CC BY
27ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
УДК 622.276.438
В.Н. Ивановский1, e-mail: ivanovskiyvn@yandex.ru; А.А. Сабиров1, e-mail: aibert_sabirov@maii.ru;
A.В. Деговцов1, e-maii: degovtsov.aieksey@yandex.ru; А.В. Булат1, e-maii: avbuiat87@gmaii.com;
B.А. Волгарев2, e-maii: voigarev@siniid.ru; С.Н. Хайруллин3, e-maii: Khayruiiin.SN@tmn.gazprom-neft.ru
1 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
2 ООО «Синергия-Лидер» (Москва, Россия).
3 АО «Мессояханефтегаз» (Тюмень, Россия).
Анализ результатов опытно-промысловых испытаний системы подготовки воды на объекте АО «Мессояханефтегаз»
В статье представлены результаты стендовых и опытно-промысловых испытаний модульной системы подготовки воды СПВ-80х21-600, разработанной и изготовленной специалистами кафедры машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в целях обеспечения требуемого качества воды, закачиваемой в нагнетательные скважины, и снижения энергетических потерь в системе поддержания пластового давления. В зависимости от требуемой тонкости очистки система может включать в себя одну или две ступени очистки. Рассмотрена конструкция стенда, созданного для определения эффективности сепарации и перепада давления при различных условиях эксплуатации (подача жидкости, размер и содержание твердых взвешенных частиц), а также для опрессовки сварных соединений. Стендовые испытания подтвердили достижение заявленных технических показателей, таких как тонкость очистки, пропускная способность и рабочее давление. По результатам исследования конструкция установки была оптимизирована под условия эксплуатации Восточно-Мессояхского месторождения (Тазовский р-н, Ямало-Ненецкий АО), на котором осенью 2018 г. были проведены опытно-промысловые испытания совместно со специалистами АО «Мессояханефтегаз». Испытания подтвердили соответствие рабочих параметров установки заявленным техническим характеристикам и признаны успешными в части достижения основных технических показателей. Средний перепад давления при пропускной способности 530 м3/сут составил 0,6 МПа. В пробе воды после установки отсутствовали механические примеси размером более 2,5 мкм. В ходе проведения опытно-промысловых ипытаний были намечены пути совершенствования установки для дальнейшей эксплуатации в отдаленных районах Крайнего Севера.
Ключевые слова: система поддержания пластового давления, качество воды, твердые взвешенные частицы, механические примеси, система подготовки воды, блок фильтров, проволочно-проницаемые материалы.
V.N. Ivanovskiy1, e-mail: ivanovskiyvn@yandex.ru; A.A. Sabirov1, e-mail: albert_sabirov@mail.ru; A.V. Degovtsov1, e-mail: degovtsov.aleksey@yandex.ru; A.V. Bulat1, e-mail: avbulat87@gmail.com; V.A. Volgarev2, e-mail: volgarev@sinlid.ru; S.N. Khayrullin3, e-mail: Khayrullin.SN@tmn.gazprom-neft.ru
1 Federal State Autonomous Educational Institution for Higher Education "Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)" (Moscow, Russia).
2 Synergy Leader LLC (Moscow, Russia).
3 Messoyakhaneftegas JSC (Tyumen, Russia).
Analysis of the Results of Pilot Tests of the Water Treatment System at Messoyakhaneftegaz JSC Facility
The article presents the results of bench tests and pilot projects implemented for the Water Treatment Modular System SPV-80x21-600 designed and produced by the specialists of the Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University) Department "Machinery and Equipment for Petroleum Industry" aimed at achieving of the desired water quality to be pumped into injection wells, and also reducing of power losses in the system of reservoir pressure maintenance. Depending on the target level of treatment the system can include one or two treatment stages. The article describes the bench designed to assess separation and pressure differential efficiency under various operating conditions (pressurized operation, sizes and content of solids), as well as to test welds under pressure. The bench tests have proved the target specification figures such as level of treatment, throughput and operating pressure to have been achieved. Based on the study outcomes the Unit design was optimized to meet the operation conditions of the Vostochno-
Messoyakhskoye field (Tazovsky District, the Yamalo-Nenets Autonomous District, Russia) where the pilot-field tests were conducted in cooperation with the Messoyakhaneftegas JSC specialists in Autumn, 2018. The tests have proved the agreement of performance characteristics with the declared specifications and have been recognized as successful in terms of attaining key specification figures. The average pressure differential at 530 m3/day throughput is 0.6 MPa. After the treatment the water sample was free of over 2.5 ^m-sized impurities. In the process of the pilot projects the ways of how to improve the unit for its further operation in the remote Far North regions have been outlined.
Keywords: reservoir pressure maintenance system, water quality, suspended particulate matters, water treatment system, filter unit, wire permeable materials.
Поддержание пластового давления (ППД) - процесс искусственного сохранения давления в продуктивных нефтяных пластах в целях достижения максимальных показателей коэффициента извлечения нефти (КИН). Суть технологии заключается в закачке в пласт через нагнетательные скважины воды или водогазовой смеси без добавок либо с различными добавками, способствующими улучшению ее вытесняющих свойств. Система ППД состоит из технологического оборудования, необходимого для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения. Поскольку, как правило, в качестве рабочего агента применяется вода, для предотвращения засорения пласта она должна удовлетворять определенным требованиям, что, в свою очередь, обусловливает необходимость проведения определенной подготовки.
УСТРОЙСТВО МОДУЛЬНОЙ СИСТЕМЫ ПОДГОТОВКИ ВОДЫ
Для обеспечения требуемого качества воды, закачиваемой в нагнетательные скважины, и снижения энергетических потерь в системе ППД специалистами кафедры машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина разработана модульная система подготовки воды (СПВ) (рис. 1). В зависимости от требуемой тонкости очистки она может включать в себя одну или две ступени [1].
Первая ступень - это сепаратор механических примесей гидроциклонного
Гидроциклон 1 Выход 1 0ut
.-.. i ! —» 1-3 Вход gl In 1Й1 Ii " А 1 Блок фильтроэлементов Filter element unit
Рис. 1. Модульная установка подготовки воды Fig. 1. Modular unit for water treatment
Рис. 2. Внешний вид блока фильтроэлемента Fig. 2. Appearance of the filter element unit
принципа действия, также разработанный на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ, обеспечивающий эффективное удаление механических примесей размером до 50 мкм [2]. Вторая ступень - блок фильтров с филь-троэлементами (рис. 2) из проволочного проницаемого материала (ППМ), осуществляющий финальную очистку от механических примесей размером до 2 мкм [3].
В целях обеспечения определенной пропускной способности установки СПВ разработаны в трех габаритных исполнениях, рассчитанных на разную производительность, - с диаметрами проходных сечений 65, 80 и 100 мм [4, 5]. Конструктивной особенностью установки является возможность парал-
Рис. 3. Общий вид установки СПВ-80х21-600 Fig. 3. General view of SPV-80x21-600 unit
лельного размещения ступеней очистки для кратного увеличения пропускной способности.
ПРОЦЕДУРА И РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЙ Стендовые испытания
Для начала были проведены стендовые испытания установки СПВ в целях определения эффективности сепарации и перепада давления при различных условиях эксплуатации (режим подачи жидкости, размер и содержание твердых взвешенных частиц и проч.). Для этого был изготовлен опытный образец установки СПВ-80х21-600 (рис. 3) производительностью до 600 м3/сут и рабочим давлением до 21,0 МПа, разработан и собран на базе предприятия-изготовителя испытательный стенд,
Ссылка для цитирования (for citation):
Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Деговцов А.В., Булат А.В., Волгарев В.А., Хайруллин С.Н. Анализ результатов опытно-промысловых испытаний системы подготовки воды на объекте АО «Мессояханефтегаз» // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 4. С. 38-43.
Ivanovskiy V.N., Sabirov A.A., Degovtsov A.V., Bulat A.V., Volgarev V.A., KhayruUin S.N. Analysis of the Results of Pilot Tests of the Water Treatment System at Messoyakhaneftegaz JSC Facility. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory. 2019;(4):38-43. (In Russ.)
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
Рис. 4. Схема испытательного стенда:
1 - сепаратор песочный наземный циклонного типа; 2 - блок фильтров; 3 - подвод жидкости; 4 - питающий насос; 5 - нагнетательная линия; 6 - расходомер; 7 - засыпное устройство; 8 - манометр; 9 - бак с фильтром Fig. 4. Scheme of the test bench:
1 - cyclone sand separator; 2 - filter; 3 - inlet of liquid; 4 - pump; 5 - discharge line; 6 - flow meter; 7 - charging device; 8 - manometer; 9 - tank filter
у =2,96 Die0,0014*
R2 = 0,8 5917
0 100 200 300 400 500 600 700 800 Подача, м3/сут Injection rate, m3/day
Рис. 5. График зависимости перепада давления на СПВ-80х21-600 от подачи жидкости Fig. 5. Graphic dependence of the pressure drop on the СПВ-80х21-600 from the liquid supply
на котором проводилась в т. ч. опрес-совка сварных соединений (рис. 4). В ходе испытаний в качестве механических примесей использовалась смесь, состоящая из проппанта размерностью 30/60 меш и кварцевого песка «0,1 мм»
(средний размер частиц - 400 и 66 мкм соответственно) массой 700 г в пропорции 50/50.
По результатам стендовых испытаний установки очистки воды СПВ-80х21-600 коэффициент сепарации первой сту-
пени составил 98,8 %. Оставшиеся механические примеси были успешно очищены во второй ступени. Перепад давления при подаче 600 м3/сут составил не более 7 атм (рис. 5). Кроме того, установка СПВ успешно прошла опрессовочные испытания давлением 25,0 МПа.
Опытно-промысловые испытания
Опытно-промысловые испытания СПВ-80х21-600 проводились в период с 27.09.2018 по 11.11.2018 на кустовой площадке № 1 Восточно-Мессояхского месторождения (рис. 6). Подготовке подвергалась сеноманская вода, применявшаяся для ППД методом закачки «из скважины в скважину» на отдаленных кустовых площадках АО «Мессояханеф-тегаз».
Опытно-промысловые испытания выполнялись в соответствии с утвержденной программой в целях:
• подтвердить работоспособность технологии при заданных параметрах;
• подтвердить возможность обеспечения подготовки рабочего агента требуемого качества для закачки в скважину при ППД: содержание твердых взвешенных частиц не более 10 мг/л, тонкость очистки - не более 5 мкм;
• определить работоспособность оборудования при создании давления нагнетания до 21,0 МПа.
• проверить возможность бесперебойной работы подконтрольного оборудования и стабильность в течение всего срока испытаний параметров очистки закачиваемой воды;
• определить периодичность необходимой очистки фильтров. Критериями успешности опытно-промысловых испытаний являлись следующие:
• количество содержания механических примесей на выходе из СПВ - не более 10 мг/л;
• тонкость очистки - не более 5 мкм;
• безопасная работоспособность при рабочем давлении 21,0 МПа;
• пропускная способность - до 600 м3/сут.
При контроле работы оборудования производилась очистка шламосбор-ников гидроциклона и фильтрующих элементов (рис. 7).
40
№ 4 апрель 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
За время проведения испытаний было отобрано 69 проб. Изменение концентрации взвешенных частиц (КВЧ) на входе и выходе из СПВ-80х21-600 представлено на рис. 8, график снижения КВЧ - на рис. 9, данные замера перепада давления на СПВ-80х21-600 и расхода жидкости во время проведения испытаний - на рис. 10. Средние значения по результатам испытаний составляют: КВЧ на входе -33,29 мг/л; КВЧ на выходе - 18,67 мг/л; среднее снижение КВЧ - 14,6 мгл (43,9 %). Средний расход воды в период проведения испытаний составил 530 м3/сут. После очередной очистки шламосбор-ника второй ступени было произведено вскрытие фильтров СПВ в связи с невозможностью обеспечения заданного расхода 600 м3/сут при давлении на входе 20,0 МПа. При вскрытии обнаружились дефекты: разрыв уплотнительных колец в количестве 4 шт. и деформация фильтров из-за смятия опорной трубы диаметром 102 мм (рис. 11). Анализ причин отказа второй ступени выявил конструктивный недостаток опорной трубы, для устранения которого в программе SoL^dWorks была разработана 3D-модель опорной трубы. Были также проведены прочностные расчеты трубы с перепадом давления до 6,0 МПа, показавшие, что действующие напряжения превышали предел текучести материала на 40 %, что привело к потере геометрической формы трубы. В итоге было решено перейти к новой конструкции опорной трубы без изменения материала и внешних геометрических размеров за счет изменения формы и расположения отверстий для прохода жидкости. Модернизация опорной трубы позволила снизить напряжения и получить коэффициент запаса 4,8 при перепаде давления на фильтрах в 6,0 МПа. Суммарная площадь отверстий для прохода жидкости была увеличена на 43 %.
После замены опорной трубы и блоков фильтроэлементов испытания были продолжены.
Анализ воды на КВЧ непосредственно на месторождении показал, что в ряде случаев было зафиксировано превышение КВЧ в пробах после СПВ по сравнению с аналогичным показателем
Выход с СПВ Unit output
Рис. 6. Общий вид СПВ-80х21-600 с термоизолятором, смонтированной на устье нагнетательной скважины
Fig. 6. General view of the SPV-80x21-600 with heat insulator mounted on the mouth of the injection
Рис. 7. Фотографии процесса очистки шламосборников и механических примесей, собранных из шламосборников
Fig. 7. Photos of the process of cleaning of sludge collectors and mechanical impurities collected from the sludge collectors
100
= 90
g 80 (O
Номер пробы Sample number
■ До установки ■ После установки Before unit After unit
Рис. 8. Изменение концентрации взвешенных частиц на входе и выходе из СПВ-80х21-600 Fig. 8. Change in the solids level at the inlet and output of the SPV-80х21-600
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
£
+J Е
СО С
ü aj +j OJ
к с ■-Ц»
s о ■с
X и
го а> а.
s Е
о. -М
0) с
а 10
о 1/1 и
и <и с
<и Ol го
s с .с
X со и
а> а>
X <и £ со и Е ч-о
S
350 300 250 200 150 100 50 О
-50
10 20 30 40 50 Номер забора проб Sample preparation number
60
70
80
Рис. 9. График изменения содержания механических примесей на выходе из СПВ-80х21-600 по сравнению с аналогичным показателем на входе в установку во время проведения промысловых испытаний
Fig. 9. Diagram of dependence of changes in the content of mechanical impurities at the output of SPV-80х21-600 compared to their content at the entrance to the installation during field tests
E
4—1 Л Jj
III
<u - aj
ч <u j=
m bd -M
to m r-
=t ° о
™ I- о cub: <u >> -a
a>
*o aj
20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0
♦
♦
♦♦ ♦ ♦
V ** *
» ♦ ♦ Г» t «- tî»
♦ ♦ ♦
500 510 520 530 540 550 560 570 580 590 600 Подача, м3/сут Injection rate, m3/day
♦ Данные опытно-промысловых испытаний (замер) Field test data (measurement) Данные стендовых испытаний Bench test data
Рис. 10. Зависимость перепада давления на СПВ-80х21-600 от расхода жидкости в период проведения опытно-промысловых и стендовых испытаний
Fig. 10. The dependence of pressure drop on the SPV-80х21-600 from fluid flow during the field and bench trials
Рис. 11. Общий вид деформированных фильтров второй ступени очистки СПВ-80х21-600 Fig. 11. General view of deformed filters of the second stage of cleaning SPV-80х21-600
в пробах до СПВ. Это было связано со значительным содержанием растворенных солей в закачиваемой воде (сеноман-ская вода, минерализация 14 700 мг/л), что при отборе проб (давление в системе снижается до атмосферного) приводило к смещению давления равновесия и выпадению растворенных солей в осадок.
Для определения гранулометрического состава механических примесей и взвешенных частиц без учета кристаллов солей пробы твердых осадков из воды до и после установки СПВ были направлены в Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН. Перед анализом пробы твердых осадков были обработаны соляной кислотой. Результаты исследований представлены на рис. 12.
ВЫВОДЫ
По результатам проведенных опытно-промысловых установки СПВ-80х21-600 были сделаны следующие выводы.
1. Рабочие параметры установки соответствуют заявленным техническим характеристикам. Перепад давления при расходе 520 м3/сут не превышал 1,2 МПа. Требуемая тонкость очистки была достигнута и составила 2,5 мкм (рис. 10). Запорные устройства и сварные соединения подтвердили работоспособность при рабочем давлении 21,0 МПа.
2. КВЧ в отобранных пробах повышена по сравнению с техническим заданием из-за наличия солей. Содержание твердых взвешенных частиц, определенное после обработки осадков соляной кислотой, показало низкое содержание механических примесей как на входе, так и на выходе из СПВ-80х21-600.
3. В ходе испытания была отмечена сложность обслуживания установки СПВ-80х21-600 в климатических условиях Восточно-Мессояхского месторождения. Выявлена необходимость в утепленном боксе для размещения данного оборудования.
4. Необходимо доработать установку СПВ-80х21-600 для удаленных участков подготовки воды на Восточно-Мессо-яхском месторождении, на которые затруднен доступ обслуживающего персонала, оснастив ее автоматизиро-
42
№ 4 апрель 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
120 100 80 60 40 20 0
J.
■ До установки Before unit После установки After unit
0,5-2,5 2,5-10
Более 10 More than 10
Размер взвешенных частиц, мкм Sediment particle size, pm
Рис. 12. Гистограмма распределения твердых частиц осадка по размеру до и после СПВ-80х21-600
Fig. 12. Histogram of sediment particle size distribution before and after SPV-80х21-600
ванной системой контроля перепада давления и очистки шламосборника.
5. В целом испытания установки СПВ-80х21-600 признаны успешными в части выполнения основных технических показателей.
Литература:
1. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Деговцов А.В. и др. Установка очистки воды для нужд поддержания пластового давления и промысловой подготовки нефти // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2014. № 10. С. 54-59.
2. Установка для очистки силовой жидкости гидроприводных сква-жинных насосов: пат. 139128 РФ, МПК Е21 В43/00 / В.Н. Ивановский, А.А. Сабиров, А.В. Деговцов, С.С. Пекин; патентообладатель ООО «Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина». № 2013150732/03; заявл. 15.11.2013; опубл. 10.04.2014, Бюл. № 10.
3. Пятов И.С., Кирпичев Ю.В. Фильтры ООО «РЕАМ-РТИ» для защиты оборудования от песка и проппанта // Инженерная практика. 2014. № 2. С. 36-38.
4. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Деговцов А.В. и др. Разработка сепа-рационной установки и технологии подготовки воды для систем ППД // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 3. С. 26-32.
5. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Булат А.В. Малогабаритные установки подготовки воды для нужд ППД и ППН // Инженерная практика. 2016. № 1-2. C. 90-94.
References:
1. Ivanovsky V.N., Sabirov A.A., Degovtsov A.V., et al. The Water Treatment Unit for Reservoir Pressure Maintenance (RPM) and Field Oil Treatment (FOT). Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory. 2014;(10):54-59. (In Russ.)
2. Ivanovsky V.N., Sabirov A.A., Degovtsov A.V., Pekin S.S. The Power Oil Treatment Unit for water-driven submersible pumps: patent 139128 RU. Patent holder Gubkin Centre of Education, Science and Culture LLC; No. 2013150732/03; appl. November 15, 2013; publ. April 10, 2014; Bui. No. 10. (In Russ.)
3. Pyatov I.S., Kirpichev Yu.V. REAM-RTI LLC Sand and Proppant Equipment Protective Filters. Inzhenernaya praktika = Engineering Practices. 2014;(2):36-38. (In Russ.)
4. Ivanovski V.N., Sabirov A.A., Degovtsov A.V., et al. Development of Separation Unit and Water Treatment Procedure for Reservoir Pressure Maintenance System. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory. 2015;(3):106-112. (In Russ.)
5. Ivanovsky V.N., Sabirov A.A., Bulat A.V. Compact Water Treatment Units for RPM and FOT. Inzhenernaya praktika = Engineering Practices. 2016;(1-2):90-94. (In Russ.)
к J % h ..
йр . . .
К • ■
f
' -t? К.
jr
J Sir
ОЯЕЛ^рЙ^а^Е Br
\ . . 4.
■■ I .
. , 4
У Л Л > i ■ ■ '.<
\v . - ■
диспергенты
£л~я ликвидации разливов нефти
FINASOL OSR
I
IV ■ л ' ^
■ Ж:^ -
" V; -я! ' : Lcät Ш
Л "■ . .■■ ■ ,'я w iSi < Ш
• ЛК-J.
Максимальная эффективность диспергирования нефти
Минимальное воздействие на морскую экосистему
ООО ТОТАЛ ВОСТОК + 7 495 937 37 84 www.total-luP. ru
