Осложнения в нефтедобыче
..pdfТаблица 5 .7
Химический состав и свойства перекачиваемых сред
Показатель |
|
Система |
|
нефтесбора |
п п д |
||
|
|||
pH |
6,25 |
6,20 |
|
С1 , мг/л |
158596,50 |
161280,00 |
|
SO4”, мг/л |
523,17 |
407,50 |
|
Са2+, мг/л |
10566,67 |
10900,00 |
|
Mg2*, мг/л |
3485,87 |
2979,20 |
|
К+ + Na+, мг/л |
83872,26 |
84997,04 |
|
НСО3, мг/л |
162,67 |
155,55 |
|
Общая минерализация, мг/л |
257207,14 |
260719,29 |
|
H2S, мг/л |
7,П |
19,55 |
|
0 2, мг/л |
0,07 |
0,10 |
|
С02, мг/л |
0,86 |
1,28 |
|
Сухой остаток, мг/л |
293400,00 |
301490,00 |
|
Удельный вес |
1,18 |
1,18 |
и пирита. Это подтверждается результатами ревизии образцовсвидетелей, находившихся в нефтяной эмульсии системы нефтесбора в течение 40 сут.
В ходе осмотра образцов-свидетелей коррозионных повреж дений металла не выявлено (рис. 5.15). Образцы покрыты темной сплошной пленкой, характерной для троилита и пирита.
Низкое содержание сероводорода в средах Вятской площади можно связать с их высокой минерализацией (до 260 г/л, табл. 5.7), уменьшающей его растворимость.
Анализ химического состава коррозионных сред, проведен ный на Вятской площади Арланского месторождения, показал значительное содержание в них ионов хлора (около 160 г/л), кото рые при такой концентрации могут ингибировать коррозию, даже при образовании на поверхности металла рыхлой пленки полисульфидов железа (за счет блокирования активных участков поверхности).
На Вятской площади содержание кислорода в воде незначи тельно (от 0,07 до 0,1 мг/л), вследствие чего он не может вызвать
гоприятном сочетании структурного и литологического факторов являются перспективными для промышленной добычи нефти [151].
Втерригенной части девона выделено четыре горизонта: пашийский (Д1) — основной эксплуатационный объект, муллинский (ДП), ардатовский (ДШ) и воробьевский (Д1У), соответству ющих различным стратиграфическим подразделениям и содержа щих около 94 % утвержденных запасов нефти Абдрахмановской площади. Пашийский горизонт содержит восемь нефтеносных пластов, характеризующихся различными коллекторскими свой ствами, условиями залегания и содержанием запасов нефти.
Вкарбонатном комплексе Абдрахмановской площади уста новлена нефтеносность елецкого, лебедянского, данковского горизонтов, заволжского надгоризонта франского яруса верхнего девона и кизеловского горизонта турнейского яруса нижнего карбона, в отложениях которого содержатся основные промыш ленные запасы нефти.
Вторым по величине содержания запасов нефти эксплуатацион ным объектом Абдрахмановской площади (как и в целом Ромашкинского месторождения) является терригенный комплекс бобриковского и тульского горизонтов визейского яруса нижнего карбона.
Абдрахмановская площадь (горизонт Д1) по содержанию на чальных извлекаемых запасов нефти является наиболее крупной среди других площадей Ромашкинского месторождения (13,3 %).
Максимальный уровень добычи нефти на площади был достигнут в 1972 г. [151]. В последующие годы, вплоть до 1994 г. (рис. 5.16), началось естественное снижение годовых темпов отбо ра нефти в результате значительной выработанности ее запасов.
Впоследние девять лет наблюдается стабилизация добычи нефти при снижающихся уровнях отбора жидкости и закачки воды (рис. 5.16, 5.17).
Интенсификация добычи нефти и закачки воды на Абдрахма новской площади в начале 1970-х гг. привела к значительному росту обводненности добываемой продукции. Комплекс работ по совершенствованию систем заводнения (начало 1980-х гг.) позволил замедлить темп роста обводненности [152], однако
еезначение остается на высоком уровне и составляет около 93 %
(рис. 5.18).
Д обы ча нефти,
Годы
ns
Закачка, тыс. м3
:. 5.16. Добы ча жидкости и нефти на Абдрахмановской площ ади
Ромаш кинского месторождения:
1 — нефть; 2 — жидкость
Рис. 5.17. Закачка воды по Абдрахмановской площади:
1 — всего; 2 — сточная вода
Рис. 5.18. О бводненность добываемой продукции по способам эксплуа
тации и Абдрахмановской площади в целом:
1— по месторождению; 2 — ШГН; 3 — ЭЦН; 4 —фонтанный
Прокачка больших объемов воды по наиболее проницаемым пропласткам привела к охлаждению запасов выше- и нижележа щих интервалов, причем восстановление температуры до значе ния первоначальной пластовой протекает очень медленно.
Например, на скважине № 2458 после двух лет отсутствия за качки воды температура забоя на глубине 1664 м составляет 21 °С [152]. Невысокое значение температуры (оптимальное — 3040 °С) является одним из условий роста и развития СВБ, содержа ние которых в средах Абдрахмановской площади составляет 104- Ю6клеток/мл.
Многократные знакопеременные флуктуации пластового давления с большой амплитудой (до 7,0 МПа) послужили, в част ности, причиной разрушения породы коллекторов [152], которая выносится добываемой жидкостью в трубопроводные коммуни кации системы сбора и, соответственно, попадает в трубопрово ды системы ППД.
лее высокая удельная аварийность на водоводах системы ППД приходится на 1993 г. и составляет 0,648 шт./км (рис. 5.20), а на нефтепроводах — на 1991 г. и составляет 0,364 шт./км (рис. 5.21). Наибольшее значение средней удельной аварийности характерно для низконапорных водоводов (0,48 шт./год км) и внутриплощадочных нефтепроводов (0,22 шт./год км).
Высокая удельная аварийность низконапорных водоводов связана с преобладанием коррозионного поражения по нижней образующей труб, скорость протекания которого достигает зна чений 2-3 мм/год. Это обусловлено осаждением механических примесей из расслоенного потока на нижней образующей труб и усилением коррозии вследствие функционирования макрогаль ванопары "металл трубы-отложения" и воздействия на металл продуктов метаболизма СВБ, развивающихся под пленками сформированных отложений.
Для внутриплощадочных нефтепроводов характерна язвен ная коррозия металла наружной поверхности трубы.
С 1993 г. для водоводов и с 1996 г. для нефтепроводов четко прослеживается снижение удельной аварийности (рис. 5.20, 5.21). Это связано с внедрением труб с покрытиями.
Годы
Рис. 5.20. Удельная аварийность водоводов:
1— всего; 2 — низконапорные; 3 — высоконапорные
До начала 1990-х гг. основным методом борьбы с коррозией внутренней поверхности труб была ингибиторная защита. Одна ко использование только ингибиторов коррозии не позволило до стичь существенного снижения аварийноети трубопроводов. Так, в условиях Абдрахмановской площади срок службы водоводов системы ППД, транспортирующих сточные воды и защищенных ингибиторами, как правило, в 3-3,5 раза ниже амортизационного [153]. Использование труб с защитными покрытиями привело к снижению аварийности и дало возможность снизить объемы применения ингибиторов коррозии (рис. 5.22).
Протяженность трубопроводов системы ППД с защитными покрытиями с 18,1 % по отношению к общей протяженности в 1991 г. увеличилась до 78,7 % в 2002 г. (рис. 5.23), что позволило снизить аварийность по причине коррозии на 90 %. Аналогичная тенденция наблюдается и для нефтепроводов. В настоящее время 44,5 % всех трубопроводов системы нефтесбора по сравнению с 0,3 % в 1991 г. имеют защитные покрытия (рис. 5.24), а снижение удельной аварийности за последние 12 лет составило около 40 %.
Взаключении следует отметить:
1.Рост коррозионной активности продукции, перекачиваемой по промысловым трубопроводам на поздней стадии разработки нефтяного месторождения, связан с высокой обводненностью добы ваемой продукции, значительным содержанием СВБ, увеличени ем содержания механических примесей, представленных как про дуктами коррозии, так и выносимыми горными породами.
2.Коррозионное разрушение внутренней поверхности труб по нижней образующей на низконапорных водоводах и нефте сборных трубопроводах вызвано формированием отложений механических примесей и образованием макрогальванойар "металл трубы-отложения", а также ростом и развитием СВБ под пленками отложений и скопления их метаболитов.
3.Решение проблемы защиты трубопроводов от коррозии связано, прежде всего, с массовым промышленным применением труб с внутренним и внешним защитным покрытием. Вместе с Тем целесообразно проведение серьезных научно-исследовательских работ по изысканию других, более экономичных физико-хими ческих методов защиты трубных коммуникаций от коррозии.