Программа химизации на Верхнечонском месторождении: уникальное комплексное решение
Добыча нефти на одном из крупнейших новых месторождений Восточной Сибири – Верхнечонском – началась осенью 2008 года. Получаемые в ходе опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) данные позволяют лучше подготовиться к полномасштабной разработке, отработать технические решения, а зачастую – выявить неизвестные ранее особенности месторождения, требующие поиска новых подходов.
Опыт эксплуатации Верхнечонского месторождения показал, что продукция скважин характеризуется высоким содержанием солей, смол и парафинов, отложения которых затрудняют эксплуатацию промыслового оборудования и повышают риски его преждевременного выхода из строя. При пилотном запуске системы поддержания пластового давления (ППД) также были выявлены неблагоприятные факторы, такие как наличие кислорода и сульфатредуцирующих бактерий в артезианской воде, используемой для закачки, что может ускорить коррозию промыслового оборудования.
Для снижения негативного влияния перечисленных особенностей Верхнечонского месторождения требуются специальные химические методы. Наиболее эффективным решением представляется реализация единой программы согласованных между собой мероприятий, учитывающей все особенности месторождения, – системы управления химизацией (СУХ).
Соли и парафины в составе нефти
В ходе ОПЭ Верхнечонского месторождения было выявлено высокое содержание в добываемой нефти солей. Содержание солей – один из основных факторов, характеризующих качество сдаваемой продукции, и чтобы нефть Верхнечонского месторождения оставалась в первой группе качества, требуется проведение ряда мероприятий, таких как отмыв солей от нефти с помощью воды. Кроме того, повышенное содержание солей приводит к образованию отложений в скважинах и в системе сбора и транспорта нефти и, соответственно, к ускорению коррозионных процессов.
Специалисты ОАО «Верхнечонскнефтегаз» провели исследования по рискам отложения солей, определили участки наиболее вероятной их локализации и заключили договор на проведение коррозионного мониторинга, включающего применение ингибиторов солеотложений практически по всей системе добычи.
Исследования показали, что процесс отложения солей протекает особенно интенсивно на рабочих частях установки подготовки нефти. Сегодня на Верхнечонском месторождении используются два типа аппаратов heater treater производства компании Sivalls, Inc., которые осуществляют одновременный нагрев продукции скважин, предварительное и глубокое отделение воды, а также глубокое обессоливание нефти переменным электрическим полем. «Слабым местом» этого оборудования являются жаровые трубы, служащие источником тепла для нагрева жидкости в процессе подготовки. Опыт эксплуатации показал, что именно на жаровых трубах образуются наибольшие отложения карбонатных солей, что затрудняет теплосъем с наружной поверхности трубы и может привести к ее местному перегреву вплоть до температуры плавления металла и, следовательно, к деформации, разрыву трубы и преждевременному выходу оборудования из строя. Поэтому в целях контроля проводятся испытания при помощи анализатора металла - оптико-эмиссионного спектрометра М4000. В настоящее время для борьбы с солеотложениями на жаровых трубах используется регулярная – два-четыре раза в год - ручная механическая очистка. Эта процедура требует полной остановки агрегата и, в общей сложности, занимает от трех до четырех суток.
Разработанная программа химизации, как ожидается, позволит бороться с солеотложениями более эффективно. За счет ингибирования продукции скважин, поступающей на подготовку, снизится уровень солеотложения на трубах и увеличится срок эксплуатации оборудования. Однако окончательный ответ на этот вопрос будет получен на основании опытно-промышленных испытаний ингибиторов солеотложений.
Другой важной особенностью верхнечонской нефти является высокое содержание смол, что в условиях низких пластовых температур предопределяет отложение парафинов в пласте, скважинах, на установках подготовки нефти и в товарном нефтепроводе. Сегодня для очистки промыслового оборудования используются механические способы – скребки для скважин и поршни для нефтепроводов, а с 2010 года начнется апробирование линейки реагентов по ингибированию парафиноотложений, разработанных как российскими, так и зарубежными компаниями.
Осложнения в системе ППД
В 2009 году на Верхнечонском месторождении была запущена система поддержания пластового давления, и здесь также будут применяться химические методы. В частности, исследования системы ППД позволили выявить риски, связанные с высокой скоростью коррозии промыслового оборудования, а также с наличием в закачиваемой артезианской воде сульфатредуцирующих бактерий и кислорода. В связи с этим, в комплекс системы управления химизацией включены требования по применению ингибиторов коррозии, поглотителей кислорода и антибактериальной присадки.
Говоря о сульфатредуцирующих бактериях, в первую очередь, необходимо предупредить их распространение в пласты месторождения и сохранить залежь свободной от продуктов их жизнедеятельности – сероводорода. В перспективе это позволит предотвратить появление сероводорода в продукции добывающих скважин и, соответственно, минимизирует связанные с этим риски коррозии промыслового оборудования.
Система управления химизацией также предусматривает использование ингибиторов гидратообразований в нагнетательных скважинах. Исследования ряда российских и зарубежных компаний демонстрируют высокие риски образования гидратов и выпадения парафинов при запуске системы ППД. В связи с этим в 2009 году реализован пилотный проект по закачке ингибиторов парафиноотложений и гидратообразований (подрядчик – ЗАО «Опытный завод Нефтехим»). Проделанные работы позволили нивелировать имевшиеся риски – трудностей с запуском скважин и снижения приемистости при применении методов химизации не отмечается.
Комплексный подход
Опыт применения химических методов на различных месторождениях свидетельствует, что решение одной, узкоспециализированной проблемы зачастую приводит к негативным изменениям в других процессах. Применение любых реагентов будет оказывать влияние на качество конечной продукции, поэтому при разработке системы управления химизацией возникает необходимость комплексно учитывать их воздействие на всю систему подготовки нефти. Именно такой комплексный подход к программе химизации будет реализован на Верхнечонском месторождении, что подразумевает тестирование совместимости реагентов (ингибиторов, эмульгаторов, растворителей), используемых на различных участках системы добычи и транспорта, а также определение процедур обработки, которые не создают осложнений при подготовке нефти.
Выбор в пользу комплексной системы управления химизацией определяет целесообразность осуществления работ единым подрядчиком, который будет выполнять функции по закачке реагентов и оценке их влияния на конечный продукт. При этом применение химии других поставщиков не будет ограничиваться, напротив, обязательства подрядчика по химизации будут включать проведение опытно-промышленных испытаний продукции других производителей. Для контроля эффективности деятельности подрядчика в настоящее время активно ведется переоснащение полевых лабораторий – увеличение штата, закупка нового оборудования, химических реактивов и расходных материалов.
До конца 2009 года на Верхнечонском месторождении запланирован запуск третьей лаборатории в районе головных сооружений. Это позволит разгрузить лабораторию на установке подготовки нефти и обеспечить массированный подход к проведению анализов.
Верхнечонское месторождение станет первым российским проектом, где комплексный подход к программе химизации будет применен с самого начала разработки. Если на других месторождениях аналогичные проблемы решались по мере возникновения, то здесь предпринята попытка предугадать, оценить возможные риски и своевременно подготовиться к ним.
Оцените новость
4 из 5
рейтинг
рейтинг
2
голосов
голосов
3776
просмотров
просмотров
Понравилась новость?
Похожие новости: