Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Утилизация попутного нефтяного газа путем закачки водогазовой смеси в пласт

Энерго- и ресурсосбережение, в том числе в части рационального использования таких невосполнимых запасов природного сырья, как попутный нефтяной газ (ПНГ) и пластовая вода, на сегодняшний день входят в число приоритетных задач, стоящих перед нефтегазовыми компаниями (НГК).

Ежегодно российские НГК сжигают на факельных установках не менее 16 млрд м3 ПНГ. При этом в атмосферу выбрасывается до 400 тыс. тонн загрязняющих веществ, которые составляют 12-15% от общего годового объема вредных выбросов в России.

В соответствии с действующим законодательством все нефтегазодобывающие предприятия должны утилизировать до 95% ПНГ. В НГДУ «Ямашнефть» данный показатель составляет всего 36,5%, оставаясь самым низким по ОАО «Татнефть», тогда как в целом по компании уровень утилизации ПНГ уже достиг 95,1%. В предлагаемой статье представлен опыт НГДУ «Ямашнефть» в части организации рационального использования ПНГ и пластовой воды, приводятся предложения по расширению линейки применяемых для этого технологий и технических решений. Отметим, что все обозначенные предложения признаны эффективными с точки зрения инвестиционной привлекательности и могут быть внедрены на месторождениях других добывающих обществ ОАО «Татнефть».

01.07.2015 Инженерная практика №06-07/2015
Бичурин Артем Альбертович Инженер-энергетик ЦППД НГДУ «Ямашнефть» ПАО «Татнефть»

Рис. 1. Динамика добычи попутного нефтяного газа в НГДУ «Ямашнефть»
Рис. 1. Динамика добычи попутного нефтяного газа в НГДУ «Ямашнефть»

Динамика показателей добычи ПНГ и пластовой воды в НГДУ «Ямашнефть» их тенденцию роста до 2030 года (рис. 1). И в этом контексте утилизация попутного нефтяного газа представляет собой одно из приоритетных направлений, которому в ОАО «Татнефть» всегда уделялось повышенное внимание. Поэтому перед инженерной службой НГДУ «Ямашнефть» всегда стояла задача по подбору технологий, позволяющих повысить уровень рационального использования ПНГ (рис. 2).

Рис. 2. Использование природных ресурсов, добываемых попутно с нефтью в НГДУ «Ямашнефть»
Рис. 2. Использование природных ресурсов, добываемых попутно с нефтью в НГДУ «Ямашнефть»

За свою 45-летнюю историю НГДУ его специалисты испытали много способов и технических решений для утилизации ПНГ, однако во всех случаях основным ограничивающим фактором было содержание в газе сероводорода (H2S), что приводило к разрушению и выходу из строя металлического оборудования.

Рис. 3. Подогреватель нефти с промежуточным теплоносителем марки ППНТ-1,6
Рис. 3. Подогреватель нефти с промежуточным теплоносителем марки ППНТ-1,6

В 2007 году на ДНС-8 был установлен путевой подогреватель с промежуточным теплоносителем ПНПТ1,6 производства ОАО «Саратовэнергомаш», работающий на попутном газе с содержанием сероводорода до 4,2% (рис. 3). Данная печь потребляет до 180 м3 сероводородсодержащего газа в час. Применение путевого подогревателя позволило улучшить гидродинамический отстой нефти в резервуарах, существенно повысить качество предварительной подготовки сырья и транспортировать нефть с ДНС-8 с обводненностью менее 1%. Также удалось значительно улучшить качество подготовки закачиваемой в пласт воды и снизить энергетические затраты на перекачку предварительно подготовленной нефти за счет снижения вязкости и уменьшения обводненности.

ПРИМЕНЕНИЕ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК CAPSTONE

Высокое содержание серы в составе попутного газа негативно сказывается в том числе на работе комплектующих газотурбинных установок (ГТУ) Capstone, применяемых для выработки электроэнергии на промысле. На рис. 4 представлены камера сгорания и форсунка, вышедшие из строя по причине несоответствия металла условиям эксплуатации.

Рис. 4. Использование попутного нефтяного газа для выработки электроэнергии при помощи газотурбинных установок
Рис. 4. Использование попутного нефтяного газа для выработки электроэнергии при помощи газотурбинных установок

В связи со сложной геополитической ситуацией обеспечение данных установок камерами сгорания предприятием-изготовителем в настоящий момент затруднено. В этом году истекает гарантийный срок обслуживания оборудования. Поэтому мы приняли решение о переводе данных газотурбинных установок в консервацию. Согласно нашим расчетам в этом случае планируемая экономия составит примерно 4,7 млн руб/год. Аналогичные мероприятия запланированы и в других структурных подразделениях ОАО «Татнефть», где также используются газотурбинные установки иностранного производства.

ТЕХНОЛОГИЯ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

Экспериментальные и теоретические исследования, выполненные в России, а также в ряде  других стран, показали, что к эффективным методам увеличения нефтеотдачи пластов относятся технологии, основанные на нагнетании в пласт смеси воды и различных газов. В качестве газовой фазы может использоваться воздух, азот, углекислый газ, дымовые газы и т.п. В этом ключе особый интерес представляет использование в качестве газовой фазы водогазовых систем (ВГС) попутного нефтяного газа, который в силу своей гомологической близости к нефти служит эффективным нефтевытесняющим агентом. Кроме того, поскольку ПНГ добывается непосредственно на нефтяных промыслах, организация его доставки на месторождение не требуется, что значительно снижает стоимость выполнения работ.

Закачка газа в пласт обеспечивает более высокие темпы разработки, чем при заводнении. Согласно данным проведенных лабораторных экспериментов и опытно-промысловых испытаний воздействие нефтяного газа на пласт позволяет добиться увеличения коэффициента вытеснения на 10-19% по сравнению с заводнением и получить конечную нефтеотдачу на уровне 70-80% (табл. 1).

Таблица 1. Показатели вытеснения нефти водой и водогазовой смесью
Таблица 1. Показатели вытеснения нефти водой и водогазовой смесью

Однако, несмотря на ряд преимуществ использования ВГС для повышения нефтеотдачи пластов, в России эти технологии широкого распространения не получили. Главным образом потому, что применение таких методов в истощенных пластах путем возврата в них добываемого газа требует значительных затрат на сооружение и эксплуатацию системы нагнетания и сбора газа, а требование поддержания пластового давления на постоянном уровне – даже при условии равномерного продвижения фронта (без прорывов газа) – сопряжено с необходимостью постоянного увеличения объемов закачки газа. Другой существенный недостаток применения чисто газовых методов для вытеснения нефти заключается в малом охвате пласта воздействием из-за неблагоприятного соотношения вязкостей газа и нефти. Поэтому основное внимание при реализации газовых методов воздействия на пласт должно уделяться методам регулирования подвижности газа с целью увеличения охвата пластов воздействием.

В последнее время для создания и закачки водогазовых смесей применяют газожидкостные эжекторные устройства, обладающие рядом преимуществ по сравнению с компрессорами. Так, в отличие от компрессоров эжекторные устройства характеризуются предельной простотой конструкции и несоизмеримо меньшими капитальными вложениями в проектирование и изготовление. Они могут устанавливаться на любом отдельном кусту скважин и не требуют строительства дополнительных дорогостоящих сооружений (зданий, фундаментов и т.п.).

В устройстве эжекторов отсутствуют вращающиеся детали, что обеспечивает надежную и длительную безаварийную работу оборудования. К тому же процесс образования и закачки ВГС с помощью эжекторных устройств не сопровождается выбросами в атмосферу выхлопных газов и других загрязняющих веществ.

Таблица 2. Основные технические характеристики устройства по откачке ПНГ
Таблица 2. Основные технические характеристики устройства по откачке ПНГ

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПНГ ИЗ ЗАТРУБНОГО ПРОСТРАНСТВА ДЛЯ ЗАКАЧКИ В СИСТЕМУ ППД

К настоящему времени разработан ряд технологий воздействия на пласты водогазовыми смесями с применением эжекторных устройств. Одна из них – технология использования попутного газа из затрубного пространства нефтедобывающей скважины путем закачки в скважину для поддержания пластового давления. Сбор и транспортировка ПНГ от добывающих скважин к нагнетательным осуществляется по трубопроводу (рис. 5). На устье нагнетательной скважины устанавливается устройство для откачки газа, основные технические характеристики которого представлены в табл. 2.

Рис. 5. Технология использования попутного газа из затрубного пространства нефтедобывающей скважины с целью закачки в скважину системы ППД
Рис. 5. Технология использования попутного газа из затрубного пространства нефтедобывающей скважины с целью закачки в скважину системы ППД
Таблица 3. Скважины, работающие с большими значениями затрубного давления
Таблица 3. Скважины, работающие с большими значениями затрубного давления

Для определения возможности использования данной технологии на разных месторождениях были проведены расчеты по внедрению эжекторных устройств на Ерсубайкинском месторождении. В табл. 3 приведен анализ скважин с высокими значениями затрубного давления. Как видно, из представленных скважин можно выбрать участок (№ п/п 3-16) для размещения групповой замерной установки №25 «Дельта», на котором затрубное давление достигает критически высоких значений из-за высокого линейного давления в нефтепроводах. В данных скважинах также можно отметить низкий динамический уровень жидкости, что может привести к срыву подачи и отказу ШГН. Нагнетательные скважины работают от КНС-25, устьевое давление закачки составляет 46 атмосфер. По выкопировке из карты разработки третьего блока турнейского яруса (рис. 6) подбираем участок, состоящий из трех добывающих и одной нагнетательной скважин (табл. 4). Скважины расположены на местности по одной оси, расстояние между устьями крайних – 56 метров.

Рис. 6. Технология использования попутного газа путем закачки УВН в скважину поддержания пластового давления
Рис. 6. Технология использования попутного газа путем закачки УВН в скважину поддержания пластового давления
Таблица 4. Участок для внедрения технологии снижения давления затрубного газа в добывающих скважинах путем утилизации в системе ППД
Таблица 4. Участок для внедрения технологии снижения давления затрубного газа в добывающих скважинах путем утилизации в системе ППД

Экономический эффект от внедрения достигается за счет увеличения продуктивности скважины, чему способствуют увеличение депрессии на пласт и рост динамического уровня; увеличение надежности работы глубинно-насосного оборудования и увеличение МРП скважин; а также исключение затрат за сжигание попутного нефтяного газа (табл. 5). Расчет объема ПНГ приведен в табл. 6.

Таблица 5. Расчет затрат на внедрение технологии снижения давления затрубного газа в добывающих скважинах путем утилизации в системе ППД
Таблица 5. Расчет затрат на внедрение технологии снижения давления затрубного газа в добывающих скважинах путем утилизации в системе ППД
Таблица 6. Расчет объемов попутного нефтяного газа по участку
Таблица 6. Расчет объемов попутного нефтяного газа по участку

Расчет инвестиционной привлекательности проекта показал его окупаемость: при инвестициях в 160 тыс. руб., дисконтированный срок окупаемости составил 1,6 года, а индекс доходности затрат – 1,44.

ЗАКАЧКА ПНГ В ПЛАСТ С ПРИМЕНЕНИЕМ НАСОСОВ ОБЪЕМНОГО ТИПА

Также попутный газ может закачиваться в скважину для поддержания пластового давления с использованием насосов объемного типа.

В настоящее время на Архангельском месторождении (Утяшкинский участок, район ГЗУ-50) НГДУ «Ямашнефтъ» объем сбрасываемой воды составляет 50 м3/cyт, объем газа – от 12 до 20 м3/cyт, количество нагнетательных скважин – три единицы. На указанном объекте для закачки воды эксплуатируется винтовой насос УВН 3/120 с частотно-регулируемым приводом (ЧРП) производства ООО «ПермИнжинирингГрупп» (г. Пермь). К УВН 3/120 подключены две нагнетательные скважины, а закачка воды осуществляется в одну (рис. 6). Насос УВН 3/120 способен прокачивать газожидкостную смесь (ГЖС) с содержанием газа до 80% от общего объема смеси.

В данном случае применяется следующая схема обвязки: на приеме винтового насоса объединяют две линии – газовую (от газоотделителя, установленного перед емкостью ОГ-25) и водяную (от емкости ОГ-25). В точке соединения водяной и газовой линий предпочтительно использование диспергатора. После винтового насоса водогазовая смесь поступает на устье, далее она попадает в НКТ и пласт нагнетательной скважины.

Газопровод должен быть оснащен счетчиком газа и регулирующей арматурой для подачи и контроля заданного количества газа на прием винтового насоса. Водовод комплектуется стационарным расходомером для контроля количества воды, поступающей на прием винтового насоса, а также переносным расходомером типа «Панаметрикс» для оценки мгновенного расхода воды. На входе и выкиде винтового насоса должны быть установлены манометры для контроля давления (на период исследований предпочтительны датчики давления с возможностью записи показаний типа «Микон»). Манометр (датчик) также должен быть установлен и на устье нагнетательной скважины.

Нагнетательная скважина должна быть оборудована пакером, а в затрубном пространстве устанавливается манометр для выявления утечек газа из подпакерного пространства.

Принципиальная схема опытно-промышленной установки кустового сброса воды и утилизации попутного нефтяного газа на ГЗУ-50А ЦДНГ-4 НГДУ «Ямашнефть» представлена на рис. 7.

Рис. 7. Технологическая схема кустового сброса воды и утилизации попутного нефтяного газа
Рис. 7. Технологическая схема кустового сброса воды и утилизации попутного нефтяного газа

На опытно-промышленную установку поступает продукция скважин в количестве 13-60 м3/cyт, в том числе около 3-10 т/сут нефти. Среднесуточная закачка очищенной попутно добываемой воды в систему ППД составляет 10-50 м3/cyт (показания расходомера «Взлет»).

Рис. 8. Опытно-промышленная установка кустового сброса воды и утилизации попутного нефтяного газа
Рис. 8. Опытно-промышленная установка кустового сброса воды и утилизации попутного нефтяного газа

В отстойник ОГ-25 жидкость поступает по двум линиям. Расход жидкости через коалесцентор (2) составляет примерно 20 м3/cyт (обводненность жидкости около 85%). Расход жидкости, направляемой в нижнюю часть отстойника ОГ-25, составляет порядка 30 м3/cyт (обводненность жидкости до 99%) (рис. 8).

Продукция скважин № 7485, 7486 и 7495 направляется через ГЗУ-50А в депульсатор (1) и далее через коалесцентор (2) – в отстойную зону отстойника (3) ОГ-25. В нижнюю часть отстойника (3) направляется высокообводненная эмульсия со скважины № 7479. На выходе ГЗУ-50А предусмотрена подача деэмульгатора в водонефтяную эмульсию с помощью дозировочной установки (6). Депульсатор (1) позволяет уменьшить влияние пробок газа на процесс отделения пластовой воды в отстойной зоне отстойника (3). Предварительно отделенный газ в депульсаторе (1) направляется по отдельному трубопроводу в газосепаратор (16). Жидкость с нижней части газосепаратора (16) направляется через регулирующий клапан (15), обеспечивающий постоянный уровень жидкости в газосепараторе (16), в линию отвода предварительно обезвоженной нефти из отстойника (3). На линии отвода жидкости из газосепаратора (16) после регулирующего клапана (15) установлен обратный клапан

(10) для исключения движения потока жидкости в обратном нормальному направлении. Для предотвращения попадания нефти в линию отвода газа из газосепаратора (16) на выходном газопроводе предусмотрен клапан-отсекатель. Газ посредством диспергатора (смесителя) (13) смешивается с попутно добываемой водой и далее насосом (5) откачивается в систему ППД.

Дополнительно смешение газа с водой осуществляется при помощи диспергатора (14), который установлен на устье скважины № 7487. Коалесцентор (2) предназначен для укрупнения капель воды в водонефтяной эмульсии. Уровень раздела фаз «нефть-вода» в отстойной зоне отстойника (3) контролируется межфазным уровнемером (11) и регулируется посредством частотного регулятора электродвигателя насоса (5). Отделившаяся в отстойной зоне отстойника (3) пластовая вода через коалесцирующее устройство (4) поступает в зону очистки отстойника (3).

Коалесцирующее устройство (4) предназначено для укрупнения капель нефти в очищаемой попутно добываемой воде. Очищенная попутно добываемая вода из отстойника (3) направляется через  прибор «СТОК-101» (7), при помощи которого осуществляется контроль качества ее очистки. На выкиде  насоса (5) установлен обратный клапан для исключения движения потока жидкости в направлении, обратном нормальному. Предварительно обезвоженная нефть с выхода отстойной зоны отстойника (3) поступает на выход ГЗУ-50А – в трубопроводную систему нефтесбора. По мере накопления нефти в зоне водоочистки отстойника (3) (уровень нефтяного слоя контролируется через послойные пробоотборники) она периодически выводится в линию предварительно обезвоженной нефти.

Для контроля процесса отделения и очистки попутно добываемой воды, сепарации газа и эффективности работы отдельных элементов предусмотрены устройства для отбора проб водонефтяной эмульсии, попутно добываемой воды, предварительно обезвоженной нефти и попутного нефтяного газа.

Таблица 7. Технологические параметры работы опытно-промышленной установки кустового сброса воды и утилизации попутного нефтяного газа
Таблица 7. Технологические параметры работы опытно-промышленной установки кустового сброса воды и утилизации попутного нефтяного газа
Таблица 8. Расчет затрат на внедрение опытно-промышленной установки кустового сброса воды и утилизации попутного нефтяного газа
Таблица 8. Расчет затрат на внедрение опытно-промышленной установки кустового сброса воды и утилизации попутного нефтяного газа

Технологические параметры работы опытно-промышленной установки кустового сброса воды и утилизации попутного нефтяного газа на ГЗУ-50А представлены в табл. 7, а затраты на реализацию предложения – в табл. 8.

При использовании технологии экономический эффект достигается за счет комплексного решения задачи по снижению затрат на транспортировку продукции скважин, а также исключения затрат за сжигание попутного нефтяного газа в объеме 18,25 тыс. м3/год. Расчет инвестиционной привлекательности проекта показал его окупаемость: при инвестициях  в 62 тыс. руб. дисконтированный срок окупаемости составил 1,9 года, индекс доходности затрат – 1,78.

Рис. 9. Перспективная схема использования попутного нефтяного газа на Архангельском м/р
Рис. 9. Перспективная схема использования попутного нефтяного газа на Архангельском м/р

Данная схема использования попутного нефтяного газа, охватывающая все Архангельское месторождение, представляется перспективной. В дальнейшем планируется расширение линии водогазового воздействия на месторождении (рис. 9).

ВЫВОДЫ ПО ИТОГАМ ПРОВЕДЕННЫХ РАСЧЕТОВ И ОПЫТА ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТАНОВОК

Проведенный выше анализ вариантов использования ПНГ и приведенные в работе предложения по внедрению новых технологий утилизации показывают, что в НГДУ «Ямашнефть» возможно достижение поставленной Правительством Российской Федерации задачи по использованию не менее 95% объема добываемого ПНГ.

Рациональное использование попутно добываемых с нефтью природного газа и пластовой воды позволяет нефтедобывающим компаниям получать дополнительную прибыль при переработке обоих ресурсов и снижать эксплуатационные затраты при разработке нефтяных месторождений (табл. 9).

Таблица 9. Основные ТЭП проектов использования ПНГ в НГДУ «Ямашнефть»
Таблица 9. Основные ТЭП проектов использования ПНГ в НГДУ «Ямашнефть»

Основными сдерживающими факторами, не позволявшими в полном объеме использовать попутно добываемые ресурсы, были химический состав попутного нефтяного газа и отсутствие точного и надежного оборудования.

В частности, повышенное содержание сероводорода в ПНГ негативно сказывалось на работе оборудования. Низкое содержание метана (менее 50%) и высокое содержание азота (более 24%) не позволяло использовать газ для выработки электроэнергии из-за риска детонации и слабого горения.

В свою очередь, отсутствие герметизирующих скважинных устройств, приборов контроля качества воды закачиваемой в системе ППД, большая металлоемкость и стоимость оборудования не позволяло использовать пластовые воды в пределах месторождения. Необходимо отметить, что пластовые воды также негативно влияют на работу оборудования, так как представляют собой агрессивную среду.

При этом были очевидны потери из-за отсутствия технических решений по использованию природных ресурсов, добываемых попутно с нефтью. Так, расчетные годовые потери в результате сжигания ПНГ составляли более 250 млн руб. в год.

В перспективе внедрение описанных в статье технологий позволит НГДУ «Ямашнефть» не только повысить уровень использования ПНГ, но и сократить потребление пресных вод не менее чем на 65 тыс. м3/год и снизить затраты на строительство и эксплуатацию оборудования, от работы которого можно отказаться.

Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Утилизация попутного нефтяного газа путем закачки водогазовой смеси в пласт
Продолжая разговор об открытых ступенях
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №04/2018

Инженерная практика

Выпуск №04/2018

Эксплуатация осложненного фонда скважин. Ремонт скважин. Подготовка и транспорт углеводородов
Осложненный фонд ПАО «НК «Роснефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Сургутнефтегаз» и др.Оборудование, программное обеспечение и методики для добычи нефти в условиях выноса мехпримесейОпыт и технологии борьбы с АСПОВентильные приводы в составе УЭВН и СШНУОчистка ПЗП и забоя нагнетательных скважин и скважин с боковыми стволамиЗащита сварных соединений трубопроводов от коррозииХимические реагенты для подготовки и транспорта нефтиУтилизация и переработка ПНГ
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Коррозия 2018
Международная производственно-техническая конференция

КОРРОЗИЯ – 2018: Эффективные методы работы с фондом скважин, осложненным коррозией, эксплуатация промысловых нефтегазопроводов и водоводов в условиях высокой коррозионной активности

27-29 августа 2018 г., г. Казань, конференц-зал «Габдула Тукай»
Задачей Конференции является обмен опытом и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений и технологий в области работы с фондом скважин, осложненных коррозионным фактором и анализ применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения в условиях высокой коррозионной активности.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис – июль 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

23 – 27 июля 2018 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми в рамках авторского курса С. Балянова.