Файл: Томский политехнический университет школа Инженерная школа природных ресурсов Направление подготовки.pdf

85
Высокообводненные скважины средней производительности и среднеобводненные скважины малой производительности с успехом могут защищаться по технологии периодического дозирования в затрубное пространство.
Необходимо помнить, что методы дозирования ингибитора через систему
ППД и задавка ингибитора в пласт позволяют защищать все четыре зоны солеотложения, методы индивидуального дозирования – только две. Поэтому при прочих равных экономических условиях предпочтение следует отдавать методам задавки в пласт и дозирования через систему ППД.
При использовании на скважинах технологий защиты от солеотложения, в ходе выполнения ремонтных работ на участках, где отмечены солеотложения, в жидкость глушения желательно добавлять ингибитор солеотложения [15].
2.7
Опыт применения ингибиторов для предотвращения отложений
солей и коррозии нефтепромыслового оборудования
Преимущества ингибиторной технологии защиты, применяемой для предотвращения солеотложений и коррозии нефтепромыслового оборудования, способствовали увеличению спроса на химические реагенты. Этот способ защиты оборудования эффективный, относительно недорогой и простой в исполнении, чем и объясняется популярность его применения в нефтяных компаниях. Например, в компании ПАО «Лукойл» 67% скважин солеотлагающего и 91% скважин коррозионного фондов защищаются ингибиторами. Компании ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Газпром нефть» и другие нефтедобывающие предприятия России на своих месторождениях так же использует ингибиторы для защиты внутрискважинного оборудования.
По данным работы в ООО «РН-Юганскнефтегаз» для предупреждения образования солеотложений применяются такие ингибиторы как: ОЭДФ,
«Акватек» и «Ипроден-С1», эффективность которых превышает 90%. В случае содержания ионов кальция более 600 мг/дм 3 отмечается эффективность ингибитора солеотложения производства Baker Hughes Petrolite. Увеличение наработки ЭЦН на отказ увеличилось до 9,3 раз, приложение Г (рисунки 40,41).

86
Согласно отчетам компании ОАО «Газпромнефть-ННГ», около 50% скважин действующего фонда, оборудованных
УЭЦН, осложнены солеотложением. В качестве защитных мер были подобраны ингибиторы, эффективность которых составила не менее 80 %. По результатам проведенного комплекса лабораторных и полевых испытаний к промышленному применению были рекомендованы ингибиторы солеотложений «Акватек», «Инсан» и
«Оптима».
По результатам анализа, проведенного специалистами
ОАО
«Самотлорнефтегаз» установлено, что затраты на химическую защиту, существенно ниже потерь при эксплуатации незащищенного оборудования. В связи с этим, стратегия компании подразумевает развитие направления химизации и увеличение линейки ингибиторов. Эффективность применяемых в компании реагентов «Фокс» и Dodiscale составляет 95%. Помимо них имеется опыт использования ингибиторов «Акватек», Descum и ПАФ, а в рамках дополнительных исследований применяются инкапсулированные ингибиторы
Captron и Giptron.
Опыт применения ингибитора углекислотной коррозии «КорМастер-1055» на Пальяновском месторождении компании ООО «Газпромнефть-Хантос» показал его высокий защитный эффект (97%) и низкие остаточные скорости коррозии (0,01 мм/год).
Ингибиторы компании «НИИнефтепромхим» СНПХ различных марок активно применяются на предприятиях ОАО «Татнефть», ПАО НК «Роснефть»,
ПАО «Лукойл», ПАО АНК «Башнефть», ОАО НК «РуссНефть», ПАО «Газпром нефть», ПАО «Сургутнефтегаз», ЗАО «Самара-Нафта». В зависимости от назначения реагенты проявляют защитное действие в агрессивных средах, содержащих сероводород, углекислоту, кислород.
Компания ОАО «РН Холдинг» также стремится расширить использование ингибиторов коррозии с целью защиты подземного оборудования, в связи с этим проводится отбор наиболее эффективных реагентов. По результатам исследований наибольший защитный эффект, превышающий 90%, показали

87
Сонкор-9022Б, Scimol-2311, Cortron R-5603, КорМастер 1075, Dodicor 5905, Азол
5030, Азол 5030 марка В, Аквакор 5115Т, Unicor WS-102, Л-1100 марка A.
Перспективным направлением химизации в настоящее время является внедрение комплексных реагентов, действие которых направлено на защиту скважин сразу от нескольких осложняющих факторов. Например, компанией
ОАО «РН Холдинг» был подобран ингибитор Акватек 515Н, обладающий защитным эффектом одновременно от углекислотной коррозии и отложения карбоната кальция. Помимо него известны такие комплексные реагенты данной направленности как Солмастер 7010 (рецептура № 4), Солмастер 7010
(рецептура № 2), Sedics 2107, Scortron egp 3001W. Применение Акватека 515Н позволило компании увеличить МРП скважины, снизить затраты на подземный ремонт 30 скважин и ремонт УЭЦН и НКТ, ликвидацию аварий, упростить технологию дозирования. Кроме того, суммарная стоимость необходимого годового объема ингибиторов солеотложений и коррозии выше стоимости комплексного реагента. Таким образом, применение Акватека марки 515Н позволило сохранить 14% общих затрат годовой защиты.
К комплексным ингибиторам повышенный интерес проявляют и все мировые нефтесервисные предприятия. Например, компания Шлюмберже уделяет особое внимание проблемам коррозии и солеотложения на месторождениях Северного моря: инвестирует значительные средства в разработку новых технологий, создание комплексных ингибиторов.
Активно используются комплексные композиции на основе аминотриметиленфосфоновой кислоты (НТФ), фосфонобутантрикарбоновой кислоты (ФБТК), гидроксиэтилидендифосфоновой кислоты, ингибиторы
Defender различных серий и другие.
Стоит отметить, что универсальных одинаково эффективных во всех условиях ингибиторов не существует. Для обеспечения надежной защиты и максимально положительного результата реагенты и технологию их подачи необходимо подбирать для каждых условий индивидуально.

88

89
Критерии и условия применения технологии постоянного дозирования
(УДЭ, БРХ), ограничено производительностью дозирующих установок (обычно до Q
ж не более 300 м
3
/сут). Кроме того, при высоких дебитах время нахождения ингибитора в зоне приема насоса мало, в следствие происходит его быстрый вынос, что резко снижает эффективность технологии.
Рисунок 43 – Карта применимости технологий постоянного дозирования
Достоинства: обеспечивается гарантированное присутствие ингибитора на приеме ЭЦН и в продукции скважины; относительная дешевизна метода.
Недостатки: необходимы затраты на дополнительное оборудование
(поверхностный дозатор), его монтаж и обслуживание; риски коррозии НКТ или
ЭК; постоянно занята полевая затрубная задвижка, через которую осуществляется подача ингибитора; не защищается интервал ниже приема насоса.
Рекомендации по совершенствованию технологий УДЭ:
-
Поиск дешевых и эффективных ингибирующих композиций;
-
Снижение коррозионной агрессивности ингибирующих композиций
(ингибиторы комплексного действия).
Для ПСК с ингибирующей композицией должны выполняться следующие критерии и условия: техническое ограничение (связано с максимальной нагрузкой на колонну, обычно это 250 – 300 кг); технологическое ограничение

90
(при высоких дебитах происходит быстрое размывание композиции, что резко снижает эффективность). Технология обычно применяется в интервале обводненности от 20 до 80%.
Рисунок 44 – Карта применимости технологии погружных скважинных контейнеров
Достоинства: обеспечивается защита всей компоновки УЭЦН; отсутствуют затраты на дозирующее оборудование, его монтаж и обслуживание.
Недостатки: необходимы затраты на дополнительное оборудование
(контейнер), монтаж; смена контейнера возможна только при подъеме установки; риски прихвата контейнера при спускоподъемных операциях (СПО) УЭЦН.
Рекомендации по совершенствованию технологий для ПСК:
-
Совершенствование состава ингибиторной композиции для малообводненных (5-10%) и высокотемпературных скважин (выше 105 0
С);
-
Усовершенствование конструкции
ПСК для обеспечения равномерности выноса ингибитора.
Задавка ингибитора солеотложения в пласт. Критерии и условия применения: ввиду того, что при проведении операций по задавке в пласт осуществляется введение значительных объемов растворов, существует риск повреждения пласта, особенно, при задавке водных растворов. Несовместимость

91 ряда ингибиторов с жидкостями глушения на основе солей кальция. Необходимо обязательное проведение блока исследований (совместимость, адсорбционно–
десорбционные свойства и т.д.).
Достоинства: обеспечение защиты скважины начиная от ПЗП; применяется в широком интервале дебитов по жидкости и степени обводненности продукции.
Недостатки: увеличение сроков проведения ремонта в скважине; риск изменения фазовых проницаемостей по воде и нефти при закачке водных растворов (особенно на водочувствительных колллекторах); необходим контроль за совместимостью ингибиторов солеотложения с применяемыми при ремонте технологическими жидкостями.
Рисунок 45 – Карта применимости технологии задавки ингибитора солеотложения в пласт
Недостатком технологии является то, что данная технология не рекомендуется для скважин, работающих в интенсивном режиме, поскольку сокращается продолжительность эффекта. Мощный скважинный насос организует значительный перепад давления в ПЗП и высокоскоростные потоки жидкости, из-за чего ускоряется десорбция ингибитора из пластовой породы. К достоинствам можно отнести то, что защита распространяется на призабойную

92 зону скважины, эксплуатационную колонну до уровня насоса, насосное оборудование, НКТ и наземные коммуникации.
Задавка ингибитора в пласт по технологии Squeeze. Преимущества этого метода – возможность закачки на пластах с различными фильтрационными свойствами, происходит защита призабойной зоны пласта, задается глубина проникновения.
Рекомендации по совершенствованию технологий для задавки в пласт:
-
Подбор ингибиторов с оптимальными адсорбционно- десорбционными свойствами;
-
Создание совершенных кальцийустойчивых ингибиторов;
-
Создание и испытания неводных ингибирующих систем для задавок.
Принцип подбора и разработки оптимального ингибитора солеотложений для карбонатных коллекторов является таким же, как и для терригенных коллекторов и зависит от геологических условий месторождения, минералогического состава пород, физико-химических характеристик пластового флюида, термобарических залеганий пород коллекторов, от совместимости химического состава ингибитора с другими контактирующими жидкостями (растворы глушения, пластовый флюид и т.д.). В приложении Б были рассмотрены действующие вещества ингибиторов солеотложения. На основе изученной литературы и статей была представлена рекомендательная таблица для применения ИСТ, на месторождениях Западной Сибири, приложение Е таблица 19.

93
ЗАДАНИЕ ДЛЯ РАЗДЕЛА
«ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И
РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ»
Студенту:
Группа
ФИО
2Б6П
Червинскому Владиславу Юрьевичу
Школа
ИШПР
Отделение школы (НОЦ)
ОНД
Уровень образования
Бакалавриат
Направление/специальность
Нефтегазовое дело
21.03.01
Исходные данные к разделу «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и
ресурсосбережение»:
1. Стоимость ресурсов научного исследования (НИ):
материально-технических, энергетических, финансовых,
информационных и человеческих
Стоимость выполняемых работ, материальных ресурсов, согласно применяемой техники и технологии, в соответствии с рыночными ценами.
2. Нормы и нормативы расходования ресурсов
Нормы времени на выполнение операций, нормы расхода материалов, инструмента, норма амортизации и т.д.
3. Используемая система налогообложения, ставки налогов,
отчислений, дисконтирования и кредитования
Общий налоговый режим.
Перечень вопросов, подлежащих исследованию, проектированию и разработке:
1. Оценка коммерческого потенциала, перспективности и
альтернатив проведения НИ с позиции
ресурсоэффективности и ресурсосбережения
Технико-экономическое обоснование целесообразности внедрения новой техники или технологии выполнения работ.
2. Планирование и формирование бюджета научных
исследований
Определение текущих затрат на проведение мероприятия.
3. Определение ресурсной (ресурсосберегающей), финансовой,
бюджетной, социальной и экономической эффективности
исследования
Расчет экономических показателей эффективности внедрения новой техники или технологии.
Перечень графического материала
(с точным указанием обязательных чертежей)
:
1.
Калькуляция себестоимости
Дата выдачи задания для раздела по линейному графику
Задание выдал консультант:
Должность
ФИО
Ученая степень,
звание
Подпись
Дата
Доцент ОСГН
Якимова Татьяна
Борисовна к.э.н.
Задание принял к исполнению студент:
Группа
ФИО
Подпись
Дата
2Б6П
Червинский Владислав Юрьевич