Статьи и обзорыПовышение качества подготовки пластовой воды

Повышение качества подготовки пластовой воды

02 october 2009, 15:52

Известны высокие нефтевытесняющие и нефтеотмывающие свойства утилизируемых через систему ППД попутно-добываемых пластовых вод. Заводнение пластов водами, извлеченными из данного пласта и содержащими значительное количество ПАВ, входящих в состав деэмульгаторов и ингибиторов коррозии, применяемых при процессе добычи нефти, существенно повышает показатели разработки месторождений и исключает ряд проблем, связанных с образованием осадков в результате нарушения химического равновесия пластовых вод.

В НГДУ «Краснохолмскнефть» взято стратегическое направление по организации сброса основного объема попутно-добываемой пластовой воды на месторождении, где она добывается. Причем сбор, подготовка нефти и воды осуществляется по закрытой герметизированной системе, т. е. без применения вертикальных стальных резервуаров. При этом улучшается экологическая ситуация на территории за счет исключения выбросов нефтяного газа, сероводорода, а также снижения коррозионной агрессивности попутно-добываемой пластовой воды в результате попадания в нее кислорода воздуха. Основная сложность при этом – обеспечение высокого качества подготовки воды по содержанию в ней нефтепродуктов и взвешенных частиц, сульфидов железа, т. к. время нахождения пластовой воды в отстойной аппаратуре ограничено.

В интенсификации процессов образования осадков сульфида железа основную роль играют сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ). Наряду с образованием сульфидсодержащих осадков (ССО) СВБ инициируют процессы питтингообразования и коррозию стали систем нефтесбора и ППД. Процессы образования осадков FeS, начинаясь в забоях добывающих скважин, продолжаются на всех технологических звеньях добычи нефти и охватывают практически весь кругооборот движения пластовой воды. Особо сложную проблему осадки FeS вызывают в результате кольматации ими призабойной зоны нагнетательных скважин. Восстановление приемистости этих скважин – процесс сложный и трудоемкий. Снижение интенсивности образования ССО в технологических звеньях добычи нефти является важной задачей для производственников.

В НГДУ «Краснохолмскнефть» ОАО АНК «Башнефть» накоплен значительный опыт по снижению образования ССО и повышению качества подготовки пластовой воды на установках ее предварительного сброса за счет создания герметизированной системы подготовки пластовой воды и применения бактерицидов и реагентов комплексного действия, разработанных в ОАО «НАПОР» (г. Казань), как СНПХ-1004, Реапон-ИФ. Практика показала, что достижение высокого качества подготовки нефти и утилизируемой в системе поддержания пластового давления (ППД) сточной воды, а также снижение удельного расхода деэмульгаторов на подготовку нефти, невыполнимо без организации высокоэффективной системы внутритрубной деэмульсации на месторождениях.

Организация эффективной системы внутритрубной деэмульсации на месторождениях предусматривает:

  • подбор и обустройство точек ввода деэмульгатора на месторождении и установлении их оптимального количества;
  • организация регулярной заправки дозаторных установок деэмульгаторами;
  • составление и выдача промыслам технологических регламентов по дозированию эффективных марок деэмульгаторов;
  • контроль за работой дозирующих устройств и эффективностью применяемых деэмульгаторов;
  • подбор эффективных марок деэмульгаторов для применения в системе нефтесбора, работающих при низких температурах (5-70С).

Наряду с организацией системы внутритрубной деэмульсации параллельно создается система ингибиторной защиты сборных нефтепроводов, т. к. с появлением высокоминерализованной пластовой воды в сборных нефтепроводах, они начинают работать как водоводы, транспортирующие пластовые воды. При этом сокращается срок их безаварийной эксплуатации из-за высоких скоростей коррозии, резко возрастают затраты на ликвидацию последствий аварий, связанных с порывами нефтепроводов. Основные принципы организации системы внутритрубной деэмульсации рассмотрим на примере НГДУ «Краснохолмскнефть». НГДУ «Краснохолмскнефть» разрабатывает 17 нефтяных месторождений с общим действующим фондом 3676 единиц. Нефти разрабатываемых месторождений характеризуются высокой вязкостью, большим содержанием АСПО. Практически все продуктивные пласты заражены СВБ. Более 90% добывающих скважин в своей продукции содержит сероводород. 3104 скважин эксплуатируются штанговыми глубинными насосами, 569 скважин - погружными электронасосами (УЭЦН и УЭДН). Штанговыми глубинными насосами добывается 20% жидкости и 50% нефти, погружными электронасосами добываются 80% жидкости и 50% нефти. Ежесуточно добывается совместно с нефтью около 24000 м3 высокоагрессивной пластовой воды.

Средняя обводненность добываемой нефти в целом по НГДУ «Краснохолмскнефть» составляет 84,0% весовых. Добываемая продукция основных нефтяных месторождений: Игровского, Чатырманского, Бураевского, Югомаш-Максимовского, Воядинского имеет высокую обводненность и составляет соответственно: 90,2%, 76,2%, 90,6%, 75,5%. Добываемая пластовая вода этих месторождений нефти имеет достаточно низкую минерализацию (плотность от 1,05 до 1,13 г/см3) и низкие значения рН (5,8-6,5). Образование высоковязкой эмульсии приводит к резкому росту давления в нефтепроводе. При больших объемах перекачиваемой жидкости и протяженности нефтепровода транспортирование высоковязкой эмульсии зачастую становится невозможным без дополнительного введения деэмульгаторов. В НГДУ применяется, в основном, лучевая система нефтесбора. При этой системе нефть с добывающих скважин собирается на автоматизированной групповой замерной установке (АГЗУ). Продукция нескольких АГЗУ через сборный нефтепровод поступает на установки сепарации и предварительного сброса воды (УПС). К УПС подходят несколько сборных нефтепроводов (потоки) из разных районов нефтяного месторождения. По сборным нефтепроводам на УПС должна поступать разрушенная водонефтяная эмульсия. Остаточная обводненность должна быть не более 5%.

Основными критериями выбора точек ввода деэмульгатора является объем нефти, поступающей на АГЗУ, ее обводненность и давление на АГЗУ. При поступлении на АГЗУ более 50 м3 нефти с обводненностью от 20 до 70% и повышении давления на АГЗУ в 1,5-2 раза от начального значения (т. е. в период добычи безводной нефти) целесообразно установить дозирующий насос с емкостью (например, дозирующее устройство типа УДЭ или БР-2,5). Для обеспечения надежной работы системы внутритрубной деэмульсации на каждый район нефтедобычи (8-9 АГЗУ) должны быть установлены не менее трех дозирующих устройств. При прочих равных условиях при выборе точки для дозирования деэмульгатора преимущество отдается АГЗУ, расположенной на начальном участке нефтепровода. Сегодня на месторождениях НГДУ «Краснохолмскнефть» 200 АГЗУ (60% от количества АГЗУ) оборудованы дозаторными устройствами и до 90% добываемой жидкости обрабатывается реагентом комплексного действия Реапон-ИФ. Наряду с дозированием комплексного реагента Реапон-ИФ на АГЗУ производится периодическая заливка его в затрубное пространство 650 скважин, осложненных образованием высоковязкой водонефтяной эмульсии и коррозией подземного оборудования. Разработаны технологии защиты от коррозионного разрушения протяженных нефтепроводов путем периодической прокачки пробок минерализованной пластовой водой, содержащей ударную концентрацию ингибиторно-бактерицидной композиции или комплексно-действующего реагента Реапон-ИФ. Применение данных технологий позволило увеличить срок службы протяженных нефтепроводов, транспортирующих высокоагрессивные водонефтяные эмульсии, в 1,5-2 раза. Удельная частота порывов сократилась в 2,5 раза - в нефтесборе, в ППД – в 8 раз (Рис. 1).

Благодаря созданию оптимальной системы раннего введения реагентов, обладающих деэмульгирующими, ингибирующими коррозию и бактерицидными свойствами и повышению охвата обработкой реагентами добываемой жидкости, удалось добиться высокого качества подготовки пластовой воды на УПС без применения вертикальных стальных резервуаров, т. е. по закрытой герметизированной системе, при сравнительно низких удельных расходах комплексных реагентов (Рис. 2, Рис. 3). Отказ от применения для подготовки воды вертикальных стальных резервуаров позволил резко снизить коррозионную агрессивность пластовой воды за счет исключения попадания в нее кислорода при малых и больших дыханиях резервуаров.
Среднегодовые значения качества утилизируемой на месторождениях пластовой воды в течение ряда последних лет по содержанию нефтепродуктов составляет не более 25 мг/дм3 при норме 40 мг/дм3, по количеству взвешенных частиц не более 6…8 мг/дм3 при норме 10 мг/дм3. Благодаря улучшению качества утилизируемой на месторождениях пластовой воды удалось снизить количество ремонтов нагнетательных скважин по восстановлению их приемистости в 1,5 раза.

Установлена высокая эффективность реагентов комплексного действия СНПХ-1004 и Реапон-ИФ при их дозировании в системе нефтесбора и ППД. Установлены также пределы обводненности добываемой жидкости (20-90%), при которых достигается максимальная эффективность применения комплекснодействующего реагента Реапон-ИФ при минимальных удельных расходах. В результате улучшения качества подготовки пластовой воды, используемой в системе ППД, удалось существенно улучшить и показатели разработки месторождений нефти Краснохолмской группы.

Rambler's Top100 Рейтинг@Mail.ru

АО «НАПОР», 1990-2021
420045, г. Казань, ул. Николая Ершова, 29 Тел. (843) 238-90-48

Компания Астен — создание и продвижение сайтов в Казани