Соли на миллионы

Соли на миллионы

Опыт защиты нефтяных скважин от отложений солей в «Газпромнефть-Востоке»

Доставить реагенты на томские месторождения можно только в зимний период Солеотложение на глубинно-насосном оборудовании приводит к его отказу

ФОТО: Евгений Уваров, Алексей Родионов

Ингибитор

Вещество, замедляющее или предотвращающее течение какой-либо химической реакции. Химические методы предотвращения солеотложений, основанные на применении химических реагентов-ингибиторов, в настоящее время являются наиболее известными, эффективными и технологичными способами предотвращения отложения неорганических солей. Различают ингибиторы для предотвращения возникновения карбонатных, сульфатных и барийсодержащих отложений.

Защита нефтяных скважин от отложений солей за два с половиной года принесла «Газпромнефть-Востоку» более 230 млн рублей экономии. Сегодня работа нефтепромысловых химиков как никогда актуальна, ведь около 40% скважин «Газпромнефть-Востока» относятся к солевому фонду и без должной защиты могут остановиться в любой момент

Текст: Алена Попова

Отложение солей — общая проблема для многих нефтяных месторождений. Из школьного курса химии известно, что соли выпадают из водных растворов при их перенасыщении определенными ионами. Причины такого перенасыщения в процессе нефтедобычи могут быть разными: параметры добываемого флюида (обводненность, состав пластовой воды, наличие растворенных и нерастворенных минералов), термобарические условия, конструктивные особенности глубинно-насосного оборудования. Как бы там ни было, последствия солеотложения самым негативным образом влияют на эффективность нефтедобычи.

Так, выпадение солей в призабойной зоне пласта добывающих скважин снижает их продуктивность и дебет в несколько раз вплоть до нулевой отметки. Солеотложение на глубинно-насосном оборудовании (ЭЦН, ПЭД, ГС, ГЗ, НКТ) приводит к отказу оборудования, инициированию коррозии, а в целом к снижению выработки на скважине. Влияют соли даже на подготовку товарной нефти, повышая стабильность водонефтяных эмульсий и приводя к увеличению затрат на их разделение.

Во всех нефтедобывающих предприятиях «Газпром нефти» всерьез взялись за проблему в 2010 году. Результат не заставил себя ждать. Так, если в 2010 году в «Газпромнефть-Востоке» от солеотложений защищались только 23% осложненных скважин, то сегодня этот показатель прочно занял стопроцентную высоту.

Дорогой опыт

В силу различных причин на томских месторождениях солевой фонд с 2010 года вырос с 30% до 41%. Предполагается, что в ближайшем будущем даже при росте действующего фонда скважин доля осложненных скважин будет стабильна — 40–42%. Скважина, осложненная солями, без защиты может отработать 20–30 суток. Один только подъем и замена насосного агрегата обойдется в 500–1000 тыс. рублей. А если таких скважин почти половина — убытки могут быть катастрофическими. Поэтому важность превентивных мер ни у кого не вызывает сомнения.

«С 2012 года мы вышли на 100%‑ю защиту солевого фонда, — рассказывает начальник ОНПХ компании Артем Боев. — Наиболее эффективным для месторождений „Газпромнефть-Востока“ оказалось дозирование ингибитора солеотложений с устья скважины с помощью установок дозирования реагента (УДР). По нашим подсчетам, за 2012–2014 год обработка солевого фонда при помощи УДР принесла экономический эффект в 227 млн рублей. Этим способом защищаются 93% скважин». Также для защиты скважин используются и другие методы. Неплохо показали себя погружные скважинные контейнеры с реагентом, которые опускаются непосредственно в забой и устанавливаются под насос. Этот метод позволил сэкономить еще 4 млн рублей. А вот третий опробованный способ защиты — рассредоточенная закачка ингибитора в пласт — себя не оправдал. «У компании небольшие дебиты, при этом достаточно высокий газовый фактор, и при закачке в пласт происходил залповый вынос ингибитора», — пояснил Артем Боев.

Как показывает опыт, с ингибиторной защитой средняя наработка скважины на отказ (НнО) увеличивается в 1,5–2 раза.

Особенные скважины

Ингибиторы для каждого месторождения приходилось подбирать индивидуально. Необходимо было учесть множество факторов: минеральный состав вод, эксплуатацию в условиях экстремальных температур (до —50 градусов) и т.д. Процесс выбора потребовал скрупулезности: всего было протестировано 25 образцов разных производителей. Ключевую роль в этом процессе сыграл Научно-технический центр «Газпром нефти». В 2011 году исследование было закончено, и «Газпромнефть-Восток» получил линейку эффективности ингибиторов, четыре наиболее эффективных реагента из которой за три года эксплуатации подтвердили свои характеристики на томских месторождениях.

«В этом году, по-хорошему, нужно снова проводить такую работу, поскольку она требует периодичности: технологии не стоят на месте, появляются новые производители, возможно, уже существуют более эффективные и дешевые реагенты, — говорит Артем Боев. — В любом случае для каждого месторождения мы имеем выбор, и это важно: ни один производитель не может диктовать нам цены».

Месторождения «Газпромнефть-Востока» имеют и еще одну особенность — удаленность и автономность, которая выливается в отсутствие круглогодичной возможности наземной транспортировки груза. Если в Ноябрьск или Муравленко реагенты можно завезти в любое время года по железной дороге, то на Урманское или Крапивинское — только автотранспортом в зимний период. Поэтому каждый год специалистам необходимо точно просчитать, сколько ингибитора потребуется до следующей зимы. Ошибки в расчетах обходятся дорого — стоимость доставки вертолетом намного превышает стоимость самого реагента, а излишние запасы на складах приводят к дополнительным затратам на хранение.

Полезные опыты

Эффективность внедренной системы защиты подтверждается ростом средней наработки на отказ, то есть безотказной работы скважин солевого фонда. Если до полномасштабной защиты этот показатель составлял 253 дня, то после внедрения ингибиторов увеличился до 328 суток. При этом средняя текущая НнО составляет уже 397 суток. Однако специалисты ОНПХ видят еще более перспективные решения, которые принесут дополнительную экономию, улучшат функциональность системы защиты, увеличат эффективность технологий. Это требует не столько финансовых, сколько временных затрат.

«Необходимо оценить эффективность погружных контейнеров, — рассказывает инженер ОНПХ Наталья Шелест. — На сегодняшний день нет данных о том, на какое количество времени хватает реагента для условий каждой конкретной скважины. Эти исследования еще предстоит провести, чтобы понимать, когда нужно применить дополнительную защиту».

Еще один важный вопрос: можно ли совместно использовать два ингибитора с различным значением рН? В практике «ГПН-Восток» были такие случаи, когда одновременное использование ингибиторов разной кислотности привело к отказу скважины из-за отложения солей. Ответить на вопрос, стало ли причиной этого взаимное влияние реагентов, помогут лабораторные исследования. Корпоративным лабораториям вообще отведено большое место в плане по совершенствованию защиты от солеотложений. В ближайшее время они начнут делать анализ твердых отложений. Раньше он делался в сторонних организациях — аккредитованных лабораториях, но это занимало много времени: пока образцы вывезут с месторождения, пока исследуют...

«Для эффективной работы мы должны получать анализ в течение трех дней, максимум — недели, — говорит Артем Боев. — Нужно быстро оценить состав отложений, процент солей и в соответствии с этим принять решение о необходимости защиты скважины. Если вовремя не начать защиту, проблема начнет расти как снежный ком: соль на погружном оборудовании является центром сорбции, на нее высаживаются асфальтосмолопарафины, мехпримеси, в итоге получаем отложения сложного состава».

Среди других значимых задач — ускорение проведения анализа шестикомпонентного состава воды, необходимого для оценки содержания в пластовой воде солеобразующих ионов и прогнозирования выпадения осадка. Сейчас анализ занимает два часа, промысловые лаборатории не успевают справиться с объемом работы. Наталья Шелест опробовала методику капиллярного электрофореза на пробе воды с месторождения. Результат — ускорение анализа до 20–30 минут без снижения точности определения концентраций. В ближайшее время будет рассмотрена возможность внедрения этого метода в лабораториях «Газпромнефть-Востока». И, конечно, необходимо продолжить подбор новых реагентов с пониженным расходом и улучшенными физико-химическими свойствами (температурой застывания, коррозийной активностью, вязкостью при пониженных температурах). Одно только снижение дозировки с нынешних 30 г/тн до 25 г/тн принесет экономию около 450 тыс. рублей, так что останавливаться на достигнутых успехах рано.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ