Организация рационального использования попутно добываемых с нефтью воды и газа. Опыт НГДУ «Ямашнефть» ОАО «Татнефть»
На данный момент суммарная годовая добыча нефти на месторождениях, разрабатываемых НГДУ «Ямашнефть» (ОАО «Татнефть»), составляет более 1,6 млн тонн. При этом ежегодно вместе с нефтью добывается около 2 млн м3 попутной пластовой воды и 30 млн м3 попутного нефтяного газа (ПНГ). В связи с этим одна из наиболее актуальных задач НГДУ на сегодняшний день состоит в поиске и внедрении эффективных методов рационального использования обоих видов природных ресурсов.
В предлагаемой Вашему вниманию статье представлен опыт НГДУ «Ямашнефть» по реализации проектов в данном направлении, а также приведены предложения по внедрению дополнительных технологий, которые в перспективе позволят увеличить объемы использования ПНГ и пластовых вод непосредственно на месторождениях. Согласно расчетам, данные технологии должны обеспечить рациональное использование основных производственных фондов, позволить отказаться от применения оборудования, рассчитанного на высокие избыточные давления и, как следствие, снизить металло- и энергоемкость производства. Все технологии прошли инвестиционную оценку, по итогам которой их внедрение было признано экономически целесообразным.
НГДУ «Ямашнефть» ОАО «Татнефть» было образовано для опытной эксплуатации небольших месторождений с карбонатными коллекторами, характеризующихся большим территориальным разбросом, невысокими дебитами скважин (в среднем 3,6 т/сут) и содержанием в добываемой продукции большого количества сероводорода (6%). В настоящее время в эксплуатации находятся девять месторождений, суммарная годовая добыча нефти по которым составляет более 1,6 млн тонн (рис. 1, табл. 1). Разработка данных месторождений в значительной степени осложнена необходимостью утилизации добываемых попутно с нефтью газа и пластовой воды в объеме 2 и 30 млн м3 соответственно.
Традиционно вопросам рационального использования обоих ресурсов в ОАО «Татнефть» уделяется особое внимание. В случае ПНГ это связано, в том числе с вводом законодательных ограничений на сжигание газа на факельных установках. Предельно допустимое значение данного показателя составляет 5%. В НГДУ «Ямашнефть» на данный момент утилизируется до 41% добываемого газа, и это самый низкий результат по группе компаний ОАО «Татнефть» (рис. 2). В связи с этим в нашем управлении была разработана программа, направленная на повышение процента полезного использования ПНГ, включающая подбор оптимальных оборудования и технологий для его утилизации.
Помимо исполнения законодательных требований, согласно нашим расчетам, прибыль от внедрения данных технологий может составлять до 250 млн руб. в год. Также наши расчеты показывают, что если исключить потери от снижения работоспособности и срока эксплуатации оборудования (до двух лет), связанные с агрессивным воздействием перерабатываемого газа, то, помимо прочего, можно достичь существенной экономии денежных средств, ежегодно затрачиваемых на ремонты и восстановление технических характеристик производственных фондов.
ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ УТИЛИЗАЦИИ ПНГ
В поисках наиболее эффективных решений в НГДУ «Ямашнефть» не раз испытывались различные технологии переработки и утилизации ПНГ. Так, в 2007 году был испытан путевой подогреватель нефти с промежуточным теплоносителем (ППНТ-1,6), работающий на попутном газе с содержанием сероводорода до 4,2% (табл. 2). Применение печи ППНТ-1,6 позволило увеличить эффективность отстаивания нефти в резервуарах, существенно повысить качество предварительной подготовки и последующей транспортировки нефти с обводненностью менее 1%, снизить энергетические затраты на ее перекачку. Также удалось повысить качество подготовки воды, закачиваемой в пласт. Несмотря на это, широкого применения данная технология так и не получила в связи с неустойчивостью работы подогревателя вследствие влияния сероводорода, а также низкого КПД.
Долгое время мы использовали ПНГ в том числе для выработки электроэнергии. В период с 2008 по 2014 годы на объектах НГДУ проводилась опытно-промышленная эксплуатация газопоршневых установок (ГПУ) отечественного производства. Данные ГПУ обладают рядом достоинств, таких как низкая стоимость (в 2-2,5 раза ниже, чем у импортных аналогов), возможность использования в качестве топлива практически не очищенного от сероводорода ПНГ, простота в эксплуатации по сравнению с газотурбинным оборудованием.
За шесть лет газопоршневыми установками было выработано свыше 8 млн кВт-ч электроэнергии для питания 131 скважины суммарной нагрузкой около 1 МВт. На выработку электроэнергии этими ГПУ пришелся 51% всего утилизированного за данный период ПНГ. Однако по итогам эксплуатации были выявлены и существенные недостатки использования ГПУ. К примеру, объем выработанной ими электроэнергии составлял 43% от планового показателя, что связано, прежде всего, со свойствами утилизируемого газа: низким метановым числом и высоким содержанием азота. Кроме того, возникавшие неисправности в работе оборудования приводили к его простою, невыполнению годового плана по выработке электроэнергии и, как следствие, росту эксплуатационных затрат (рис. 3, табл. 3).
В связи с этим мы перешли на использование микротурбинных установок Capstone с принципиально иными конструктивными особенностями. Недостатки их применения сводятся главным образом к пониженной износостойкости при работе на газе с повышенным содержанием сероводорода. Основными видами неисправностей ГТУ стали деформация камеры сгорания и заклинивание ротора турбины (рис. 4, табл. 4). В настоящее время из 11 ГТУ в работе находятся только четыре, поэтому сейчас мы прорабатываем возможность перевода данных установок в другие нефтегазодобывающие управления, где содержание сероводорода в добываемом ПНГ не достигает таких высоких значений, как в НГДУ «Ямашнефть».
СТРОИТЕЛЬСТВО СИСТЕМЫ ГАЗОСБОРА
В виду того, что применявшиеся ранее методы утилизации ПНГ оказались неэффективными, в 2014 году было принято решение о строительстве системы газосбора, по которой добываемый попутный газ будет поставляться на Миннибаевскую установку сбора и очистки (МУСО) (рис. 5, 6). Работы по проекту делятся на два этапа. В рамках первого этапа до конца 2015 года планируется построить коллектор от МУСО с подключением ГЗНУ-10, ГЗНУ-7 и ДНС-210. Протяженность первой очереди трубопровода составит 56,4 км. На втором этапе к системе будут подключены ГЗНУ-607, ДНС-6, ГЗНУ-556 и ГЗНУ-26. Строительство второй очереди протяженностью 36,5 км завершится в 2016 году.
По предварительным оценкам реализация проекта позволит увеличить объем использования газа (до 22,7 млн м3), а также объемы поставляемых потребителям газопродуктов (табл. 5). По завершении строительства суммарная стоимость произведенной продукции составит порядка 250 млн рублей.
Сравнительные расчеты возможных платежей за выбросы загрязняющих веществ, получаемой от продажи газа выручки и ожидаемых затрат на строительство трубопровода позволяют сделать вывод о том, что проект станет рентабельным. При стоимости 923 млн руб. индекс доходности составляет 1,6.
ВНЕДРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ
Поскольку система газосбора охватит не все объекты НГДУ, поиск технологий, которые позволили бы увеличить использование ПНГ, продолжается. В качестве одного из способов утилизации попутного газа рассматривается, в том числе технология водогазового воздействия. Только в 2008 году в США с ее помощью было добыто 17,5 млн т нефти, из них 4,05 млн т — путем закачки углеводородных газов. В нашем случае эффект от закачки газа планируется получить за счет снижения вязкости и расширения нефти, снижения межфазного натяжения. Газ в пористой среде не только фильтруется по отдельным крупным капиллярам, но также существует и совместное, «точечное» движение воды и газа, способствующее выравниванию фронта вытеснения нефти.
Исходя из этого обстоятельства, сейчас мы прорабатываем возможности применения попутного газа для закачки в систему ППД на тех участках, где не планируется строительство газопроводной сети. Суть одной из рассматриваемых в данном ключе технологий заключается в сборе затрубного газа на кусте скважин и последующей закачке с использованием эжекторного устройства (рис. 7). Применение технологии позволит повысить продуктивность скважины за счет увеличения депрессии на пласт и роста динамического уровня. Одновременно с этим повысится надежность работы глубинно-насосного оборудования и увеличится МРП скважин; будут исключены штрафы за сжигание попутного нефтяного газа (в объеме 18,25 тыс. м3/г).
Расчет эффекта от внедрения технологии был проведен на одном из участков, где затрубное давление достигает критически высоких значений из-за повышенного линейного давления в нефтепроводах (табл. 6). При этом мы также учитывали низкий динамический уровень жидкости, который потенциально может привести к срыву подачи и отказу ШГН. Нагнетательные скважины на выбранном участке работают от КНС, а устьевое давление закачки составляет 46 атмосфер.Расчет инвестиционной привлекательности проекта показал его окупаемость: индекс доходности составляет 1,44.
Вторая технология, которую мы рассматриваем в настоящий момент, — это закачка газа с использованием насосов объемного типа. Для проведения расчетов был выбран участок с установкой сброса попутной воды (в объеме 50 м3/сут) и газа (60 м3/сут). Для закачки воды на объекте используется винтовой насос УВН 3/120 с частотно-регулируемым приводом и возможностью закачки газа — до 80% от общего объема газожидкостной смеси (рис. 8). К насосу подключены две нагнетательные скважины.
В данном случае планируется объединить газовую и водяную линии на приеме винтового насоса и после смешения обеих фаз в диспергаторе производить закачку смеси (рис. 9). Расчет инвестиционной привлекательности данного проекта также показал его окупаемость, а индекс доходности составил 1,78.
Проведенный анализ внедрения новых технологий подтвердил наличие в НГДУ «Ямашнефть» потенциала по наращиванию объемов утилизации попутного нефтяного газа. Реализация предлагаемых и внедряемых проектов позволит дополнительно вовлечь в работу 23 млн м3 газа. При общих расходах в 924 млн руб. проекты окупятся в течение пяти лет (рис. 10).
УТИЛИЗАЦИЯ ПОПУТНО ДОБЫВАЕМОЙ ВОДЫ
Основной способ утилизации попутно добываемой воды на сегодняшний день — использование ее в системе ППД месторождений. Вместе с тем сепарация, очистка и последующая закачка воды — это очень капиталоемкое и энергозатратное направление работ. Поэтому в данном случае нам также предстояло подобрать соответствующие оборудование и технологии, которые позволили бы оптимизировать эти расходы.
В настоящее время в системе ППД НГДУ «Ямашнефть» используется как пресная, так и пластовая вода. Объемы закачки представлены на рис. 11.
Организацию процесса очистки и закачки воды можно рассмотреть на примере Архангельского месторождения (рис. 12). Объект находится на поздней стадии разработки: 22% скважин действующего фонда характеризуются высокой (более 90%) степенью обводненности. Годовая добыча жидкости составляет 647,5 тыс. тонн. Среднее значение обводненности нефти — 60%.
На месторождении реализована циклическая система заводнения как пластовой, так и пресной водой (рис. 13). Пресная вода отбирается из Камского водозабора (г. Набережные Челны) и транспортируется на Утяшкинский участок по трубопроводу протяженностью 190 км. Обводненность скважин на данном участке составляет более 50%, что в разы увеличивает затраты на перекачку жидкости.
Если сравнить баланс попутной пластовой воды на участке и месторождении в целом, то очевидно, что объемы непроизводительной закачки должны и могут быть использованы для замещения объемов использования пресных вод (рис. 14, 15).
Исходя из этого, для организации предварительного сброса пластовой воды была проведена реконструкция ГЗНУ стоимостью 43 млн руб. На эти средства построена сама установка по сбросу воды и сеть водоводов для подачи ее в нагнетательные скважины (рис. 16).
Расчет инвестиционной привлекательности проекта показал его окупаемость: индекс доходности составил 1,46. Реализация проекта прошла успешно: нам удалось достичь положительного эффекта от применения технологии за счет снижения затрат на приобретение пресной воды (на 60 тыс. м3/год); потребление электроэнергии в объеме 738 тыс. кВт-ч (на СП-135 и ГЗНУ-4304), а также капитальный ремонт водоводов и блок-гребенок.
ТЕХНОЛОГИЯ СБРОСА И ЗАКАЧКИ ВОДЫ НА КУСТЕ СКВАЖИН
В рамках программы по внедрению новых подходов для обеспечения полезного использования попутных вод в НГДУ «Ямашнефть» также рассматривается вариант организации сброса и закачки воды непосредственно на кусте скважин (рис. 17).
Для испытания технологии был выбран куст из семи скважин с суммарным дебитом жидкости 59 м3/сут и нефти — 8 т/сут. Рядом расположены две нагнетательные скважины.
Отделение осуществляется в отстойнике сброса пластовой воды с последующей закачкой. Согласно нашим расчетам, инвестиции на внедрение технологии в размере 5,7 млн руб. окупятся в течение шести лет.
ТЕХНОЛОГИИ СЕПАРАЦИИ ВОДЫ И НЕФТИ В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ
Помимо перечисленных выше, к перспективным направлениям, обеспечивающим повышение эффективности эксплуатации обводненных скважин за счет снижения объемов транспортировки воды, сегодня можно отнести применение технологий сепарации воды и нефти в стволе скважины с последующим раздельным подъемом (рис. 18).
Под действием гравитационных сил скважинная продукция в стволе разделяется на нефть и воду. Нефть поступает на прием насоса через всасывающий клапан и по колонне НКТ поднимается на устье, после чего попадает в нефтепровод до ГЗУ. Вода поступает на прием насоса через якорь, боковой всасывающий клапан и поднимается на поверхность по колонне полых штанг, откуда по гибкому рукаву подается в водяную линию. На следующем этапе поднятая пластовая вода попадает в сепаратор-отстойник и затем закачивается на этом же кусте в соседнюю нагнетательную скважину.
Анализ проб показал полное соответствие качества закачиваемых вод установленным требованиям. При 100%-ной обводненности содержание ТВЧ в воде не превышает 10 мг/л, нефтепродуктов — 55 мг/л. Всего с момента запуска установки в эксплуатацию добыто 5 тыс. м3 нефти и 8,7 тыс м3 пластовой воды.
Затраты на внедрение технологии на одной скважине составили 570 тыс. руб., индекс доходности — 1,42.
ОРГАНИЗАЦИЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ ДОБЫЧИ ПОПУТНОЙ ВОДЫ
С целью наращивания объемов использования гравитационных процессов в стволе скважины была разработана технология регулирования добычи попутной воды. Принцип действия технологии основан на разделении продукции в стволе скважины и регулировании отбора из нефтяной и водяной зон с использованием модифицированного штангового плунжерного насоса (рис. 19). При этом из нефтяной зоны продукция извлекается на поверхность и далее транспортируется по системе нефтесбора, а попутная пластовая вода закачивается в нижележащие горизонты, о чем свидетельствует перепад давлений под пакером и над ним.
Для отправки комментария вам необходимо авторизоваться.