Чистота заводнения

Чистота заводнения

Решение проблемы подготовки подтоварной воды на месторождениях с высокой степенью выработки

Фото: Алексей Родионов

Cистема сбора, подготовки и сдачи нефти
Рамблер Инфографика / Алексей Столяров

Высокая доля старого, осложненного фонда — общая черта практически всех российских нефтяных компаний, и «Газпром нефть» не исключение. С этим связана масса проблем, в числе которых ухудшение качества воды, использующейся в системах поддержания пластового давления. Ее решением успешно занимается Центр компетенций, созданный на базе «Газпромнефть-Муравленко»

Текст: Ольга Черная

Добыча чистой нефти — процесс, возможный лишь на ранних стадиях разработки месторождения. Как только естественное давление, под действием которого нефть выходит из скважины на поверхность, падает, снижение энергии пласта компенсируют искусственно, с помощью закачки какого-либо рабочего агента. Один из самых распространенных агентов — обычная вода, которую нагнетают в пласт под давлением до 160–180 атмосфер. В результате вместо легко разделяемых углеводородных фракций из пласта извлекается газожидкостная смесь, состоящая из попутного нефтяного газа и жидкости, включающей в себя нефть и воду. Часть нефти и воды находится в свободном состоянии, часть — в виде их смеси — водонефтяной эмульсии.

Система поддержания пластового давления работает по замкнутому циклу: после извлечения подтоварная вода вновь закачивается в пласт. Такой подход позволяет не только сократить расход рабочего агента, но и значительно снизить нагрузку на окружающую среду. Однако повторное использование подтоварной воды требует серьезных усилий для ее очистки.

Дело в том, что наличие в подтоварной воде капелек нефти и механических примесей приводит к резкому снижению приемистости продуктивных и поглощающих пластов, то есть их возможности принимать рабочий агент. Согласно отраслевому стандарту, устанавливающему основные требования к качеству воды для заводнения нефтяных пластов с учетом проницаемости и относительной трещиноватости коллекторов, содержание нефтепродуктов в подтоварной воде не должно превышать 50 мг на литр.

Определен госстандартом и максимально допустимый уровень содержания воды в товарной нефти. И если на новых месторождениях добиться оговоренных ГОСТом 0,5% воды в нефти несложно, то чем старше месторождение, тем больше усилий требует от нефтяников процесс подготовки нефти.

Несмешиваемые смеси

На дожимных насосных станциях с установками предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ), куда первоначально поступает газожидкостная смесь из пласта, с помощью сепараторов гравитационным методом отделяют попутный нефтяной газ, который отправляется на газоперерабатывающий завод.

Оставшаяся жидкость, состоящая из нефти, воды и эмульсии, отправляется на дальнейшую подготовку. Она проводится либо в отстойниках, либо в резервуарах, либо в комбинированных аппаратах, где действует основной процесс — гравитационный отстой, основанный на том, что нефть легче воды и после определенного времени всплывает.

Самый сложный этап подготовки нефти — очистка водонефтяной эмульсии, смеси из воды и нефти, которые в обычной среде не смешиваются. Находящиеся в эмульсии механические примеси, смолы и асфальтены образуют вещества, которые связывают нефть и воду. Грубо говоря, капельку воды обволакивает своеобразная «броня» из мехпримесей, которая не позволяет ей сливаться и оседать вниз. Это эмульсия типа «вода в нефти». Чтобы разбить «броню», применяются такие методы, как подача реагентов-деэмульгаторов, тепловая обработка.

Переход на эксплуатацию месторождений на поздней стадии разработки сопровождается дополнительными мероприятиями, в том числе предполагающими воздействие на пласт химическими, термическими и другими реагентами. В этом случае создаются условия для возникновения эмульсии другого типа — «нефть в воде», когда «броня» из масел образовывается вокруг капель нефти и тоже не позволяет им слиться. Эмульсия «нефть в воде» достаточно устойчива, и довести подтоварную воду до соответствия требованиям стандарта качества очень трудно.

В «Газпромнефть-Муравленко» с этой проблемой столкнулись еще в 2010–2011 годах и запустили процесс активного поиска вариантов ее решения.

Ингибиторы и китовый ус

Как рассказали в управлении подготовки и сдачи нефти «Газпромнефть-Муравленко», поиск эффективных путей решения проблемы начался с определения основных причин, вызывающих рост содержания нефтепродуктов в подтоварной воде. Одна из них — текущее состояние инфраструктуры, в частности превышение фактической добычи жидкости над проектной мощностью технологических объектов. Вторая причина — использование третичных методов повышения нефтеотдачи, когда при эксплуатации месторождений начинают применяться кислотные обработки призабойных скважин, так называемые сшиватели на основе гелеобразующих агентов, ингибиторы коррозии, солеотложения и деэмульгаторы, смесь которых провоцирует возникновение эмульсии типа «нефть в воде». Учитывая необходимость работы сразу в нескольких направлениях, комплексного решения задачи, в «Газпромнефть-Муравленко» был создан специальный Центр компетенций по подготовке подтоварной воды в сложных условиях.

Очевидное решение первой проблемы — реинжиниринг объектов подготовки нефти. Первым проектом, реализованным в этом направлении, стала реконструкция установки предварительного сброса воды на ДНС‑2 Еты-Пуровского месторождения, проведенная совместно со специалистами научно-технического центра НТК «Модульнефтегаз комплект». Чтобы изменить турбулентный режим работы установки, который не позволял отстаиваться нефти, на ламинарный, более спокойный, использовались коалесцирующие* устройства. Капли нефти и воды, стекающие по продольным к направлению потока пластинам, соединяются, после чего нефть поднимается вверх, а вода опускается вниз. Еще одно новшество — входные устройства, действующие по методу китового уса, которые разглаживают и выравнивают потоки.

Только за счет реализации этого проекта уровень содержания нефтепродуктов в подтоварной воде удалось снизить в два раза, а в дальнейшем за счет последовательной реконструкции добиться результата в 30–35 мг на литр.

В рамках решения проблемы комплексной химизации, вызывающей условия для образования эмульсии «нефть в воде», на объектах ДНС Суторминского месторождения были проведены опытно-промышленные испытания новой марки ингибитора коррозий «Кормастер», который не являлся инициатором образования «брони» вокруг капель нефти. Применение «Кормастера » позволило снизить показатели содержания нефтепродуктов в подтоварной воде на 50% и достичь нормативных показателей.

Были испытаны и принципиально новые реагенты, оказывающее непосредственное влияние на эмульсию типа «нефть в воде». Использование одного из них — реагента компании Nalco — должно снизить показатель содержания нефтепродуктов в подтоварной воде на ДНС‑11 Суторминского месторождения до 35–40 мг на литр. По большому счету это деэмульгатор, но работающий именно с эмульсией типа «нефть в воде», смывающий «броню», которая образуется вокруг капель нефти.

Отраслевой масштаб

Решения, разработанные в рамках Центра компетенций, доказали свою эффективность, однако на этом решено было не останавливаться и поставить процесс на рельсы системного научного подхода. В 2013 году научным обоснованием работы муравленковских нефтяников занялись специалисты РГУ им. Губкина. Сотрудничество с ведущим российским отраслевым вузом рассчитано на 2014–2015 годы и проходит в несколько этапов.

Сначала ученые оценили ситуацию, отобрали пробы водонефтяной эмульсии на объектах «Газпромнефть-Муравленко» — по сути, провели масштабные изыскательные работы на месте, а на втором этапе исследования переместились в лаборатории университета. Здесь на основе результатов изысканий на месторождениях подбирались наиболее эффективные методы решения проблем и необходимое для этого оборудование. Для достижения максимальной эффективности экономическая оценка техники основывалась не на теоретических обобщенных выкладках, а исходя из профилей добычи и экономических показателей «Газпромнефть-Муравленко».

Впрочем, очевидно, что разработка новых методов подготовки подтоварной воды в сложных промысловых условиях — это не проблематика отдельного предприятия и даже одной компании. Что подтвердила первая конференция «Сбор и подготовка нефти и газа — 2014» в Москве. Наработки действующего на базе «Газпромнефть-Муравленко» Центра компетенций уже заинтересовали представителей практически всех ведущих российских нефтяных компаний.

«Газпромнефть-Муравленко»

Один из основных добывающих активов «Газпром нефти», второй по объему добычи среди всех добывающих подразделений компании. Эксплуатируемая площадь более 4 тыс. кв. км. Эксплуатационный фонд превышает 4 тыс. скважин, 2,8 тыс. из них — добывающие. Предприятие осваивает 15 месторождений. Ежемесячно «Газпромнефть-Муравленко» добывает порядка 670 тыс. тонн нефти, 400 млн кубометров природного газа, извлекает из нефти около 150 млн кубометров попутного нефтяного газа.

* Коалесценция — слияние частиц (например, капель или пузырей) внутри подвижной среды (жидкости, газа) или на поверхности тела

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ