CC BY
413
РЕШЕНИЕ ПРОБЛЕМЫ УТИЛИЗАЦИИ ГАЗА, СКАПЛИВАЮЩЕГОСЯ В ЗАТРУБНОМ ПРОСТРАНСТВЕ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН ЭКСПЛУАТИРУЮЩЕЙСЯ ШГН
Азат Альбертович Нургалиев
Нефтегазодобывающее управление «Ямашнефть» Открытого Акционерного общества «Татнефть», 423450, Россия, г. Альметьевск ул. Чапаева 4а-42, заместитель начальника технологического отдела добычи нефти, тел. 8-917-391-07-47, е-mail: naa@tatneft.ru.
Ленар Тависович Хабибуллин
ОАО «Татойлгаз», 423450, РТ, Россия, г. Альметьевск, ул. Тимерязева, 17, кв. 85, главный специалист по ремонту скважин, тел. +79172665540, e-mail: linarrt@tatoilgas.ru
В статье рассмотрена проблема утилизации попутно добываемого газа при разработке месторождений содержащих сероводород, предложена схема использования данного газа в процессе закачки рабочего агента для поддержания пластового давления.
Ключевые слова: нефтедобывающая скважина, попутный нефтяной газ, системы поддержания пластового давления, струйный насос.
UTILIZATION OF GAS ACCUMULATED IN ANNULAR SPACE IN OIL-PRODUCING WELLS WITH THE USE OF A ROD WELL PUMP
Azat A. Nurgaliev
“Yamashneft” Oil and Gas Production Department, OAO Tatneft, 423450, Russia, Chapaev st. 4а-42, Tatarstan, Deputy head, Engineering department for crude oil production, phone: 8-917-391-07-47, е-mail: naa@tatneft.ru.
Lenar T. Khabibulin
OAO Tatoilgas, Timiryazeva st. 17, apart. 85, 423450, Russia, Al’met’evsk, Main oil-well-repair specialist, phone: +79172665540, e-mail: linarrt@tatoilgas.ru
Under consideration is the problem of utilization of oil-well gas produced at hydrogen sulfide bearing reservoirs. The process is proposed to utilize the oil-well gas in the working fluid pumping operation intended to maintain the reservoir pressure.
Key words: oil-producing well, oil-well gas, reservoir pressure maintenance system, jet pump.
На сегодняшний день при эксплуатации скважин ШГН сталкиваются с фактом повышения давления в затрубном пространстве. Этот вопрос актуален поскольку скопление газа и повышение его давления, влияет на снижение депрессии и падение динамического уровня жидкости, отрицательно сказывается на работе глубинно-насосного оборудования. Критическим затрубным давлением считается значение выше 10 атм. Традиционно для приведения давления за-трубного газа в соответствие с линейным использовались обратные устьевые клапана, устанавливаемые в устьевую арматуру скважины. Применение данных клапанов понижает давление затрубного газа, но не решает проблему его последующей утилизации. Сероводородсодержащий попутный нефтяной газ вме-
сте с жидкостью транспортируется на ГЗНУ (ДНС), где после сепарации большая часть сжигается на факелах. Организация подготовки и последующей транспортировки попутного нефтяного газа требует значительных капитальных вложений.
Утилизация попутного нефтяного газа (ПНГ) - направление, которому сегодня уделяется в Российской Федерации повышенное внимание. Ежегодно нефтяные компании в России сжигают на факельных установках около 20 млрд. м попутного нефтяного газа. Таким образом, происходит потеря ценного энергетического сырья, а также при сжигании ПНГ в атмосферу выбрасывается до 400 тыс. тонн загрязняющих веществ, которые составляют 12 -15 % от общего годового объема выбросов в России. Ежегодно на объектах ОАО «Татнефть» сжигается
3 3
около 76,8 млн. м /год, а в НГДУ «Ямашнефть» около - 15,6 млн. м /год.
Правительство РФ приняло Постановление от 8 января 2009 г. «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках». С целью выполнения данного постановления ОАО «Татнефть», принята «Программа действий ОАО «Татнефть» по утилизации попутного нефтяного газа по объектам компании на 2009 - 2013 гг.». К 2012 г. все нефтегазодобывающие предприятия должны утилизировать до 95 % ПНГ.
В настоящее время для утилизации попутного нефтяного газа содержащего сероводород используются:
- утилизация сероводородсодержащего ПНГ для выработки тепловой энергии, с использованием печей подогрева;
- использование нефтяного попутного газа для выработки электроэнергии, с испрользованием газопоршневых электростанций или газотурбинныйх станций.
Однако эти способы имеют ряд отрицательных сторон:
1. При использование обратного клапана затрубное давление возможно стравить только до значения линейного давления в выкидном нефтепроводе.
2. Отсутствие системы сбора и подготовки ПНГ особенно с мелких месторождений содержащих сероводород ведет к сжиганию ценного сырья на факельных установках. Как следствие ухудшение экологической обстановки в регионах разрабатываемых месторождений, ужесточение экологических требований.
3. Отсутствие качественного отечественного оборудования для использования попутного нефтяного газа содержащих сероводород.
4. Нерациональное использование ресурсов идет в разрез с принятой в ОАО «Татнефть» программой внедрения методов «бережливого производства».
Все это указывает на необходимость поиска новых способов утилизации попутно добываемого газа. С целью снижения затрубного давления предлагается способ решения проблемы связанной с накоплением и повышением давления газа в затрубном пространстве добывающих скважин, а так же его утилизации. Суть способа в сборе затрубного газа на кусту скважин и закачка его в пласт через систему поддержания пластового давления. Сбор и транспортировка попутного нефтяного газа от добывающих скважин до нагнетательных скважин
осуществляется по трубопроводу (см. рис.). На устье нагнетательной скважины устанавливается устройство для откачки газа, основные технические характеристики представлены в табл. 1.
Таблица 1
Основные технические характеристики устройства по откачке попутного нефтяного газа
№ п/п Наименование характеристики Значение
1 Рабочее давление, МПа (не более) 25
2 Рабочая среда Нефть, газ, пластовая вода
3 Температура рабочей среды, 0С От -50 до +120
4 Диаметр проходного отверстия Сопло (3,7/4,5/5,6/6,0) Камера смешения (5,0/6,4/6,8/7,4/8,0)
5 Наружный диаметр, мм 88,9
6 Длина, мм 269
7 Присоединительная резьба, по ГОСТ 633-80 НКТ 89
8 Масса, кг 8
Рис. Схема сбора и транспортировки попутного нефтяного газа от добывающих скважин до нагнетательных скважин с последующей закачкой в систему ППД Производим подбор участка для применения технологии в районе, где за-трубное давление достигает критически высоких значений из -за высокого линейного давления в нефтепроводах (табл. 2). На данных скважинах так же можно отметить низкий динамический уровень жидкости, что может привести к
срыву подачи и отказу ШГН. Нагнетательные скважины работают от КНС, давление закачки устьевое - 46 атм. Скважина расположены на местности по одной оси, расстояние между устьями крайних - 56 м.
Таблица 2
Участок для внедрения способа снижения давления затрубного газа в добывающих скважинах путем утилизации в системе ППД
Добывающие скважины
№ п/п № Скв. № ГЗУ Р лин. H подв. Рз дин. Рз ст.
1 4871 ГЗУ 25Д 19 1125 19 21
2 4870 ГЗУ 25Д 19 1039 19 9
3 4873 ГЗУ 25Д 19 1062 19 7,9
Скважина системы ППД
№ п/п № Скв. № КНС Р зак. Агент Qзак.
1 4874 25 46 Пресн. 41
Затраты на реализацию предложения незначительны (табл. 3).
Таблица З
Расчёт затрат на внедрение предложения
№ п/п Наименование оборудования Ед. изм. Кол-во Цена за единицу (руб) Сумма (руб)
1 Устройство откачки газа шт. 1 130 000 130 000
2 Труба 25*4 тонн 0,15 115 000 17 300
3 Вентиль высокого давления шт. 4 300 1 200
4 Манометр технический шт. 3 423 1 269
5 СМР (силами ЦДНГ) Час. 8 - 10 000
Итого 159 769
Экономический эффект достигается за счёт:
1. Увеличение продуктивности скважины за счёт увеличения депрессии на пласт и роста динамического уровня.
2. Увеличения надежности работы глубинно-насосного оборудования и увеличение межремонтного периода работы скважин.
3. Исключения затрат за сжигание попутного нефтяного газа. Объём попутного газа в табл. 4.
Таблица 4
Расчёт объёмов попутного нефтяного газа по участку
№ п/п № Скв. Ожид-(м /сут.) Он. (т.н./сут.) Угаза (м /сут.) т ы . У и) Р / г о
1 4871 14,8 12,64 150,4 54,9
2 4870 7,0 5,93 70,6 25,7
3 4873 5,5 4,68 55,7 20,3
Итого 100,9
Расчёт инвестиционной привлекательности проекта показал его окупаемость, при инвестициях в 160,0 тыс.рублей, дисконтированный срок окупаемости составил - 1,6 года, индекс доходности затрат составил - 1,44.
Выводы.
Решение проблемы связанной с накоплением и повышением давления газа в затрубном пространстве добывающих скважин, а так же его утилизации является актуальной задачей. В данной работе предлагается способ снижения за-трубного давления газа путем части его закачки в рядом расположенную скважину ППД.
Предлагаемый способ позволит решить следующие проблемы, возникающие при эксплуатации добывающих скважин насосным способом:
1. Накопление и повышение давления газа в затрубном пространстве.
2. Снижение динамического уровня жидкости в стволе скважины.
3. Уменьшение притока жидкости.
4. Срыв подачи глубинно-насосного оборудования.
5. Отказ глубинно-насосного оборудования.
6. Частичная утилизация попутного нефтяного газа.
Расчёт инвестиционной привлекательности проекта показал его окупаемость, при инвестициях в 160,0 тыс.рублей, дисконтированный срок окупаемости составил - 1,6 года, индекс доходности затрат составил - 1,44.
© А.А. Нургалиев, Л. Т. Хабибуллин, 2013
