Актуальной проблемой эксплуатации месторождений углеводородов на 3 и 4 стадиях разработки является большой объем попутно добываемых вод, кратно превышающий объем нефти. Попутная вода – подземная пластовая вода, добываемая на поверхность совместно с нефтью и газом. В обычных промысловых системах сбора и транспорта такая вода отделяется от углеводородов в поверхностном емкостном оборудовании, расположенном на большом удалении от добывающих и нагнетательных скважин. По мере разработки нефтяных месторождений объем попутно добываемой воды увеличивается, что приводит к увеличению расходов на транспортировку скважинной продукции до центральных пунктов сбора, установок по предварительному сбросу воды, и затрат на обратную транспортировку подготовленной воды на объекты системы поддержания пластового давления (ППД) с целью дальнейшей закачки в нагнетательные скважины [3, 4, 7].
С целью разделения добываемого флюида на нефть и воду непосредственно на кусте скважин применяется технология кустовой сепарации скважинной продукции. В результате анализа мирового опыта установлено разнообразие методов и технологий кустовой сепарации скважинной продукции, которые включают гидроциклонные, гравитационные, коалесцентные сепараторы, трубные водоотделители. К преимуществам технологии кустовой сепарации относятся: сокращение нагрузки на площадные нефтепромысловые объекты сбора, транспортировки, подготовки нефти и воды; сокращение затрат электроэнергии на транспортировку скважинной продукции; сокращение капитальных затрат на модернизацию и строительство площадных объектов и промысловых трубопроводов [1, 6, 8].
Основной проблемой при реализации технологии кустовой сепарации является обеспечение требований показателей качества воды для закачки в пласт [2]. Стандартом нефтегазодобывающего предприятия устанавливается допустимое количество твердых взвешенных частиц и нефтепродуктов в рабочем агенте для систем ППД. Технология кустовой сепарации скважиной продукции и утилизации попутно добываемой воды должна обеспечивать подготовку (очистку) воды до требуемых показателей качества для закачки в пласт необходимого объекта. При этом качество частично обезвоженной нефти не нормируется.
Для повышения эффективности процесса добычи нефти предлагается модернизация систем сбора, транспортировки, подготовки нефти и воды на кустах скважин путем внедрения разработанной комплексной технологии утилизации балластной попутно добываемой воды с применением скважины-сепаратора [5].
Технические характеристики
На рисунке 1 представлена схема реализации разработанной технологии за счет применения мобильной блочной установки кустовой сепарации (БУКС).
Комплексная технология кустовой сепарации скважиной продукции и утилизации попутно добываемой воды включает подачу продукции добывающих скважин через БУКС в скважину-сепаратор для отделения воды. Подача нефти с остаточным содержанием воды осуществляется в трубопровод отвода нефти и сборный коллектор, а отделенная и очищенная вода направляется в систему ППД, либо в индивидуальную скважину. В качестве скважины-сепаратора используется ранее действующая скважина в консервации.
Водонефтяная эмульсия с добывающих скважин поступает в установку через задвижку 1. После задвижки установлен пробоотборник и фильтрационная установка грубой очистки. Далее установлен блок подачи реагента (БПР). В автоматическом режиме подача реагента регулируется в зависимости от показаний расходомера Ft2 и влагомера W1. Управляющий сигнал поступает от Ft3 и W1 к БПР.
Далее жидкость поступает в газоотделитель, где происходит отделение газа и подача его в эжектор. Газоотделитель типа ГУ-50-2,5-350, производительность по жидкости до 25 м3/ч. После частично дегазированная жидкость поступает на прием многоступенчатого насоса.
Асинхронный трехфазный электродвигатель насоса оборудован частотным преобразователем, что позволяет плавно изменять режим работы насоса, подачу и напор. Предполагаемый напор насоса до 100-120 м, подача от 5 до 10 м3/ч.
Регулирование частоты вращения электродвигателя осуществляется как в ручном режиме, так и в автоматическом. Регулирование частоты в автоматическом режиме происходит посредством поступления управляющего сигнала с расходомера F2 и преобразователя давления Pt1, при этом поддерживается заданный расход и давление на выходе насоса.
Трубопроводы от блочной установки кустовой сепарации соединяются с устьевой арматурой скважинного сепаратора и скважины системы ППД посредством труб на быстро разъемных соединениях.
Жидкость после задвижки 8 по трубопроводу поступает в скважинный сепаратор в колонну НКТ 1, которая спускается на расчетную глубину. Жидкость выходит в нижней части НКТ 1 и попадает в интервал неустойчивой эмульсии. Отделенная нефть движется к верхней части скважины по межтрубному пространству и отводится через патрубок для выхода нефти. Отделившиеся вода движется к нижней части эксплуатационной колонны. Оставшиеся в воде капли нефти всплывают в опускающемся потоке воды, при этом капли участвуют в процессе разделения фаз при условии создания и укрупнения капель нефти. Отделенная пластовая вода по НКТ 2 с помощью погружного насоса подается в установку через запорно-регулирующую арматуру 11, и попадает в две фильтрационные установки ФУ. Управление запорно-регулирующий арматурой осуществляется посредством управляющего сигнала с расходомера Ft3. Фильтрационные установки предназначены для отделения частиц размером свыше 30 мкм и обеспечения концентрации механических примесей на выходе не более 20 мг/дм3. Фильтрационные установки можно включать в работу поочередно или одновременно. Степень загрязнения фильтров оценивается по перепаду давления на показывающих манометрах Pg4 и Pg3, установленных до и после фильтров. Также до фильтров установлен сигнальный преобразователь давления Pt4, передающий показания на пульт управления установкой.
Очищенная вода через задвижку 12 поступает в скважину ППД. В состав погружного оборудования скважины ППД входит насос ЭЦН «перевертыш», посредством которого происходит закачка воды в пласт. Станция управления насоса ЭЦН оборудована частотным преобразователем, для возможности изменения характеристик насоса. Установка частоты вращения ротора погружного электродвигателя осуществляется в ручном и автоматическом режиме. Управление в автоматическом режиме происходит управляющим сигналом с расходомера Ft3, поддерживается заданный расход закачиваемой воды.
Частично обезвоженная нефть из скважинного сепаратора попадает в блочную установку через запорно-регулирующую арматуру 14, которая управляется расходомером Ft1 и преобразователем давления Pt2. Влагомер W1 фиксирует текущую обводненность жидкости.
В эжекторе происходит закачка газа в жидкость. Регулирование расхода газа происходит вручную или автоматически с помощью запорно-регулирующей арматуры 18. Далее газожидкостная смесь подается в систему сбора через задвижку 3.
Для скважинной продукции, характеризующейся значением газового фактора более 100 м3/т возможен риск вредного влияния на работу скважинного сепаратора. Основными осложняющими факторами являются:
a) скопление газа в виде газовой шапки в первой лифтовой трубе;
b) поступление газа на прием насоса;
c) интенсивное перемешивание эмульсии.
Для отвода газа перед входом в скважинный сепаратор предусмотрен газоотделитель. Выделившийся попутный нефтяной газ направляется в эжектор в качестве пассивной среды.
Возможен вариант БУКС без газоотделителя и эжектора, однако это может негативно отразиться на работе подающих сырье добывающих скважин в части повышения линейного давления, необходимого для продавливания газовой пробки, образующейся в верхней части НКТ1 (рисунок 2).
Мобильная БУКС является «коробочным» решением, изготовляется с учетом производительности скважин и требований к качеству продукции. Технические характеристики представленной установки: максимальное рабочее давление на входе до 2,5 МПа, расход жидкости на входе до 250 м3/сут, обводненность более 70 %, расход газа до 600 м3/сут при рабочем давлении.
Параметры скважинного сепаратора (глубина спуска НКТ1, НКТ2, диаметр НКТ), рекомендуемое оборудование для оснащения БУКС и скважин, производительность (расход воды, частично обезвоженной нефти) определяются по результатам моделирования процесса кустовой сепарации согласно технологической схеме установки.
Выбор объектов
Кустовая сепарация подразумевает создание технологической системы «добывающая скважина – сепаратор (скважина в консервации) – нагнетательная скважина» при индивидуальном подключении, и «сборный коллектор – сепаратор (скважина в консервации) – система ППД» при групповом подключении. Обобщенными критериями выбора объектов для реализации технологии кустовой сепарации при использовании законсервированных скважин в качестве гравитационных сепараторов являются:
- обводненность скважинной продукции более 70%;
- наличие на одном кусте добывающих, нагнетательных и законсервированной скважин;
- приемистость нагнетательной скважины должна соответствовать расходу утилизируемой воды;
- эксплуатационная колонна законсервированной скважины должна быть герметична.
Моделирование процесса кустовой сепарации
Для моделирования процесса кустовой сепарации гравитационным методом с использованием скважины в консервации выбран программный продукт компании Aspen Technologies Inc. Aspen HYSYS представляет собой программный пакет, предназначенный для моделирования в стационарном режиме, проектирования химико-технологических производств, контроля производительности оборудования, оптимизации и бизнес-планирования в области добычи и переработки углеводородов и нефтехимии.
Моделирование осуществляется поставкой нестандартной задачи расчета процесса гравитационного отстоя и разделения водонефтяной эмульсии в скважине, имеющей значительные размеры по глубине в сравнении с диаметром. Исходные данные для выполнения расчета приведены в таблице 1.
Результатом расчета является максимально допустимый расход откачки отделившейся попутно добываемой воды из скважины-сепаратора, при котором качество по содержанию нефтепродуктов не превышает допустимых значений. Пример результата расчета для реализации технологии на кусте скважин №04*3 Ярино-Каменноложского месторождения приведен на рисунке 3. В соответствии с графиком и результатами моделирования, допустимый расход насоса, при котором качество воды соответствует требуемым показателям, составляет 116,34 м3/сут при глубине спуска НКТ2 1400 м.
Заключение
Одним из самых востребованных способов модернизации систем обустройства нефтяных месторождений на завершающих стадиях разработки является применение технологии кустовой сепарации, направленной на обеспечение раннего сброса и утилизации попутно добываемых вод. Это основной путь сокращения неэффективных объемов транспортируемой скважинной продукции и зоны агрессивной коррозии нефтепромыслового оборудования. Внедрение разработанной комплексной технологии кустовой сепарации с применением БУКС позволяет осуществить утилизацию пластовой воды, уменьшить нагрузку на существующее наземное сепарационное оборудование или уменьшить количество наземного оборудования при реконструкции нефтепромысловых объектов, что в конечном итоге приводит к улучшению технико-экономических показателей производственной деятельности нефтедобывающих предприятий.
Преимуществами представленной комплексной технологии кустовой сепарации скважиной продукции и утилизации попутно добываемой воды являются:
- подготовка воды до требуемых норм качества для закачки в пласт;
- обеспечение защиты от повышения линейного давления в добывающих скважинах;
- применение газоотделителя и эжектора;
- применение насосных агрегатов с частотным регулированием;
- изготовление БУКС под конкретные производительность и требования к качеству воды по результатам моделирования.
