999 г. находились в ожидании проведения текущего ремонта, связанного со сменой насоса. Очевидно, что этот фонд в ближайшее время будет запущен в работу.
Приблизительно 130 скважин (11 %) ожидают проведения операции по вызову притока. Основную часть этих скважин не удалось освоить после глушения, проведенного перед выполнением ремонтных работ. На части таких скважин, расположенных в низкопроницаемых зонах пластов, запланировано проведение операций по гидравлическому разрыву пласта (ГРП).
Причиной бездействия 16 % скважин являются различные неисправности наземного оборудования (порыв водовода, неисправность устьевой арматуры). 21 скважина (4 % неработающего фонда) ожидает ликвидации по техническим причинам (смещение или негерметичность эксплуатационной колонны, полет на забой НКТ и пр.).
Результаты проведенного анализа позволяют заключить, что пробуренный фонд скважин Мамонтовского месторождения обладает определенными резервами улучшения показателей их использования и эксплуатации. Основными направлениями по работе с фондом скважин на месторождении должны стать:
1) сокращение неработающего фонда путем планирования и осуществления адресных мероприятий по бездействующим скважинам (улучшение выработки остаточных запасов, восстановление системы разработки, учет многопластового характера месторождения);
2) оптимизация эксплуатации действующего фонда (выбор оптимальных режимов работы скважинного оборудования и пласта, воздействие на призабойную зону и пласт с целью снижения обводненности продукции, комплексное сочетание ремонтных работ и воздействия на пласт);
3) широкое внедрение новых технологий, позволяющих повысить эффективность использования фонда (зарезка дополнительных горизонтальных стволов, внедрение в больших объемах потокоотклоняющих МУН).
Асфальтосмолопарафиновые отложения
В процессе нефтедобычи возникают осложнения, связанные с выпадением асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) в эксплуатационных скважинах и наземных коммуникациях. Это приводит к снижению дебита добывающих скважин, пропускной способности нефтепроводных коммуникаций и другим нежелательным последствиям. Парафиновые отложения в нефтепромысловом оборудовании формируются в основном вследствие выпадения высокомолекулярных углеводородов при снижении температуры потока нефти ниже температуры насыщения нефти парафином. Интенсивность парафинизации возрастает при снижении дебита скважин, обводненности добываемой продукции, небольшой разнице величин текущего пластового давления и давления насыщения нефти газом, высоких газовых факторах добываемой продукции, при наличии в геологическом разрезе слоев многолетнемерзлых пород, значительном содержании в нефти парафина, асфальтосмолистых веществ и церезинов, высокой температуре насыщения нефти парафином и плавления парафина.
Нефть Мамонтовского месторождения относится к парафинистому типу – содержание парафинов в нефтях пластов АС4, АС5-6, БС8, БС10, БС11 колеблется в интервале 2,9-3,8 , в нефти же пласта ЮС2 – достигает 11,7 . Температура насыщения нефти парафином достигает 30-38 С, что является причиной выпадения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в скважинном оборудовании, особенно при дебитах скважин 30-40 т/сут.
Ранее по Мамонтовскому месторождению (1994 г.) отложениями АСПВ было осложнено около 200 скважин, преимущественно это скважины ЦДНГ-6,10,1,3,5,4 (табл. 3.3.1.). Более 67 осложненных отложениями АСПВ скважин добывало продукцию пласта БС10, что было связано не столько с физико-химическими свойствами нефти, не имеющей существенных отличий от продукции других пластов, сколько с наличием сульфатов в пластовых водах, обладающих высокой адсорбционной активностью и способных выступать в качестве дополнительных центров кристаллообразования АСПО.
Возрастающая обводненность добываемой продукции не способствовала интенсивной парафинизации добывающих скважин. В условиях инверсии фаз – при содержании в нефти свыше 60 % воды, вода становится сплошной фазой и выступает по отношению к АСПО в качестве отмывающего агента. В связи с ростом обводненности скважинной продукции и выбытием добывающих скважин произошло резкое снижение численности парафинообразующих скважин. Сейчас их насчитывается не более 5.
В борьбе с АСПО на Мамонтовском месторождении наибольшее распространение получили тепловые и химические методы удаления уже сформировавшихся отложений АСПВ
– прогрев труб и удаление АСПО с использованием греющих электрических кабелей
– промывка колонны НКТ горячей нефтью путем закачки ее в затрубное пространство или непосредственно в НКТ скважины
– комбинированная технология – тепловая обработка греющим электрическим кабелем с последующей промывкой колонны НКТ горячей нефтью либо водой.
Для удаления АСПО на месторождении используется и химический метод, заключающийся в их растворении в соответствующих растворителях или композициях – нефрасах, смесях толуольной и гексановой фракций с кубовыми остатками производства бутиловых спиртов (РПС-67).
Применение для удаления АСПО тепловых методов с использованием электрокабелей нельзя признать удачным решением, ибо из-за недостаточного прогрева АСПО зачастую не расплавляются, а только размягчаются и стекают вниз по поверхности НКТ, увеличивая толщину парафиновых отложений в нижней части скважины. Более тугоплавкие АСПО, размягченные до вязкопластичного состояния, затем стареют и еще труднее поддаются удалению. Кроме того, они создают более благоприятные условия для новых отложений. Растворенные при тепловой обработке в нагретой нефти АСПО при ее охлаждении в выкидных линиях способны вновь отлагаться на стенках трубопроводов. Это в конечном счете обуславливает большую эффективность использования химического метода удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования.
Использование для удаления АСПО чисто ароматических нефрасов является нецелесообразным из-за их высокой стоимости, повышенной токсичности и технологических сложностей, связанных с набуханием резиновых уплотнений в сильно ароматизированной среде.
В качестве химического реагента для удаления АСПО рекомендуется использовать инвертную дисперсию ДИСИН – стабилизированный шлам производства многозольной кальциевой сульфонатной детергенно-диспергирующей присадки к маслам, выпускаемой АО “Уфанефтехим” по ТУ 0258-002-05766540-95, отмывающая способность которого к АСПО нефтей ОАО “Юганскнефтегаз” составляет 92.6-96.9 /88/. Проведенными в 1993-94 годах опытно-промысловыми испытаниями ДИСИНа в качестве удалителя АСПО на Южно-Сургутском месторождении подтверждена его высокая эффективность, что позволяет рекомендовать его и для использования на Мамонтовском месторождении.
В настоящее время наиболее эффективным способом борьбы с АСПО следует признать методы, предупреждающие отложения АСПВ.
Каждый из способов предотвращения отложений парафина в процессе добычи нефти имеет свою область эффективного применения. Химический способ предупреждения отложений АСПВ, отличающийся универсальностью, технологической эффективностью, не зависящий от геолого-физических, гидро- и термодинамических условий добычи нефти, получил наибольшее распространение.
Для предотвращения отложений АСПВ в скважинном оборудовании рекомендуется применение ингибиторов парафиноотложений – СНПХ-7212, СНПХ-7212М, СНПХ-7214, СНПХ-7215М, СНПХ-7843, ТНПХ-1А, ТНПХ-1Б, Инпар-1, Девон-1В, ХТ-48, ХТ-54, используемых по технологии непрерывного или периодического дозирования.
Как показывают результаты опытно-промысловых испытаний, применение ингибиторов позволяет увеличить межочистной период работы скважины в 3-5 раз по сравнению с использованием лишь тепловых либо химических способов удаления парафиновых отложений.
Рекомендуемые мероприятия по борьбе с отложениями АСПВ, прогноз численности осложненных скважин и затрат на борьбу с АСПО приведены в табл. 3.3.1.
Отложения солей в нефтепромысловом оборудовании
Процесс добычи нефти сопровождается отложением твердых осадков неорганических веществ, накапливающихся на стенках скважин и подъемных труб, в насосном оборудовании и наземных коммуникациях систем сбора и подготовки нефти. Главным источником выделения солей является вода, добываемая совместно с нефтью. В этой связи процессу солеотложения подвержены скважины и наземное оборудование, эксплуатирующиеся в условиях обводнения добываемой продукции.
Основное условие солеотложения – это образование перенасыщенных растворов попутной воды. Причинами выпадения солей в осадок служат следующие процессы: смешение несовместимых вод, изменение общей минерализации воды, растворение горных пород и газов, испарение, дегазация воды, изменение термобарических условий. Необходимо учитывать и то, что солеотложение проходит в сложных гидротермодинамических условиях в присутствии нефтяных компонентов, газовой фазы и механических примесей, оказывающих влияние на интенсивность процесса, характер и свойства осадков, формирующихся как в призабойной зоне пласта, так и в нефтепромысловом оборудовании.
Пластовые воды продуктивных горизонтов АС4-5-6, БС8, БС10 относятся к хлоркальциевому типу, БС11 – к хлормагниевому, а ЮС2 – к гидрокарбонатнонатриевому типу.
Исследование минерального состава отложений солей из скважин Мамонтовского месторождения показывает, что помимо карбоната кальция в отложениях присутствует галит, сидерит, ангидрит, арагонит, иногда гипс и доломит. Помимо минеральной составляющей, отложения солей обычно содержат и значительное количество органических компонентов, масса которых порой достигает 25 .
Общее число скважин, подверженных солеотложению из-за высокой обводненности добываемой продукции, в настоящее время не велико и составляет 16-15 шт. В основном солеотложению подвержены скважины, добывающие продукцию пластов БС10ТСП и БС10, что напрямую связано с наличием сульфат-анионов в пластовых водах горизонтов, образующих с катионами кальция плохо растворимую соль (гипс).
В дальнейшем число солеотлагающих скважин из-за возрастающей обводненности продукции будет последовательно снижаться, достигнув 2-3 к 2059 г.
Борьба с отложениями неорганических солей на Мамонтовском месторождении ведется методами удаления уже сформировавшихся осадков. Удаление отложений неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании осуществляется обработкой 8-15 раствором соляной кислоты.
В настоящее время наиболее распространенным и экономичным следует признать способ удаления осадков неорганических солей с помощью солянокислотных обработок, в результате которых удаляются как отложения гипса, так и карбоната кальция из нефтепромыслового оборудования.
Для удаления осадков неорганических солей рекомендуется проведение солянокислотных обработок 8-15 раствором соляной кислоты с добавкой ингибиторов коррозии при соотношении раствора соляной кислоты к ингибитору коррозии 1:0,005 – 1:0,01. В качестве ингибиторов могут быть использованы Север-1, И-21 ДМ. Периодичность обработок при проведении мероприятий по предотвращению отложения солей – 2 раза в год. Расход раствора соляной кислоты на одну обработку зависит от способа солянокислотного воздействия – кислотные ванны, простые кислотные обработки, высоконапорные обработки, и составляет в среднем 7-10 т.
Для обработки скважин, подверженных солеотложению, на Мамонтовском месторождении будет необходимо 12-90 т 35 синтетической соляной кислоты или 19-143 т 22 абгазной соляной кислоты в год.
Для предотвращения отложения солей в нефтепромысловом оборудовании разработаны технологические, физические и химические способы.
К технологическим способам относят выбор вод для заводнения продуктивных пластов, совместимых с пластовыми, селективную изоляцию или ограничение притока воды в добывающих скважинах, применение раздельного отбора и сбора жидкости и т.д. При этом предупреждение отложения солей достигается за счет ограничения или исключения возможности смешения вод различного состава. В настоящее время в связи с увеличивающимся объемом заводнения пластов Мамонтовского месторождения возможности технологических способов предотвращения отложения солей во многом исчерпаны.
Физические методы предупреждения солеотложения, основанные на применении магнитных, электрических и акустических полей для обработки добываемой жидкости, несмотря на свою перспективность, находятся лишь в стадии опытно-промышленных испытаний. Широкое внедрение этих методов сдерживается отсутствием обоснованных границ их применимости и противоречивостью результатов испытаний.
Одним из способов повышения работоспособности оборудования в условиях солеотложения является применение различных покрытий поверхности, соприкасающейся с жидкостью. Имеется положительный опыт применения покрытия НКТ стеклом, эмалями. Разработан способ нанесения покрытий на рабочие поверхности колес ЭЦН из пентапласта . В целом применение лакокрасочных и полимерных покрытий, деталей и узлов оборудования из полимеров, обладающих низкой адгезией к солям, в настоящее время из-за недостатка в необходимых полимерных материалах позволяет лишь частично защитить участки скважины, наиболее подверженные отложению солей.
Наиболее эффективным способом предотвращения солеобразования в нефтепромысловом оборудовании является химический с использованием реагентов-ингибиторов.
Необходимо отметить, что во многом применение того или иного способа защиты определяется физико-химическими характеристиками используемого реагента. Так, защита скважинного оборудования дозированием ингибитора с помощью глубинного дозатора предполагает спуск контейнера с гранулированным ингибитором в скважину.
Однако неуправляемость процессом растворения ингибитора в контейнере, необходимость проведения подземного ремонта скважины для его извлечения и заполнения новой порцией ингибитора, плохая защита от солеотложения обсадной колонны – ограничивают использование этого способа на нефтепромыслах.
Для предотвращения отложений солей на Мамонтовском месторождении рекомендуется использование следующих ингибиторов – ПАФ-13, ОЭДФ, ИСБ-1, Инкредол-1, ДПФ-1, SР-181, SР-191, SР-203, Корексит-7647.
Опыт реализации технологии задавливания ингибитора в пласт для предотвращения отложения карбонатных осадков в ОАО “Юганскнефтегаз” показывает, что одно задавливание 0,25 т ингибитора в добывающую скважину обеспечивает предотвращение солеотложения в течение 180 суток и более.
Потребность в ингибиторе для ингибирования карбонатных отложений на Мамонтовском месторождении составляет 1-7,5 т/год.
Коррозионное разрушение нефтепромыслового оборудования
В последние годы в связи с недостаточным финансированием мероприятий по борьбе с коррозией на месторождении произошел двукратный рост аварийности нефтепроводов и водоводов. Резкое ухудшение коррозионной обстановки обусловлено рядом причин: общим старением сети наземных трубопроводных коммуникаций, требующих замены; сокращением объемов закачки ингибиторов коррозии из-за снижения поставок и сокращения их ассортимента; недогруженностью нефтепроводов, по которым большая часть добываемой продукции транспортируется в коррозионноопасном расслоенном режиме; увеличивающейся обводненностью продукции, формированием коррозионно-агрессивного бактериального биоценоза микроорганизмов в нефтяном пласте и наземном оборудовании.
Общая протяженность трубопроводов Мамонтовского месторождения составляет 2618 км и распределяется следующим образом (в км):
нефтепроводы: 1549
в т.ч.: – выкидные 280
– напорные 209
– нефтесборные 960
– нефтепроводы внешней откачки 100
водоводы: 1069
в т.ч.: – низконапорные 209
– высоконапорные 860
Следует отметить, что авариям по причине коррозии подвергаются не только старые, но и относительно новые нефтепроводы. Так, например, аварийность нефтепроводов (по данным за 1997 год) по срокам ввода их в эксплуатацию распределяется следующим образом.
Общее число аварий – 290 (из них 287 по причине коррозии), в том числе на нефтепроводах со сроком эксплуатации:
– до 5 лет – 28,
– 5-10 лет – 75,
– 10-15 лет – 118,
– свыше 15 лет – 69.
Наиболее аварийными являются нефтесборные коллекторы с ДНС-8, ДНС-18, ДНС-35 и ДНС-ЮВ, входящие в состав ЦДНГ-5 и ЦДНГ-6.
Наибольшее число порывов происходит на трубопроводах со сроком эксплуатации 10-15 лет.
Ущерб от коррозионного разрушения оборудования заключается не только в затратах на ликвидацию аварий, прямых и косвенных потерях нефти, но и в ухудшении экологической обстановки вследствие аварийных разливов нефти, приводящих к загрязнению нефтью, газом и минерализованными водами воздушного бассейна, почвы, водоемов и рек.
Средняя обводненность продукции скважин Мамонтовского месторождения достаточно высока (свыше 80 %) и имеет тенденцию к дальнейшему росту. Известно, что при низких скоростях движения водонефтяной эмульсии по трубопроводу снижается ее агрегативная устойчивость и происходит выделение водной фазы. Контакт металла с электролитом, роль которого играет выделившаяся из эмульсии пластовая вода, вызывает протекание коррозионных процессов. Наиболее коррозионноопасна скорость перекачки эмульсии “нефть-вода” равная 1 м/c. Кроме того, вода, скапливающаяся на пониженных участках трассы (в застойных зонах), вызывает интенсивное коррозионное разрушение нижней образующей трубы. Соответственно, и максимальная скорость коррозии наблюдается по нижней образующей трубы (около 90 % коррозионных поражений). Коррозионной агрессивности перекачиваемой продукции способствует наличие в сопутствующей воде солей и, прежде всего, ионов хлора.
Одной из причин ухудшения коррозионной обстановки остается снижение объемов закачки ингибиторов коррозии. Так, если в 1991 г. общий объем закачки ингибиторов коррозии в системы нефтесбора и ППД ОАО “Юганскнефтегаз” составил 5396 т, то в 1998 г. было закачано лишь 2390 т, т.е. более чем в 2 раза меньше. Сократилось как количество защищаемых направлений, так и их протяженность.
В настоящее время для защиты от коррозии нефтепромыслового оборудования существует широкий ряд методов:
– технологические мероприятия, способствующие снижению коррозии действующего оборудования, направленные на такую корректировку технологии добычи, подготовки и транспортирования нефти, нефтяного газа и воды, чтобы сохранить первоначальную низкую коррозионную активность добываемой продукции;
– методы, связанные с изменением агрессивных свойств самой среды или с удалением из нее компонентов, вызывающих коррозию металла;
– специальные методы, применяемые совместно с другими технологическими мероприятиями: ингибиторы коррозии, биоциды, защитные покрытия, неметаллические материалы, коррозионностойкие металлы и сплавы, а также электрохимическая (катодная и протекторная) защита.
Указанные методы применяют порознь или комплексно, исходя из конкретных условий, сложившихся на нефтепромыслах, с учетом технико-экономических показателей.
Для защиты от коррозии трубопроводов системы нефтесбора НГДУ “Мамонтовнефть” рекомендуются к использованию ингибиторы СНПХ-6301, Кродакс-109, эффективность которых по образцам-свидетелям составляет 72 и 90 % соответственно, а в системе ППД – ингибиторы Север-1, И-21-Д, И-21-ДМ.
Перечень применяемых ингибиторов и объем их внедрения может быть существенно увеличен за счет поставок эффективных ингибиторов коррозии, производимых предприятиями Башкортостана: Сонкор 97-01, ИКАП-2, Викор-1А, ИКБ-2-2, ИКБ-4 АФЭ, обладающих высоким защитным эффектом по результатам стендовых испытаний, проведенных сотрудниками ВНИИЦ “Нефтегазтехнология” на подтоварной воде НГДУ “Мамонтовнефть”.
В связи с тем, что ингибиторы лучше адсорбируются на чистой поверхности металла, рекомендуется периодически (1-2 раза в год) производить очистку стенок трубопроводов от осадков механических примесей, солей и продуктов коррозии с помощью механических скребков, устройства ввода и вывода которых должны быть предусмотрены при сооружении новых и реконструкции старых трубопроводных коммуникаций.
Защищаемый ингибитором коррозии трубопровод должен быть оборудован устройствами контроля скорости коррозии не менее, чем в трех точках: в начальном пункте – на расстоянии от 20 до 100 м от точки ввода ингибитора, в середине и в конце защищаемого участка. Для оборудования точек контроля коррозии рекомендуется применять переносные комплекты устройств конструкций “Трубокор” (Краснодар), ИПТЭР (Уфа), СНПХ (Казань) или другие аналогичные системы, позволяющие осуществлять отбор проб из трубопровода, гравиметрический и (или) электрохимический контроль скорости коррозии.
Помимо технологических методов (изменение режима движения жидкости) и ингибиторной защиты, для борьбы с коррозионным разрушением внутренней поверхности трубопроводов и другого нефтепромыслового оборудования могут использоваться защитные неметаллические покрытия. В настоящее время наиболее широко используют покрытия на основе фенолформальдегидных, фуриловых, эпоксидных, полиэфирных смол, а также на основе различных полимерных композиций .
Для защиты от коррозии резервуаров, внешней поверхности трубопроводов, обсадных труб рекомендуется применение катодной и протекторной защиты .
К эффективным способам защиты от коррозии внешней поверхности трубопроводов следует отнести нанесение защитных покрытий, в качестве которых применяют битумно-резиновые покрытия, покрытия из полимерных лент, эпоксидные композиции и др. Высокий защитный эффект достигается и при совмещении защитных покрытий с применением катодной либо протекторной защит.
Квалифицированное применение комплекса вышеперечисленных методов защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии позволит существенно продлить срок службы оборудования, сократить затраты на капитальные и текущие ремонты, уменьшить потери продукции и улучшить экологическую обстановку добывающего региона.