Статья: Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов

Проведен анализ осложнений при эксплуатации промысловых трубопроводов на Ватьеганском, Южно-Ягунском и Арланском месторождениях. Для снижения коррозионной активности перекачиваемых по промысловым трубопроводам жидкостей предложены установки на постоянных магнитах. В статье приводится их описание, порядок расчета параметров установок, а также результаты промышленного внедрения.

1 Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов на примере Ватьеганского, Южно-Ягунского и Арланского месторождений

На Ватьеганском и Южно-Ягунском месторождениях находится в эксплуатации около 1800 км трубопроводов различного назначения и диаметра: 35,7 % - нефтесборные трубопроводы; 14,0 % - напорные нефтепроводы от дожимных насосных станций (ДНС) до магистрального нефтепровода; 6,1 % - внутриплощадочные нефтепроводы; 38,5 % и 5,7 % - высоконапорные и низконапорные водоводы соответственно.

Более 49 % трубопроводов эксплуатируется свыше 10 лет (рис. 1).

Одним из важнейших факторов снижения надежности нефтепромысловых трубопроводов является воздействие на металл их внутренней поверхности перекачиваемых жидкостей, содержащих коррозионно-активные компоненты.

Рис. 1 - Возрастной состав трубопроводов (в годах)

По трубопроводам системы нефтесбора Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений транспортируется продукция следующих основных продуктивных пластов: АВ_1/2 , АВ₈ , АВ₃ (Вартовский свод Ачсимовская свита); БВ₁ , ЮВ₁ (меловая и юрская системы, Вартовский свод); БС_10/1 , БС_10/2 , БС_11/1 , БС_11/2 (меловая система, Сургутский свод) и ЮС₁ (юрская система, Сургутский свод). Средняя глубина залегания пластов составляет 1935-2831 и 2340-2870 м на Ватьеганском и Южно-Ягунском месторождениях соответственно. Наибольшей продуктивностью обладают пласты АВ_1/2 , БС_10/2 и БС_11/2 (рис. 2).

Рис. 2 - Отношение дебитов пластов к общему объему добычи

Все пласты за ис ключением ЮВ1, БВ1 и ЮС1 имеют обводненность более 60 %. В последнее десятилет на Ватьеганском и Южно-Ягунском месторождениях наблюдается прогрессирующий рост обводненности (рис. 3). На Ватьеганском месторождении она увеличилась в среднем на 50 %, на Южно-Ягунском - на 30 %. С увеличением глубины залегания пластов минерализация пластовых вод возрастает с 19,31 (БС_10/2 ) и 19,39 г/л (АВ₃ ) до 23,42 (ЮС₁ ) и27,16 г/л (ЮВ₁ ).

Рис. 3 - Обводненность пластов Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений

Степень минерализации этих вод определяют хлор-ионы (табл. 1).

В составе вод пластов БС_10/1 , БС_10/2 , БС_11/1 и БС_11/2 присутствуют ионы кальция в количестве 427,08-533,55 мг/л. Концентрация ионов магния в водах этих пластов более чем в шесть раз ниже (62,31-76,37 мг/л). В водах пласта ЮС₁ содержание Са²⁺ составляет 200-300 мг/л. Сравнение концентраций сульфат- и хлор-ионов также свидетельствует, что состав вод пласта ЮС₁ существенно отличается от состава вод других пластов. Если в водах пластов БС_10/1 , БС_10/2 , БС_11/1 и БС_11/2 содержание SO₄ ^2- не превышает 11 мг/л, то в водах ЮС₁ оно достигает 25,5 мг/л.

Таблица 1

Средняя концентрация компонентов в пластовых водах

Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений

Пласт	Химический состав, мг/л	Минерализация, мг/л
Cl -	SO4 2-	HCO3 -	Ca 2+	Mg 2+	Na+ +K+
АВ1/2	12309,30	11,45	218,39	837,27	93,23	7210,60	20692,38
БВ1	12390,24	7,98	390,70	899,97	66,54	7292,10	21072,24
АВ8	13642,71	6,26	447,37	1439,86	159,16	7353,84	23056,70
АВ3	12153,12	12,67	176,63	855,72	80,23	7081,60	19397,71
ЮВ1	15865,30	13,40	567,30	742,62	88,48	9870,25	27163,54
БС10/1	11915,33	10,91	810,97	533,55	76,37	7567,29	20930,36
БС10/2	11021,39	9,56	700,84	432,00	63,45	7068,83	19311,21
БС11/1	12084,94	6,52	996,83	468,58	76,15	7842,07	21484,07
БС11/2	11038,59	8,45	741,21	427,08	62,31	7108,04	19397,71
ЮС1	13307,18	25,50	861,47	290,36	63,83	8856,7	23418,33

Воды всех пластов содержат большое количество бикарбонат-ионов (741,21 - 996,83 мг/л). Последнее свидетельствует о высокой концентрации растворенного в водах углекислого газа, поскольку поступление ионов НСО₃ ^- в раствор происходит вследствие диссоциации угольной кислоты.

Концентрация углекислого газа в системе ППД составляет примерно 20 - 60 % от его концентрации в трубопроводах системы нефтесбора. Известно, что скорость углекислотной коррозии металла и количество растворенного в жидкости СО₂ пропорциональны его парциальному давлению. Можно предположить, что при равных скоростях потоков и температурах скорость углекислотной коррозии в системе ППД составляет от 30 до 70 % от скорости углекислотной коррозии трубопроводов системы нефтесбора.

Рост концентрации СО₂ , а, следовательно, и HCO₃ ^- увеличивает коррозионную агрессивность добываемой жидкости. Это, в первую очередь, должно отразится на работоспособности оборудования системы нефтесбора.

В попутной воде, отделяемой от нефти Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений, обнаруживается до 0,5 мг/л сероводорода, что не должно значительно увеличивать ее коррозионную агрессивность. Согласно стандарту NACE RP0475-98 вода с содержанием сероводорода менее 1 мг/л приравнивается к воде, не содержащей сероводород.

В последние годы в сточной воде системы ППД обоих месторождений отмечается присутствие до 0,3 мг-экв/л ионов SO₄ ^2- , что, в частности, можно связать с интенсификацией процесса сульфатредукции в заводняемых пластах.

СВБ обнаружены по всей технологической цепочке добычи, подготовки и транспорта нефти и воды рассматриваемых месторождений, в том числе в призабойных зонах пласта нагнетательных скважин. Содержание СВБ в средах Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений составляет 10⁵ -10⁶ клеток/мл. Считается, что наиболее благоприятными условиями для сульфатредукции в нефтяных пластах являются температура 35-40 ⁰ С, присутствие углеводородокисляющих бактерий, продукты жизнедеятельности которых служат источниками питания для СВБ, и наличие достаточного количества сульфатов. Температура в пластах Ватьеганского месторождения (табл. 2) намного выше оптимальной температуры развития СВБ, в связи, с чем сульфатредукция может протекать в призабойных зонах нагнетательных скважин, охлажденных закачиваемой водой.

Таблица 2

Параметры пластов Ватьеганского месторождения

Наименование пласта	Газовый фактор, м3 /м3	Плотность нефти, г/см3	Плотность воды, г/см3	Давление насыщения, МПа	Вязкость нефти, МПа сек.	Температура пласта, 0 С	Содержание азота, %	Плотность газа, г/см3
АВ1/2	40	0,860	1,013	8,4	2,47	64	2,6	0,628
АВ3	40	0,860	1,013	8,4	2,47	64	2,6	0,628
АВ8/2	43	0,844	1,014	8,0	2,90	71	2,4	0,677
БВ1	33	0,863	1,013	7,6	2,07	73	2,6	0,692
ЮВ1	78	0,833	1,019	9,9	1,75	90	3,4	0,819

С увеличением объемов закачки количество таких зон, как и их общий объем, должно возрастать. В соответствии с увеличением объема закачки воды (рис. 4) в заводняемых пластах происходит интенсификация процесса сульфатредукции.

С увеличением обводненности, содержания СО₂ (а, следовательно, и HCO₃ ^- ) и СВБ создаются благоприятные условия для роста аварийности трубопроводов систем нефтесбора и ППД.

--> ЧИТАТЬ ПОЛНОСТЬЮ <--