К.т.н. Шайдаков В.В. (Инжиниринговая компания "Инкомп-нефть"), к.т.н. Каштанова Л.Е. (Инжиниринговая компания "Инкомп-нефть"), Емельянов А.В.(Уфимский государственный нефтяной технический университет)
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: АВ1/2, АВ8, АВ3 (Вартовский свод Ачсимовская свита); БВ1, ЮВ1 (меловая и юрская системы, Вартовский свод); БС10/1, БС10/2, БС11/1, БС11/2 (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 АВ1/2, БС10/2 и БС11/2 (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 (БС10/2) 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 БС10/1, БС10/2, БС11/1 и БС11/2 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 БС10/1, БС10/2, БС11/1 и БС11/2 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 0С, 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, 0С | 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.
Рис. 4 - Изменение объема закачки воды по годам
С 1991 по 2001 г.г. на Ватьеганском и Южно-Ягунском месторождениях произошло 455 порывов нефтепроводов, а с 1997 по 2001 г.г. - 71 порыв водоводов.
В период с 1997 по 2000 г.г. отмечено резкое увеличение числа порывов как на нефтепроводах, так и на водоводах. В 2001 г. в динамике аварийности наблюдался незначительный спад (рис. 5). Аналогичная закономерность прослеживается и для удельной аварийности трубопроводов (рис. 6, 7).
Высокая удельная аварийность нефтесборных трубопроводов и низконапорных водоводов по причине коррозии связана с малыми скоростями течения перекачиваемых сред, так как в этих условиях происходит расслоение водонефтяных эмульсий с образованием водного подслоя (в случае системы нефтесбора) и выносом механических примесей с их последующим осаждением на стенках труб. Имеет место усиление коррозии за счет возникновения и функционирования макрогальванопар "металл трубы - отложения".
Рис. 5 - Аварийность трубопроводов
Рис. 6 - Удельная аварийность трубопроводов Ватьеганского месторождения
Рис. 7 - Удельная аварийность трубопроводов Южно-Ягунского месторождения
Для мес