Повышение энергетической эффективности работы системы сбора и подготовки продукции на поздней стадии разработки месторождения

На сегодняшний день нефтегазовая отрасль Российской Федерации характеризуется ростом доли истощённых нефтегазовых месторождений. Это, в первую очередь, крупные месторождения Центрального Поволжья, Урала, которые находятся в завершающей стадии разработки с высокой степенью обводнённости скважин и низким КИН.

В этих условиях повышение эффективности добычи нефти и прироста запаса требуют постоянного совершенствования производства, в которой не малую роль играет система сбора и подготовки продукции. Она требует значительных финансовых и материальных затрат, а главное новых технологий на всех его этапах.

К сожалению, в отечественной практике,  при эксплуатации месторождений на поздней стадии разработки, не учитывается соответствие геологических особенностей  продуктивных пластов системам разработки. Это значительно влияет на экономическую эффективность работы скважин.

Процесс оптимизации систем разработки сбора и подготовки продукции даёт геолого-промысловый анализ, в результате которого создаётся модель и выбираются варианты дальнейшей эксплуатации месторождения.

Однако на большинстве месторождений наблюдается отсутствие исходной информации, необходимой для качественного подбора систем сбора и подготовки продукции.

Скважины, находящиеся на поздней стадии разработки, существенно отличаются  естественным снижением пластового давления, что не позволяет обеспечить нормальную работу месторождению. Снижение энергетической нагрузки скважины способствует интенсивному выносу не чистых продуктов, а их эмульсий, в которых присутствует  пластовая вода, попутный газ и различные твёрдые примеси: песок, цемент, горные породы, окалины.

Кроме того, пластовые воды, поступившие в нефтяную залежь, дополнительно разрушают пласт и делают продукт вязким. Плотность нефти в месторождениях последней стадии разработки значительно выше, чем у первоначальной нефти, из которой она образована.

Нефть по мере сбора и подготовки, делится на пластовую, сырую и товарную.

Пластовая нефть от товарной отличается наличием жидких и газообразных углеводородов. Углеводороды под воздействием температуры и давления,  распадаются на жидкую и газовую фазы, превращаясь в сырую нефть (Рисунок 1)

                  

Рисунок 1. Схема сбора и подготовки продукции

В целях экономии и повышения эффективности сырья перед направлением в нефтепровод оно подвергается обессоливанию, обезвоживанию, отфильтровыванию и дегазации твёрдых частиц.

Весь комплекс сбора и подготовки продукции состоит из трубопроводов, технического оснащения для управления, измерительными установками, сепараторами и резервуарами.

Сбор и подготовка продукции осуществляется с помощью следующих видов систем (таблица 1).

Таблица 1

Системы сбора и подготовки продукции

Система

Характеристика

Недостатки

 1.Самотечная двухтрубная

Система

Осуществляет сбор нефти и газа.

Разделяет продукцию скважин при

невысоком давлении.

Газ передаётся компрессорам,

а нефть, смешанная с водой,

собирается в резервуарах.

Небольшая скорость

движения, запарафинивает

трубопроводы,

что понижает коэффициент

пропускания жидкости,

а негерметичность резервуаров

увеличивает потерю

углеводородов до 3%.

На сегодняшний день такие

системы остались исключительно

на старых месторождениях.

2. Высоконапорная

однотрубная

система сбора

Возможна для осуществления

только в пластах с высоким

показателем давления.

Совместно транспортирует

нефтяные эмульсии на расстояние

в несколько десятков километров

при помощи высоких устьевых

давлений.

Большое число циклов

нагружения и разгрузки

трубопровода негативно

сказывается

на их состоянии,

работе сепараторов и

контрольно-измерительных

приборов.

3. Напорная

система сбора

Отличается однотрубным

транспортом сырья на участковые

сепарационные установки, которые

могут

располагаться  на расстоянии 7 км.

от месторождения, и последующим транспортом нефтегазовой

эмульсии

в однофазном состоянии до ЦСП

на расстоянии более 100 км.

Необходимость использования отработанной пластовой

воды

для поддержания давления

на месторождении, а её обратная транспортировка занимает

определённое количество

ресурсов.

 

Сбор продукции скважин на поздней стадии разработки, как правило, на большинстве месторождений осуществляется по однотрубной системе. Сброс основной массы пластовой воды  и сепарация  производятся на УПС. Поэтому деэмульгаторы  сбрасываются в поток продукции перед УПС. Это приводит к обводнению продукции скважин до 90% (Рисунок 2).

 

Рисунок 2. Автоматизированная система промыслового сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды

На сегодняшний день существует ряд технологий, которые помогают избежать все недостатки систем сбора и подготовки продукции.

Так, например, метод  движения газожидкостной смеси в лифтовых трубах, что позволяет смоделировать условия работы скважин, как по расходам газа и жидкости, так и по размерам лифтовых труб. Особенно важен данный метод для сеноманских залежей месторождений Западной Сибири.

Применение метода способствует увеличению коэффициента извлечения нефти (КИН) примерно на 8-16% относительно исходного.

Возможно моделирование и исследование различных режимов работы скважин месторождений в насосно-компрессорных и обсадных трубах с малым диаметром.

Технологии продления срока работы скважин, содержащих жидкость, но ещё работающих за счёт закачки газожидкостной смеси СО2.  При смешивании газа с водой при поддержании пластового давления (ППД) происходит повышенная адгезия нефти, имеющей вязкую структуру.

Сущность поддержания пластового давлении (ППД) сверхкритическим флюидом СО2 заключается в том, что данная технология обеспечивает снижение вязкости нефти в пластовых условиях. Это позволяет при низких затратах увеличить добычу высоковязкой нефти.

Благодаря физико-химическим механизмам взаимодействия углекислого газа с водой, нефтью и породой достигается значительное увеличение коэффициента вытеснения нефти. Иногда этот коэффициент может достигнуть 100%.

 При данной технологии возможно проводить работы в режиме непрерывной циркуляции воды и газа с разделением их в сепараторе.

 Системы с использованием поверхностно-активных веществ  изучались давно и разработаны десятки лет назад. Так, например, применение традиционной технологии механического удаления известняков, песка и различных налётов, основанные на горячей промывке скважин и оборудования  водой с добавлением поверхностно-активных веществ. Такие технологии уже не в полном объёме отвечают современным требованиям, являются не всегда объективными и безопасными. При этом, при их применении довольно значительными оказываются потери нефти.

А применение растворителей связано с высокими рисками, ввиду их горючести и высокой стоимости [4].

На месторождениях, находящихся на стадии падающей добычи, наблюдается вынос песка и образование на забое протяженных песчаных пробок. Прерывистая двухфазная схема потока, которая обычно определяется как пробка, часто встречается на линиях добычи и транспортировки  нефти/газа. Классические карты потока показывают, что режимы прерывистого потока пробки существуют в широком диапазоне скоростей потока газа и нефти в конфигурации горизонтального двухфазного потока.

Из-за своего внутреннего переходного характера потоки пробок могут вызывать серьёзные проблемы в оборудовании для обработки и транспортировки из-за нагрузки, которую оно создаёт для конструкций.

Так же на линиях по добыче углеводородов, где транспортируемые жидкости могут содержать едкие вещества, обнаруживается, что поток шлама представляет угрозу безопасности из-за повреждения стенок труб.

Наиболее значимыми параметрами для характеристики пульсирующего потока газ-жидкость, когда межфазные волны  из-за классической нестабильности являются распределением газовой и жидкой фаз, скорость жидкости и её колебания, частота пузырьков (длина пробки) и турбулентные характеристики переноса массы, импульса и энергии на границе раздела.

Из-за прерывистого и нерегулярного характера потока эти параметры представляют изменения во времени. Знание усреднённых по времени значений этих величин не всегда  достаточно для целей проектирования, и статистическая информация может иметь значение. Например, конструкция ловушек для слизняков должна основываться на самом длинном из возможных, а не на среднем. Средняя длина порции в горизонтальной трубе варьируется от 15 до 40 диаметров, независимо от свойств жидкости и скоростей на входе. Распределение длины пробки может представлять большую дисперсию по отношению к среднему значению.

Учёный Kvernvold E.A.(1984) [7]считает, что большие колебания напряжения сдвига стенки, налагаемые этой схемой потока, могут удалять защитные продукты коррозии со стенки трубы, способствуя коррозионно-эрозионным воздействиям.

В ряде скважин пласт представлен монолитным песчаным телом, в других – разделён непроницаемыми глинистыми перемычками.

При значительной неоднородности пластов создаётся сложность сбора и подготовки продукции и коэффициент извлечения нефти снижается.

Для борьбы с появлением избыточного потенциала энергии привнесённого искусственно через систему ППД используют метод доперфорации. Появление гравитационного градиента давления в пласте вытесняется за счёт перфорации в водо-нефтяной зоне.

В скважинах с послойной неоднородностью разреза применяют технологию «хвостовик», которая заключается в снижении обводнённости пласта.

Проводятся исследования по определению скорости накопления нефтепродукта на высокообводнённых скважинах. В таких скважинах скорость отбора, как правило, ниже скорости притока продукта.

В настоящее время ведутся работы по модернизации и вводу в эксплуатацию новых технологических схем с целью повышения функциональной работы систем сбора и подготовки продукции месторождений последней стадии разработки:

- технологии влияния ПАВ на работу газожидкостного подъёмника;

- технологии по удалению жидкости из скважин плунжерным лифтом;

- технологии выноса твердых частиц из ствола скважины;

- технологии колтюбинговой обработки;

- технология измерения распространения упругих колебаний в движущемся газоводяном потоке [4].

Особенно эффективна для оценки относительной доли и пространственных размеров застойных зон,     метод  ЯМР-диффузометрии с импульсным градиентом магнитного поля подвижности воды в системе песчаник/вода.

Анализ существующих технологий позволяет сделать вывод о новых технических и технологических решениях эффективной эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождения.

Проведение специальных промысловых исследований, адресных геолого-технических мероприятий скважин по нашему мнению существенно снизили бы энергетические и финансовые затраты месторождений, находящихся на поздней стадии разработки. Что позволило бы улучшить эффективность работы  всей системы сбора и подготовки продукции и обеспечить минимально возможную капиталоёмкость добываемой продукции с уверенным прогнозом.

Система сбора и подготовки продукции в значительной степени связана со специфическими свойствами нефтей, смешение их с водой в различных горизонтах, с многообразием и сложностью прогнозирования при обводнении, с изменением физико-химических свойств смешивающихся пород.

Парафинистая нефть в области низких температур проявляет неньютоновские свойства. Так как газонасыщенность нефти изменяется при движении, то необходим учёт влияния  газонасыщенности на свойства нефтей.

Известна внутренняя зависимость вязкости нефти от температуры и газонасыщения. Нефть и нефтепродукты на поздней стадии разработки месторождения характеризуются высокой вязкостью. Когда разность плотностей между частицами и жидкостью незначительна, а суспендирующая жидкость является вязкой, разделение частиц по размеру становится значительно затруднённым. Такие случаи могут быть обнаружены, например, в случае отделения частиц гелия от полимеров.

Транспортировка взвешенных частиц нефти в трубах вместе с жидкостью, при этом, приводит к образованию наслоения твёрдых частиц, которые затрудняют движение продукта. В случае низкой концентрации жидкости в нефти  наблюдается образование кольцеобразных структур при малом диаметре  трубы.

Однако крупные частицы нефти  из-за геометрического смещения транспортируются по линиям тока, близкой к оси трубы.

Расширение потока в полупространство приводит к радиальному разделению линий тока. Это позволяет собирать движущиеся крупные частицы нефти  большой коллекторной трубкой ниже по потоку. Мелкие частицы следуют своим линиям тока вокруг трубки коллектора и могут быть удалены с остаточным потоком.

Таким образом, повышение энергетической эффективности работы систем сбора и подготовки продукции на поздней стадии разработки месторождения значительно снижает энергетические и финансовые затраты на разработку месторождения. Эффективные системы повышают коэффициент извлечения нефти (КИН) от 0,8 до 0,16. Повышают текущий уровень добычи нефти.

В целом общие результаты исследования эффективности систем показывают:

  1. Необходимость оперативной внутренней оценки текущего состояния энергоменеджмента на основе показателей.
  2. Необходимость проектов разработки нефтяных месторождений на поздней стадии разработки.
  3. Необходимость мероприятий по повышению энергоэффективности.
  4. Необходимость формирования оптимальных инвестиционных программ энергосберегающих мероприятий.

 

Литература:

  1. Международная научно-практическая конференция 2018 г. «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязкой нефти и природных битумов» //Казань: Изд-во «Фэн»,2018 г., 726с.
  2. Ильясов Б.Г., Системный подход к построению модели организации процесса разработки и эксплуатации нефтяного месторождения / Б.Г. Ильясов, Е.С. Шаньгин, И.А. Дьячук // Нефтепромысловое дело, 2003 г., №5, с.16-22.
  3. Никифиров С.В., Оптимизация систем разработки нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации//Тюменский индустриальный университет, г.Тюмень.
  4. Тагиров К.М., Нифантов В.И., Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии //М.: Недра, 2003 г.
  5. Фык М.И., Хрипко Е.И., Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений / Учебник под редакцией доктора технических наук, профессора М.И. Фыка// Харьковский национальный университет имени В.Н.Карамзина, Харьков, 2015 г.
  6. Шулятиков И.В., Сидорова С.А., Сидоров С.Н., Ушаков А.С., Новые технологии для «челночной» эксплуатации скважин газовых и газоконденсатных месторождений в условиях, осложнённых скоплениями жидкости и разрушением призабойной зоны продуктивного пласта // Сб. научн. тр.: «Актуальные проблемы освоения, разработки и эксплуатации месторождений природного газа» // М.: 2003 г., ВНИИГАЗ, с. 436-439.
  7. J.Braz. Статистическая характеристика двухфазного потока шлама в горизонтальной трубе // Журнал Бразильского общества механических наук и инженерии. Рио-де-Жанейро 2011.
  8. Morita N., Field and Laboratory Verification of Sand-Production Prediction Models// SPE Drilling & Completion, 1998, p.15.
  9. Tukey J.W., Exploratory Data Fritflysis// Mass.: Addisson – Wesley, 1977.
  10. Oil & Gas Journal 2018.