USD 68.3413

-0.64

EUR 76.6243

-0.15

BRENT 39.14

-0.07

AИ-92 42.27

+0.03

AИ-95 45.97

-0.07

AИ-98 52.54

+0.03

ДТ 47.32

+0.01

5 мин
189
0

Ресурсосберегающая технология сбора, подготовки и закачивания пластовой воды

В статье рассмотрены вопросы ресурсосбережения и повышения эксплуатационной надёжности технологического процесса сбора, подготовки и закачивания пластовой воды для поддержания пластового давления (ППД).

Добыча нефти в Российской Федерации в 2019 году достигла рекордного объема – 560,26 млн т [1] (около 630,0 млн м3). Эта добыча была на 90 % обеспечена эксплуатацией месторождений, находящихся в разработке более 25 лет (Ромашкинское, Арланское, Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское, Мегионское, Покачевское и др.), при этом средняя обводненность всей добываемой продукции составляет не менее 90 %.

Таким образом, добывая 630,0 млн м3 нефти, нефтяные компании (НК) извлекли из недр не менее 3 млрд 800 млн м3 пластовой воды, которую после отделения от нефти и очистки закачали обратно в пласт. Транспортировка скважинной продукции до установок по подготовке нефти (УПН) и установок предварительного сброса воды (УПСВ), а затем повторная транспортировка отделенной воды обратно к нагнетательным скважинам достигает в среднем 5 км/м3 закачиваемой воды.

По результатам энергоаудита, проведенного в нефтяной отрасли РФ в 2014–2017 годах, удельное энергопотребление всех процессов добычи нефти составляет 32–34 кВт на 1 м3 добываемой жидкости. Следовательно, на добычу, подготовку и очистку нефти в 2019 году было потрачено около (630,0+3800)∙33=146 млрд кВт, что составляет 13,3 % из 1096,43 млрд кВт произведенной в РФ электроэнергии [2].

Такие сверхвысокие энергозатраты на добычу нефти в РФ связаны с высокой обводненностью добываемой продукции и огромными объемами закачиваемой воды обратно в нефтяные пласты, как для ППД, так и с целью ее утилизации (захоронении), а также с несовершенством технологических процессов по добыче нефти.

Проектирование и обустройство основной части нефтяных месторождений РФ выполнено

также более 20 лет назад и рассчитывалось на существующий в то время уровень добычи нефти. Расположение оборудования из-за опережающего ввода месторождений в эксплуатацию проектировалось по недостаточно полной геологической изученности района работ и, как правило, закладывалось в центральных зонах месторождений, а «безводный», начальный период разработки сглаживал все недостатки технологических схем обустройства месторождений.

В процессе разработки и последующей «доразведки» площадь месторождений увеличивалась в 2–3 раза. Требуемый уровень добычи нефти обеспечивался форсированным отбором жидкости, а объем попутной пластовой воды увеличился с 1995 г. в 4 раза и в 2019 г. составил 3,8 млрд м3, что сопровождалось естественным ростом обводненности добываемой продукции, которая достигла 86–92%.

С ростом обводнённости скважинной продукции происходило увеличение зоны агрессивной коррозии в системах ПТП, соответственно происходило увеличение операционных затрат и энергопотребления. Только за последние 7 лет себестоимость добычи нефти в РФ увеличилась в два раза – с 7491,9 руб./т до 14 942,94 руб./т [3].

Сверхнормативные нагрузки получили все ПТП, так как за последние 10 лет добыча воды увеличилась в два раза и внутриромысловая перекачка такого объёма жидкости возможна только за счет увеличения давления в трубопроводах. Форсированный отбор жидкости также ведёт к росту нагрузки на оборудование существующих УПСВ и УПН.

Сверхнормативный срок службы ПТП сформировал условия повышенной аварийности их эксплуатации в основном из-за внутренней и внешней коррозии металла.

Так, при общей протяженности всех видов ПТП около 220 тыс. км, количество нарушений герметичности ПТП только в 2018 году составило около 30 тыс., то есть в среднем по одному нарушению герметичности ПТП на 7,1 км в год.

8 126 нарушений герметичности с разливом нефти с загрязнением окружающей среды в объеме не менее 1,0 млн т. Социально-экономический ущерб оценивается в объеме около 500 млрд рублей. По оценке Минприроды РФ, замена ПТП должен быть 7–12 % в год (около 20 тыс. км), от общей длины ПТП, а по факту происходит замена 1–2 % (около 3,0 тыс. км), что создает крайне неблагоприятные социально-экологические условия в районах добычи нефти.

Целью проекта является модернизация как промысловых трубопроводов (трубопроводов ППД, нефтесборных трубопроводов и трубопроводов обезвоженной нефти), так и оптимизации самих систем по подготовке нефти, подготовке воды и закачки воды в пласты системой ППД. На примере модернизации промысловых трубопроводов Эталонного месторождения представлена ресурсосберегающая технология сбора, подготовки и закачки воды в пласты системой ППД.

Эталонное месторождение по запасам нефти и газа характеризуется как среднее с текущим КИН = 0,51, по степени обводненности – высокообводненное – 93 %, с объемами добычи жидкости 10 000 м3/сутки, нефти – 580 т/сутки и закачки воды – 10 500 м3/сут. На месторождении пробурено 192 скважины (114 добывающих скважин и 66 нагнетательных скважин).


РИС. 1. Эталонное месторождение

Промысловая трубопроводная система состоит из 24 800 м нефтесборных труб и 24 800 м высоконапорных труб системы ППД, со средним возрастом эксплуатации 26 лет. Количество нарушений герметичности составляет 9,2 в год, т.е. 0,19 нарушений/км в год.



Статья «Ресурсосберегающая технология сбора, подготовки и закачивания пластовой воды » опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№2, 2020)

Авторы:
Читайте также
Система Orphus