image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 7-8 2016

Добыча нефти и газа

01.7-8.2016 10:00 Использование реагентов нефтепромысловой химии в условиях морских нефтегазодобывающих объектов

При подготовке нефти и воды для поддержания пластового давления (ППД) на морских объектах добычи нефти и газа предприятия сталкиваются с рядом проблем, таких как образование устойчивых водонефтяных эмульсий, отложение солей в системах подготовки нефти и воды ППД, микробиологическая коррозия оборудования, вызываемая деятельностью различных бактерий, в том числе сульфатвосстанавливающих (СВБ). Еще одним фактором жизнедеятельности бактерий, в значительной степени влияющим на процесс подготовки нефти и воды ППД, является образование биопленки. Образование биопленки приводит к закупориванию фильтров на линии всасывания насосов, массообменных тарелок деаэрационных колонн, а также, накапливаясь в сепараторах, может затруднить процесс подготовки нефти из-за образования межфазного слоя, препятствующего отделению нефти от воды.

Эти проблемы могут быть эффективно решены применением реагентов нефтепромысловой химии. Так, проблемы образования водонефтяных эмульсий эффективно решаются применением деэмульгаторов, скорость отложения солей в значительной степени замедляется при использовании ингибиторов солеотложений, а снижение количества бактерий в оборудовании достигается путем проведения регулярных биоцидных обработок.

Для предотвращения кислородной коррозии оборудования системы ППД на морских объектах добычи нефти и газа эффективно применяются поглотители кислорода, а для замедления закисления пластов, часто наблюдающегося при использовании технологии заводнения с применением морской воды, в воду ППД добавляется нитрат кальция.

Одним из важнейших факторов в обеспечении эффективности применения реагентов нефтепромысловой химии является соблюдение установленных норм закачки. Для достижения заданных норм рекомендовано проведение ряда мероприятий, направленных на улучшение процесса закачки реагентов.

Ключевые слова: нефть, газ, морская платформа, реагенты, нефтепромысловая химия.
Ссылка для цитирования: Бриков А.В., Маркин А.Н. Использование реагентов нефтепромысловой химии в условиях морских нефтегазодобывающих объектов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 7–8. С. 52–56.
Открыть PDF


1.pngПильтун-Астохское нефтяное месторождение было открыто в 1986 г. По величине запасов месторождение относится к крупным, имеет протяженность около 35 км и ширину порядка 5–10 км. Месторождение расположено на северо-восточном шельфе о-ва Сахалин, на широте южного окончания залива Астох, на расстоянии 11–14 км от береговой линии к востоку от южной оконечности Пильтунского залива между месторождением Одопту-море на севере и месторождением Аркутун-Даги на юге. Разработка месторождения ведется в рамках проекта «Сахалин-2» [1].

В целях оптимальной разработки на месторождении выделено два участка: Астохский и Пильтунский. На Астохском участке установлена платформа «Пильтун-Астохская-А» (ПА-А), на Пильтунском – «Пильтун-Астохская-Б» (ПА-Б) [2].

Платформа ПА-Б представляет собой буровую и добывающую платформу гравитационного типа, на которой добывают, подготавливают и отгружают нефть и попутный газ Пильтунского участка месторождения на береговой технологический комплекс (БТК).

Принципиальная схема подготовки нефти, подтоварной воды и воды для поддержания пластового давления (ППД) приведена на рисунке 1. Продукция добывающих скважин поступает в трехфазный сепаратор 1, предназначенный для отделения основного количества газа и воды. Далее поток, проходя через теплообменник 2, нагревается до 60 °С и подается в двухфазный сепаратор 3 низкого давления для удаления растворенных газов. Удаление воды из нефти для получения нефти товарного качества (концентрация Н2О < 0,5% объемн.) осуществляется в электродегидраторе 4 (ЭДГ).

Подтоварная вода из сепаратора 1 и ЭДГ 4 подается в двухфазный сепаратор 5 для удаления остатков углеводородов и растворенного газа. Из сепаратора 5 вода, смешиваясь с подготовленной морской водой, подается во всасывающую линию насоса высокого давления 6 закачки воды ППД.

Для подготовки воды ППД морская вода проходит через систему фильтров 7 с послойной загрузкой активированного угля и пиролюзита, где происходит удаление 96% частиц размером >10 мкм. Подготовленная вода подается в деаэрационную колонну 8, где для снижения скорости кислородной коррозии кислород удаляют до концентрации <10 мкг/л. После этого вода направляется во всасывающую линию дожимного насоса 9, который служит для обеспечения достаточного давления на всасывающей линии насоса высокого давления 6.

Для обеспечения качества подготавливаемой нефти, подтоварной воды и воды ППД, а также для поддержания надежной эксплуатации различных элементов производства на платформе применяют реагенты нефтепромысловой химии, а именно: деэмульгатор, ингибитор солеотложений, биоцид, поглотитель кислорода и нитрат кальция.

При добыче нефти одной из наиболее часто встречающихся проблем является образование устойчивых эмульсий, приводящее к увеличению как содержания воды в товарной нефти, так и содержания нефти в подтоварной воде. Еще более остро проблема образования водонефтяных эмульсий стоит при морской добыче и подготовке нефти, где общее время сепарации редко превышает 15–20 минут.

На платформе ПА-Б деэмульгатор подают перед сепаратором 1 (рис. 1). Об эффективности применения реагента судят по результатам анализа проб товарной нефти на концентрацию воды. Дополнительно, по данным уровнемеров, контролируют уровень эмульсионного слоя в сепараторах и ЭДГ. Недостаточная концентрация деэмульгатора приводит к увеличению концентрации воды в товарной нефти, а также к увеличению концентрации нефти в подтоварной воде до уровней выше 200 мг/л. Передозировка деэмульгатора обычно не представляет серьезной угрозы, если только фактическая его концентрация не превышает указанную в 10 раз или более. При большой передозировке деэмульгатор может стабилизировать или создать эмульсию и, таким образом, увеличить концентрацию воды в товарной нефти.

2.pngНа основании данных об ионном составе водной фазы продукции добывающих скважин с использованием программного обеспечения OLI Analyzer Studio, Version 3 был проведен расчет тенденции к солеотложению для подтоварной воды месторождения. Расчет показал, что в системе подготовки нефти и ППД возможно образование солей BaSO4, CaSO4 и CaCO3. Данные расчета нашли подтверждение при проведении ремонтных работ на насосе высокого давления 6 системы ППД (рис. 1) и клапане, установленном на линии системы подтоварной воды. Внутренние части насоса (рис. 2) и клапана (рис. 3) были покрыты отложениями, состоящими в основном из CaCO3 и BaSO4.

Поскольку положительный прогноз образования солеотложений был подтвержден реальными наблюдениями, на платформе ПА-Б была начата закачка ингибитора солеотложений (ИС) как в систему ППД, так и в систему подготовки нефти для предотвращения образования отложений в поверхностном оборудовании. Точка ввода ИС в систему ППД находится после деаэрационной колонны 8 (рис. 1), а в систему подготовки нефти ИС вводится на устье добывающих скважин. Эффективность применения реагента оценивают на основании результатов инспекций внутренних поверхностей трубопроводов и оборудования, а также на основании анализа причин отказов оборудования. Недостаточное дозирование ИС приведет к увеличению скорости солеотложений.

Природные воды, используемые для ППД, являются источником аэробных и анаэробных бактерий, включая сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ). При ненадлежащем контроле численность бактерий растет, что может привести к ряду проблем, связанных с подготовкой нефти, подтоварной воды и обеспечением бесперебойной эксплуатации. Основной причиной таких проблем является образование сероводорода, являющегося одним из продуктов жизнедеятельности СВБ. Образование сероводорода приводит к усиленной коррозии промыслового оборудования, а также к увеличению вероятности закисления (образования сероводорода как продукта жизнедеятельности СВБ) продуктивного пласта. Необходимо отметить, что биопленка, образующаяся в результате жизнедеятельности бактерий, может привести к закупориванию фильтров на линии всасывания насосов, массообменных тарелок деаэрационной колонны, что приводит к существенному ухудшению процесса удаления кислорода из воды.

3.pngБиопленка, накапливаясь в сепараторах, может значительно затруднить процесс подготовки нефти из-за образования межфазного слоя, препятствующего отделению нефти от воды. Для контроля микробиологической активности, а также предотвращения биообрастания, микробиологической коррозии и закисления пласта в воду системы ППД на периодической основе с высокими концентрациями подают биоцид, что позволяет предотвратить развитие колоний бактерий, а также удалить биопленку с внутренней поверхности оборудования. На платформе ПА-Б закачку биоцида осуществляют перед и после деаэрационной колонны 8 и перед сепаратором 1 (рис. 1). Эффективность применения биоцида оценивают на основании результатов мониторинга концентрации СВБ в подтоварной воде и воде ППД. Мониторинг осуществляется в соответствии с [3]. Недостаточная закачка биоцида приводит к тому, что значительная часть бактерий не будет удалена. В свою очередь это увеличит скорость микробиологической коррозии, а также вероятность закисления пласта. Передозировка биоцидов может приводить к образованию пены, особенно при обработке деаэрационных колонн. Это связано с тем, что для улучшения отмывающих свойств в состав биоцидов вводят поверхностно-активные вещества.

Снижение концентрации кислорода в воде ППД осуществляют для предотвращения кислородной коррозии. Удаление растворенного кислорода осуществляют в деаэрационной колонне. Основную часть растворенного кислорода удаляют отдувкой воды попутным природным газом/азотом или вакуумной деаэрацией. При этом концентрация кислорода в воде снижается с 5–8 мг/л до 50 мкг/л. На следующем этапе деаэрации для снижения концентрации растворенного кислорода до <10 мкг/л в деаэрационную колонну 8 (рис. 1) подают поглотитель кислорода. На платформе ПА-Б в качестве поглотителя кислорода используют водный раствор бисульфита аммония (БСА). БСА реагирует с O2, при этом общее уравнение реакции можно записать следующим образом: O2 + 2NH4HSO3 → (NH4)2SO4 + H2SO4 (1). При недостаточной дозировке реагента остаточный кислород будет вызывать кислородную коррозию, рост численности аэробных бактерий, что может привести к локальной микробиологической коррозии. При передозировке реагента оставшийся после реакции с кислородом БСА может прореагировать с биоцидом, вводимым на следующем этапе, таким образом, снижая эффективность последнего и/или образуя продукты реакции с повышенной вязкостью. Также остаточные сульфит-ионы, наряду с сульфат-ионами, являются акцепторами электронов в процессе метаболизма СВБ, тем самым повышая активность данных бактерий, что способствует закислению пласта. Эффективность применения реагента отслеживают по данным потоковых анализаторов кислорода, показания которых проверяют аналитическими методами определения растворенного кислорода. В целях недопущения передозировки реагента остаточную концентрацию сульфит-ионов контролируют с помощью регулярного проведения экспресс-анализов по данному показателю.

Одной из проблем, связанных с использованием технологии заводнения с применением морской воды в качестве метода повышения нефтеотдачи, является значительное увеличение вероятности закисления резервуара. Высокая (2000–4000 мг/л) концентрация сульфат-ионов и наличие СВБ в морской воде, а также последующее удаление кислорода являются главными факторами, обуславливающими тот факт, что закисление пластов наблюдается в 80% случаев применения морской воды для повышения нефтеотдачи.

Авторы [4, 5] показали, что добавление нитрата кальция в воду ППД способствует росту бактерий, использующих нитраты (нитратвосстанавливающие бактерии – НВБ). В свою очередь НВБ препятствуют продуцированию сероводорода СВБ тремя способами:

  • НВБ конкурируют с СВБ за питательные вещества, таким образом снижая количество питательных веществ, доступных для продуцирования сероводорода;

  • некоторые из НВБ окисляют сульфиды за счет нитратов, препятствуя завершению процесса образования сероводорода. Такие бактерии называют нитратвосстанавливающими сульфидокисляющими бактериями (НВСОБ). Они окисляют сульфиды до сульфатов;

  • НВБ также включают бактерии, превращающие нитраты в нитриты и оксид азота, что мешает протеканию метаболических реакций СВБ с выделением сероводорода.

С целью обеспечения источника питательных веществ для роста популяции НВБ и, как следствие, предотвращения продуцирования сероводорода СВБ на платформе ПА-Б используют водный раствор нитрата кальция, который закачивают в воду ППД после деаэрационной колонны 8 (рис. 1) с концентрацией 65 мг/л (в пересчете на нитрат-ион). Косвенно об эффективности применения данного реагента можно судить по соотношению НВБ/СВБ в пробах воды ППД. При эффективном дозировании раствора нитрата кальция концентрация НВБ должна существенно превышать концентрацию СВБ в пробах воды.

Одним из важнейших факторов в обеспечении эффективности применения реагентов нефтепромысловой химии является соблюдение установленных норм закачки. В соответствии с инструкциями компании – оператора проекта «Сахалин-2», применение реагента считается эффективным в том случае, если отклонения в закачке реагента не превышают +10/–5% за день и при этом количество дней, в которые объем закачки был за пределами установленного лимита, не должен превышать 3% от общего количества дней применения реагента. Для достижения данных показателей проведен ряд мероприятий, направленных на улучшение процесса закачки реагентов, а именно:

  1. разработан процесс учета и прогнозирования потребления, а также планирования поставок. Это позволило сократить случаи снижения объемов закачки реагентов ниже нормативных по причине их отсутствия на борту платформы;

  2. для увеличения доступности оборудования системы реагентного хозяйства разработаны графики техобслуживания и ремонта. Было обеспечено наличие основных запасных частей системы закачки реагентов на складах компании. Это позволило сократить случаи снижения объемов закачки реагентов ниже нормативных по причине поломок оборудования системы реагентного хозяйства;

  3. для каждого реагента разработана программа его применения с указанием периодичности обработок и дозировки. Фактические объемы закачки ежедневно сравнивают с установленными.

Выводы

  1. На примере морской нефтегазодобывающей платформы ПА-Б описаны типичные проблемы, возникающие при добыче и подготовке нефти и воды ППД.

  2. Проблемы образования эмульсии, солеотложений, бактериологического загрязнения продуктивных пластов и оборудования, а также подготовки воды ППД при морской добыче нефти стоят столь же остро, как и при материковой.

  3. Описаны основные реагенты нефтепромысловой химии, использующиеся при добыче и подготовке нефти и воды ППД.

  4. Приведены рекомендации по обеспечению эффективности применения реагентов нефтепромысловой химии на морских нефтегазодобывающих установках.

  5. В целом применение реагентов нефтепромысловой химии при морской добыче нефти сходно с материковым, однако основными отличительными чертами применения реагентов на морских нефтегазодобывающих установках являются удаленность объектов и сопутствующие трудности, связанные с их доставкой, а также ограниченность места для хранения реагентов. 



← Назад к списку


im - научные статьи.