Опыт применения капсулированного ингибитора

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
УДК 620.193:622.276.012.05
© Коллектив авторов, 2013
Опыт применения капсулированного
ингибитора коррозии Scimol WSС
в скважинах Когалымского месторождения
А.В. Воловоденко
(ЗАО «ЛУКОЙЛ-АИК»),
А.Ю. Жуков, А.В. Софронов
(Научно-инжиниринговый центр
ООО «Миррико менеджмент»,
Группа компаний «Миррико»),
О.С. Асмаев
(БЕ Нефтепромысловая химия
и сервис (ООО «Миррико»)
Группы компаний «Миррико»)
Адрес для связи: info@mirrico.com
Experience of encapsulated corrosion inhibitors
application in wells of Kogalymskoye oil field
Р.Х. Масаг
E-mail: info@mirrico.com
Key words: corrosion inhibitors, encapsulated products, oil production, pilot
testing.
Corrosion control is an important area on the way to minimize costs in the
process of oil production. Innovative solution to the «Mirrico» GC in this area
is the development of encapsulated corrosion inhibitors. The article contains
results of pilot testing of a new product, showed a high protective effect and
prolongation of action.
Ключевые слова: ингибиторы коррозии,
капсулированные продукты, добыча нефти, опытнопромышленные испытания.
настоящее время большая часть нефтегазовых месторождений находится на поздней стадии разработки, характеризующейся снижением добычи нефти и резким возрастанием обводненности. На таких месторождениях значительно
осложняются добыча, сбор и подготовка нефти вследствие образования стойких нефтяных эмульсий, асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), неорганических солей, наличия механических примесей, коррозионного разрушения оборудования и
нефтепроводов. Решение каждой из проблем связано с применением специальных химических реагентов (иногда их сочетания),
таких как ингибиторы коррозии, солеотложения и АСПО, деэмульгаторы, бактерициды, поглотители сероводорода и др. Наряду с созданием новых реагентов для добычи нефти, большое
значение имеют способы их применения. В зависимости от условий реагенты могут непрерывно или периодически подаваться в
систему с помощью дозировочных устройств, периодически закачиваться в скважину с последующей задавкой в призабойную
зону. Широкое распространение получил метод периодической
подачи раствора в затрубное пространство скважины, однако он
не всегда эффективен, так как при низком динамическом уровне
раствор реагента быстроуносится потоком жидкости. В наиболее
благоприятных условиях при высоких динамических уровнях периодичность подачи ингибитора составляет 15-30 сут.
Метод дозирования реагентов применим при обслуживании
скважинного оборудования и труб лифта, но при возникновении
проблем в призабойной зоне необходима его задавка в пласт. Дозированная подача реагента в скважину (систему) считается надежным методом, хотя требует постоянного контроля и обслуживания дозировочных насосов и устройств. Недостатком периодической закачки раствора в затрубное пространство скважины является то, что раствор реагента попадает в горную породу. При применении указанных методов расходуется слишком
большое количество реагента вследствие неэффективности его
использования.
В
2
00’2013
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
Наиболее экономичный и эффективный способ – применение погружных контейнеров-дозаторов. Принцип их действия основан на различных процессах: растворении, гравитационном вытекании или турбулентном перемешивании
реагента с пластовой жидкостью. Погружные контейнеры
доставляют реагент в глубь скважины, где требуется минимальное количество активного вещества. Однако скорость
дозирования определяется скважинными условиями, поэтому конструкция погружного контейнера должна подбираться для каждой скважины. Обычно этого не делается или не
удается сделать, в связи с чем время работы контейнеров
часто отличается от требуемого. Кроме того, необходимо
проведение специальных мероприятий по их установке и
обслуживанию.
В настоящее время одним из перспективных направлений является создание микроскопических контейнеров-дозаторов, так
называемое капсулирование реагента.
К преимуществам использования капсулированных химических продуктов относятся:
– возможность пролонгированного действия требуемых реагентов и, как следствие, увеличение межсервисного интервала, а
также снижение числа технологических подходов к защищаемому объекту;
– возможность загружать скважину реагентом на срок до
365 дней;
– возможность совместного использования веществ различных классов, способных реагировать между собой;
– более продолжительный остаточный эффект химической
обработки (эффект последействия);
– повышение безопасности обращения с химическими реагентами;
– более простое оборудование для обработки скважин;
– меньшая стоимость вследствие более эффективного контроля и снижения объемов потребления реагентов.
Опытно-промышленные испытания
капсулированного ингибитора коррозии
Scimol WSС для защиты от углекислотной коррозии
Методика применения капсулированного ингибитора коррозии, как отмечалось ранее, предусматривает снижение числа
подходов технологического транспорта и единиц использования технологического оборудования для объектов защиты от
коррозионных процессов, вызванных присутствием диоксида
углерода. Технология применения капсулированного ингибитора коррозии марки Scimol™ WSC (разовая обработка) позволяет
обеспечить защиту глубиннонасосного и наземного оборудования на период 90 дней и более.
Затрубное пространство скважины не должно быть изолировано от ее зумпфа техническими средствами (пакером и др.), т.е.
оно должно обеспечивать свободный проход капсулированного
ингибитора коррозии и технологической жидкости до зумпфа.
При выборе скважин используют следующие основные критерии.
1. Обработка действующих скважин.
2. Механизированный способ добычи нефти (СШН, электроцентробежные насосы (ЭЦН), погружные винтовые установки).
3. Вертикальный ствол скважины.
4. Отсутствие боковых стволов.
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Капсулированный ингибитор коррозии Scimol WSC разработан научно-инжиниринговым центром ГК «Миррико». Капсулы
реагента состоят из оболочки – водорастворимого полимера и
дисперсионной среды, в которой распределен ингибитор. Для
обеспечения необходимых плотности, устойчивости к внешним
воздействиям, скорости диффузии реагента через мембрану
могут использоваться дополнительные компоненты: утяжелитель и модификатор стенок капсул. Например, при достаточно
высоких внутрискважинных температурах капсулы должны
обладать большой устойчивостью, что достигается введением
дополнительного количества сшивающего агента – модификатора стенки капсулы. Полимер, используемый для формирования оболочки, имеет биологическое происхождение и не оказывает дополнительной нагрузки на окружающую среду в процессе добычи нефти.
После попадания продукта в затрубное пространство капсулы
оседают в зумпф. В результате контакта с пластовыми флюидами
в процессе эксплуатации скважины полимерная мембрана постепенно растворяется, обеспечивая диффузию активного компонента. В течение нескольких дней после внесения продукта в
скважину отмечается повышенный выход реагента, затем система приходит в равновесие, его вынос замедляется и устанавливается постоянный уровень (с заданной концентрацией). Выход
реагента осуществляется за счет градиента концентрации. При
увеличении расхода реагента во внешней среде происходит интенсификация его выноса из капсулы и, наоборот, когда расход
реагента нормализуется, его вынос из капсулы замедляется. Применение капсулированного продукта не требует использования
дозировочных устройств. Его можно размещать как во время
планового обслуживания скважины, так и при ее эксплуатации.
Известные общепринятые лабораторные методы оценки эффективности ингибиторов коррозии не могут быть использованы для адекватной оценки капсулированных продуктов, поскольку не предполагают испытания в значительных временных
интервалах и не рассчитаны на моделирование условий эксплуатации скважины, прежде всего, на постоянное обновление
пластовых флюидов. В связи с этим была наработана пилотная
партия капсулированного продукта, которая использовалась для
проведения опытно-промышленных испытаний.
5. Открытый ствол скважины (отсутствие пакеров и др.).
6. Объем зумпфа не менее 200 л.
7. Динамический уровень в затрубном пространстве скважины
не менее 200 м.
8. Дебит добываемой продукции скважин не более 100 м3/сут
(возможны допущения).
9. Давление затрубного пространства скважины не более
1,5 МПа (ограничение связано с конструктивными особенностями устройства ввода).
Для проведения работ по защите глубиннонасосного и наземного оборудования от коррозии, затрубное пространство добывающей скважины обвязывают с нержавеющим сосудом, работающим под давлением, номинальным объемом не менее 10 л и
выдерживающим давление не менее номинального давления затрубного пространства (допускается использование других
устройств ввода ингибитора, при этом процесс загрузки капсулированного ингибитора коррозии согласовывается отдельно).
Сосуд оснащают манометром, верхним плотно закрывающимся
загрузочным люком и предохранительным клапаном СППК.
После загрузки капсулированного ингибитора коррозии время
выдержки должно быть не менее 24 ч, затем скважина вводится в
эксплуатацию.
Коррозионный мониторинг
Для определения эффективности ингибиторной защиты необходимо оборудовать узлы контроля коррозии (УКК) до и
после точки подачи ингибитора с целью одновременного определения как фоновой скорости коррозии (один УКК до точки
подачи ингибитора коррозии), так и остаточной скорости коррозии (один УКК и более после точки подачи ингибитора коррозии). Места расположения УКК определяют по РД 39-0147103362-86. На оборудованных УКК периодически отбирают пробы
воды для физико-химического анализа и определения содержания растворенных газов (кислорода, сероводорода, СО2). На основе полученных данных устанавливают степень агрессивного
воздействия водной фазы на металл нефтепромыслового оборудования (табл. 2 РД 39-0147103-362-86 и табл. 4 РД 39-0147103362-86).
Защитное действие ингибитора коррозии определяют сравнением скорости коррозии, рассчитанной по одному из распространенных методов (весовому, поляризационного сопротивления или электросопротивления) до и после загрузки капсулированного ингибитора. Время экспозиции образцов контроля коррозии весовым методом при определении контрольной (без ингибитора) скорости коррозии должно быть близким таковому
при наличии ингибитора.
Для проведения экспресс-анализа эффективности капсулированного ингибитора коррозии допускается проведение стендовых испытаний гравиметрическим или электрополяризационным методом на защищаемом объекте со снятием параметров
фоновой скорости коррозии до начала обработки. Для контроля
выноса капсулированного ингибитора коррозии проводится
ежедневный отбор проб, начиная с 3 дня после проведения обработки, в течение первой недели, далее 2 раза в течение 7 дней.
Результаты опытно-промышленных испытаний
С июня по август 2012 г специалистами ООО «Миррико» и
ЗАО «ЛУКОЙЛ-АИК» были проведены опытно-промышленные
испытания капсулированного ингибитора коррозии Scimol WSС
в скважинах Когалымского месторождения ЗАО «ЛУКОЙЛ-АИК».
Для этого были выбраны скважины-кандидаты, различающиеся
по обводненности и продуктивности (см. таблицу).
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
00’2013
3
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Показатели
Дебит жидкости,
м3/сут
Обводненность, %
Скв. А
Скв. Б
28
70
92
40
Интервал
перфорации, м
3080,5 - 3086
3143,5 –3148,5
Искусственный
забой, м
3163
3234,5
Глубина
расположения, м:
ЭЦН-25-2100
ЭЦН-50-1850
2561
2647
Значительная часть скважин добывающего фонда ЗАО «ЛУКОЙЛ-АИК» удовлетворяет критериям применимости капсулированного ингибитора по конструкции, техническому состоянию и условиям работы. Целью проведения испытаний
стали оценка ингибирующей эффективности ингибитора
коррозии Scimol WSC и оценка выноса реагента в условиях
работы скважин. Расчет требуемого количества ингибитора
проводился по внутреннему регламенту компании «Миррико»
из расчета на 52 дня. Масса ингибитора для скв. А составила
45,4 кг, для скв. Б – 49,4 кг.
Результаты коррозионного мониторинга скв. А и Б представлены на рис. 1 и 2. В соответствии с календарным планом
испытаний фоновая скорость коррозии на пробах добываемой жидкости скв. А и Б составила соответственно 1,1901 и
0,7537 мм/год.
Таким образом, скв. А и скв. Б отработали заявленный срок
с защитным эффектом 90-95 %. Во время испытаний наблюдался равномерный вынос капсулированного ингибитора
коррозии Scimol WSC, который составил около 20 г/т попутно
добываемой воды. Расширенные испытания капсулированных
продуктов рекомендованы в большем числе скважин, включая
совместное применение с ингибиторами солеотложений.
Рис. 1. Динамика скорости коррозии при ингибировании (а) и
выносе ингибитора (б) при коррозионном мониторинге скв. А
4
00’2013
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
Рис. 2. Динамика скорости коррозии при ингибировании (а) и
выносе ингибитора (б) при коррозионном мониторинге скв. Б
Существует мнение, что подобный способ подачи ингибитора
коррозии, когда зумпф скважины служит естественным дозатором, имеет один существенный недостаток: «непроизводительное» расходование реагента, так как 1/3 закачанного ингибитора коррозии выносится за первые несколько суток. В действительности эти особенности технологии не являются недостатками и расход ингибитора коррозии с точки зрения получения
максимального защитного эффекта нельзя считать непроизводительным. При использовании предложенной технологии формирование защитной пленки ингибитора коррозии на металлических поверхностях в течение нескольких суток протекает при
его концентрации, намного превышающей концентрацию данного ингибитора коррозии в жидкости, обеспечивающую необходимый защитный эффект. В дальнейшем концентрация ингибитора коррозии поддерживает сплошность защитной пленки. Наличие такой концентрации ингибитора коррозии, безусловно, усиливает его защитное действие, что доказано как лабораторными исследованиями, так и многолетней практикой защиты трубопроводов ингибиторами коррозии.
Таким образом, предложен эффективный и удобный в эксплуатации метод защиты от углекислотной коррозии. Его преимуществом является возможность «активации» углекислотного
ингибирования во время текущих ремонтов скважин.
Испытания квалифицированы как успешные, капсулированный ингибитор коррозии Scimol WSC рекомендован к
промышленному применению в скважинах ЗАО «ЛУКОЙЛАИК», что позволит обеспечить защиту глубинно-насосного и
наземного оборудования от коррозии углекислотного характера независимо от дебита скважины, глубины забоя, динамического уровня. Кроме того, применение капсулированного
ингибитора коррозии значительно снизит затраты на использование технологического транспорта.