Внедрение этой технологии позволило также достичь устойчивого снижения эксплуатационных расходов.
Благодарим Управление информационной политики ПАО «Татнефть» им В.Д. Шашина за предоставление данного материала.
«Татнефть» как один из лидеров нефтегазовой отрасли и социально ответственная Компания ставит перед собой амбициозные цели: повышение операционной эффективности, снижение углеродного следа и внедрение инновационных решений в сфере недропользования. Среди ключевых направлений — снижение энергозатрат при поддержании стабильного уровня добычи, в том числе сокращение удельного расхода электроэнергии на закачку жидкости в пласт на 35 % к 2035 году, пишет газета «Нефтяные вести».
Кроме портала, мы предлагаем вам и альманах «Управление производством». Все самое интересное и уникальное мы публикуем именно в нем. 300+ мощных кейсов, готовых к использованию чек-листов и других полезных материалов ждут вас в полном комплекте номеров. Оформляйте подписку и получайте самое лучшее!
Учитывая, что до 70 % объема закачиваемой жидкости составляет попутно добываемая вода (ПДВ), эффективное управление этим ресурсом приобретает стратегическое значение — как с технологической, так и с экологической точек зрения.
Движение скважинной жидкости по «традиционному» маршруту предполагает перекачку до товарного парка, дальнейший сброс сточной воды по низконапорному водоводу на кустовую насосную станцию (КНС) и последующую перекачку от КНС до нагнетательной скважины. В совокупности протяженность непроизводительной перекачки балластной попутно добываемой воды может достигать значительных расстояний — 5-10 км. С учетом высокой обводненности этот процесс сопровождается значительными энергетическими и эксплуатационными издержками: возрастает нагрузка на емкостное и насосное оборудование, увеличиваются объемы транспортировки, снижается общий КПД системы поддержания пластового давления (ППД).
В этих условиях ключевой задачей становится максимальное сокращение объемов перекачки балластной ПДВ на этапах подготовки и закачки, достигаемое путем предварительного отделения воды уже на уровне скважины или кустовой площадки. Одним из перспективных проектов, реализуемых в рамках решения этой задачи, стало внедрение скважин-сепараторов с элементами специальной устьевой арматуры, обеспечивающей предварительный сброс воды непосредственно в рядом расположенную нагнетательную скважину. В группу проекта вошли специалисты «Татнефть-Добычи», «ТатИТнефти», «ТН-Сервиса», Центра технологического развития, Бугульминского механического завода и «ТатНИПИнефти». В качестве пилотного объекта была выбрана высокообводненная скважина № 9503 Ц
ДНГ-2 НГДУ «Альметьевнефть», ранее работавшая в направлении ГЗУ-19.
В процессе подъема обводненной нефти от забоя до устья и при движении по трубопроводам происходит постоянное перемешивание нефти и воды с образованием устойчивых эмульсий. Это особенно актуально для месторождений нефти, находящихся на поздних (3-4-х) стадиях разработки, где наблюдается высокая концентрация природных эмульгаторов: смол, асфальтенов, парафинов.
Поэтому перед поступлением в устьевую арматуру скважины-сепаратора нефтесодержащая жидкость предварительно насыщается химреагентом — деэмульгатором, который способствует быстрому и эффективному разделению компонентов. После этого смесь поступает в сепарационную емкость устьевой арматуры, где происходит первичное разделение — отделяется газ. Затем жидкость попадает в кольцевое пространство скважины для гравитационного отстоя и разделения фаз. Такая технология обеспечивает эффективное предварительное отделение воды от нефти непосредственно в условиях скважины. Отделившуюся воду откачивают насосом и отправляют в систему ППД. А нефть уходит в систему нефтесбора и дальше — на подготовку к транспортировке.
Таким образом, утилизация отделенной воды осуществляется в нагнетательную скважину, расположенную в непосредственной близости, а скважинная жидкость с меньшим содержанием воды направляется в Миннебаевский товарный парк.
«Внедрение технологии скважинной сепарации, основанной на сочетании уникальной устьевой арматуры, гравитационного разделения, химического сопровождения и автоматизированного контроля, позволило достичь устойчивого снижения энергозатрат, эксплуатационных расходов, объема остаточной нефти и механических примесей в составе попутно добываемой воды, что создает предпосылки для масштабирования технологии после успешного завершения работ», — поясняет ведущий бизнес-аналитик «ТатИТнефти» Наиль Гарипов.
Анализ достигнутых результатов, полученных на опытной площадке, подтверждает высокую результативность технологии: сокращено расстояние транспортировки сточной воды, достигнут устойчивый объем сброса попутно добываемой воды, снижены энергозатраты на перекачку обводненной жидкости.
Текст: Лилия Шакирова. Фото Сергея Трусова
