Книга «Добыча. Всемирная история борьбы за нефть, деньги и власть» Дэниел Ергин - купить на OZON.ru книгу The Prize: The Epic Quest for Oil, Money and Power с быстрой доставкой | 978-5-9614-5419-2Книга «Добыча. Всемирная история борьбы за нефть, деньги и власть» Дэниел Ергин - купить на OZON.ru книгу The Prize: The Epic Quest for Oil, Money and Power с быстрой доставкой | 978-5-9614-5419-2

Тэдинка — Ардалин: качество нефти гарантировано

Тэдинка — Ардалин: качество нефти гарантировано

Его обеспечивают технологии Baker Petrolite

В 2002 г. была начата добыча нефти и попутного газа с 10 скважин на Тэдинском месторождении в Тимано-Печорcкой провинции. Суточный объем производства углеводородов составлял 1100 м3. Извлекаемая из недр нефть содержала 40-80 мг/л сероводорода (H2S) и 1,3% воды и эмульсии. Так что данная смесь была довольно сложной для подготовки. Тем более что она не отвечала требованиям, предъявляемым к транспортировке по трубопроводной системе ООО «Компания Полярное Сияние» (содержание воды — не более 0,5%, сероводорода — до 20 мг/л).

Требовался подогрев — и не только

Товарная нефть НП № 1 с ЦПС «Тэдинка» по 60-километровому трубопроводу диаметром 325 мм подавалась на терминал «Ардалин» (принципиальная технологическая схема приведена на рис. 1). Требовалось обеспечить необходимое качество. Отечественные поставщики деэмульгаторов предложили применять реагент в дозировке 100 г/т. Добываемая нефть имела низкую температуру (15-20°С), а с использованием печей на ЦПС ее нагревали до 35-40°C, затем до 70°C и только тогда подавали в нефтепровод. Однако ожидаемого эффекта достигнуто не было.

Разработчик месторождения — ООО «ЛУКОЙЛ-Север» — пригласил компанию Baker Petrolite для того, чтобы провести полный анализ системы и предоставить все необходимые рекомендации, которые бы позволили обеспечить качество добываемой нефти. Речь шла о выборе нейтрализатора H2S, деэмульгатора, ингибиторов коррозии и всех остальных реагентов.

Компания провела диагностику системы, результатом которой явился ряд предложений. В частности, для нейтрализации H2S был рекомендован реагент HSW-82165, модифицированная композиция на основе триазина. Его применение началось уже в феврале 2003 г.

Так как добываемая жидкость оставалась холодной, мы предложили провести трубопровод малого диаметра, возвращающий горячую товарную нефть назад в систему с подачей в нее нейтрализатора H2S. Для этого использовалась распылительная форсунка: она обеспечивала эффективную диспергацию реагента, улучшала контакт и сокращала время нейтрализации.

Мониторинг процесса производился периодически путем измерения содержания H2S в пробах нефти и газа, отбираемых на различных участках технологической системы (точки отбора Т1-6) ЦПС и на терминале «Ардалин». Показания снимались с помощью измерительных трубок компании Drager.

Постепенно преодолевая трудности

Для начала использовалась высокая дозировка HSW-82165 в расчете 600 г/т, что равносильно пропорции, в которой на 10 частей нейтрализатора приходится 1 часть H2S. Испытания продолжительностью 10 суток позволили снизить подачу реагента до 240 г/т, или до соотношения 6:1. Замеры, осуществляемые в ходе нейтрализации, показали следующее снижение содержания сероводорода на разных участках технологической цепочки: 20-25% H2S удалялось до выхода из сепаратора второй ступени (Т3), 44% — не далее технологических емкостей (Т4) и 75% — не позднее второго нагревателя нефти (Т6). На терминале «Ардалин» сероводород обнаружен не был.

Поскольку нейтрализация продолжалась и в трубопроводе, то это давало возможность сократить подачу реагента на ЦПС, что и было сделано с учетом требований к качеству сдаваемой нефти (20 мг/л). За последующие три года произошли существенные улучшения технической оснащенности ЦПС, что позволило оптимизировать применение HSW-82165. Так что в настоящее время его дозировка составляет 2,7:1.

Для подбора деэмульгатора были проведены лабораторные исследования и по их результату рекомендован DMO-86522. Его промышленные испытания состоялись также в феврале 2003 г. В их ходе отбирались пробы нефти на предмет содержания в ней воды и эмульсии, интенсивно применялось центрифугирование. Дозировка деэмульгатора составляла 49 г/т. В итоге на ЦПС было отмечено полное разрушение эмульсии, однако свободная вода присутствовала в товарной нефти. Это говорило о том, что деэмульгатор эффективно работал при температуре системы 35-40°C, но время нахождения в технологических емкостях было недостаточным для полного отделения воды. Было принято решение увеличить продолжительность этого этапа, что потребовало усовершенствования системы подготовки ЦПС (см. более позднюю принципиальную схему на рис. 2). В настоящее время товарная нефть, поступающая с Тэдинки на Ардалин, содержит в среднем 0,15% свободной воды, что вполне отвечает нормам, эмульсия полностью отсутствует, содержание хлористых солей не превышает 20-30 мг/л.

Однако возникла (точнее, осталась) другая проблема: ламинарный поток жидкости товарного трубопровода приводит к отделению воды, даже при низком ее содержании в свободном виде. Это может способствовать локальной коррозии и питтингу (особенно в рассматриваемом случае), так как Ардалин на 70 м выше, чем Тэдинка, и в понижениях трубопровода — хочешь, не хочешь — скапливается подтоварная вода. Она обладает высокой коррозионной активностью, так как содержит большое количество хлористых солей (200 000 мг/л), растворенный углекислый газ (CO2), остаточный H2S и имеет температуру 70°C. Потребовались ингибиторы коррозии.

Содержание нейтрализатора сведено к минимуму

На основе лабораторных испытаний в технологических центрах Baker Petrolite в г. Нижневартовске и в Великобритании (с использованием модельных вод и условий реальной системы, а также с учетом опыта работы на других аналогичных месторождениях Тимано-Печоры) был рекомендован ингибитор коррозии CRW-82275 и начато его применение. Удельный расход вещества при подаче в трубопровод товарной нефти составлял 15 г/т.

Аналогичные меры потребовались и для промысловой трубопроводной сети, поскольку добываемая жидкость содержала наряду с эмульсией свободную воду. Реагент подавался на устье скважин.

Применению ингибиторов предшествовал мониторинг коррозии. Инспектирование состояния системы позволит оптимизировать ее обработку. Baker Petrolite рекомендовала три точки мониторинга (см. схему): на ЦПС, на товарном трубопроводе (с ламинарным потоком и отделением свободной воды в доступном месте) и на Ардалинском терминале. Предусматривалась установка на каждом пункте весовых образцов-свидетелей коррозии, датчиков линейной поляризации, датчиков электрического сопротивления и устройств отбора проб для анализа на содержание железа, CO2, H2S и бактериальной активности.

Результаты мониторинга показали хорошую коррозионную защиту: скорость коррозии для образцов равнялась 0,0011-0,0034 мм/год, а для датчиков сопротивления — 0,0006-0,0214 мм/год. Причем, как для систем сбора газа, так и сбора и подготовки нефти.

В первом нагревателе нефти отмечалось отложение солей — подтоварная вода вообще имеет тенденцию к солеотложению. В технологиях Baker Petrolite проявление этой закономерности прогнозируется программным пакетом WASEQ (расчет равновесий растворения солей). Вот и здесь был произведен контроль с применением SCW-82697, ингибитора солеотложений фосфонатного типа. После начала его подачи солевых отложений отмечено не было.

Придонная часть технологических емкостей с застойными условиями и наличием питательных компонентов потенциально является благоприятным местом размножения бактерий. На ЦПС «Тэдинка» было проведено исследование на предмет выявления их сульфатовосстанавливающей разновидности. Предположение подтвердилось. Профилактической мерой мы выбрали периодическую обработку емкостей двумя бактерицидами попеременно в дозировке 200 г/т в течение двух часов один раз в две недели (второй предназначался для борьбы с общими аэробными бактериями). В результате мониторинг показывает, что биологическая активность бактерий полностью нейтрализуется.

Сервисное обслуживание месторождения «Тэдинка» компанией Baker Petrolite совершенствуется по мере модернизации ЦПС. За прошедший период на станции проведены мероприятия по опреснению нефти с помощью отмывки пресной водой: в настоящее время содержание солей в товарной нефти составляет около 30 мг/л. Для предотвращения образования эмульсии при отмывке на ЦПС установлена дополнительная точка подачи деэмульгатора. Пресная вода поступает в систему из озера, а в ней в значительных количествах содержится кислород, являющийся крайне агрессивным в коррозионном отношении, поэтому на промысле его содержание снижается за счет использования кислородного нейтрализатора до минимального уровня — 0,06 мг/л.

В настоящее время добыча нефти на Тэдинке осуществляется 32 скважинами в объеме 4400 м3 в сутки. Обводненность продуции — 38-42%. Суммарная подача деэмульгатора на ЦПС составляет 99 г/т.

Технологии продолжают совершенствоваться

В 2006 г. продолжился непрерывный процесс совершенствования химических технологий Baker Petrolite. Так, проведены лабораторные испытания деэмульгаторов, включая новейшие композиции, разработанные компанией за последние годы, и рекомендован новый реагент, позволивший сократить дозировку на 25-30%.

Что до сероводорода, то содержание H2S в жидкости на промысле по-прежнему составляет 40-70 мг/л. 75% сероводорода (как и ранее), удаляется на ЦПС, остаточный H2S нейтрализуется в трубопроводе товарной нефти. Дозировка HSW-82165 нормируется в размере 160 г/т.

Программа совершенствования химических технологий для ООО «ЛУКОЙЛ-Север» продолжается. Регулярно проводятся мониторинг обслуживания ЦПС и корректировка выявленных изменений в работе системы. Периодичность посещения промысла специалистами Baker Petrolite — один раз в квартал, чего, как показывает практика, более чем достаточно. Результатом инспекции является отчетный доклад с полным анализом ситуации и предложениями по дальнейшему совершенствованию применяемых технологий. В остальное время бесперебойный контакт осуществляется по телефону или посредством электронных средств связи. Консультации, обмен мнением дополняют отлаженную систему работы двух предприятий, результатом которой является оптимальная и экономически эффективная эксплуатация ЦПС, обеспечивающая стабильную добычу качественной нефти с возможностью ее беспрепятственной подачи на терминал.

Источник: журнал «НЕФТЬ РОССИИ»