СПЕЦПРОЕКТ

Mining World Russia 2020

ПЕРЕЙТИ

Море в нефти

Самотлор в переводе с хантыйского означает «худая вода». Несколько веков назад здешняя субстанция, пожалуй, могла показаться бесполезной, но сегодня на Самотлоре добывают то, что ценится много дороже воды, — нефть. 150 млн тонн в год выкачивали здесь в 1980-х, но спешка привела к тому, что нефтяные пласты стали обводняться — и добыча снизилась. Сегодня дочка «Роснефти» работает с показателями обводнённости на уровне 90 %. Так что теперь старое хантыйское название куда больше подходит месторождению, чем раньше.

Фото: evachem.ru
Вадим Гарнаев, CEO Qualitet Systems
Вадим Гарнаев, CEO Qualitet Systems

Как ведётся работа с обводнёнными скважинами? С этим вопросом мы обратились к Вадиму Гарнаеву, CEO Qualitet Systems. Эксперт объяснил: речь идёт вовсе не о проблеме добычи, а скорее, о специфических чертах месторождений, с которыми, однако, приходится уживаться.

— Вадим, расскажите, каким образом появляется вода в продукции скважины?

— Основных пути два. Первый — естественный: вместе с залежами в породе находится вода. Второй путь — более распространённый, во всяком случае, для российской добычи. Функционирование скважины можно разделить на несколько этапов. На начальном этапе нефть поступает из скважины за счёт внутрипластового давления, в процессе освоения месторождения внутрипластовое давление снижается — продукт уже не поступает из скважины сам по себе. Чтобы создать давление, в пласт бурят водонагнетающие скважины. В итоге из скважины уже идёт не только нефть и газ, но и вода. В России не так много скважин, где нефть била бы фонтаном. Чаще всего приходится использовать насосы — центробежные или штанговые.

— То есть обводнённые скважины оказываются менее рентабельны?

— Не совсем так. Конечно, есть разница: добываете вы бочку нефти или бочку эмульсии, в которой нефти только половина, а вторая половина — вода. Но рентабельность зависит от параметров конкретной скважины, от региона, от работающего оборудования. По российским нормам, если в эмульсии есть хотя бы 2% нефти, работа со скважиной считается рентабельной. На деле же обычно так: как только эксплуатационные затраты, в частности, на электроэнергию, начинают превышать стоимость добытой нефти, считается, что работа на скважине уже нерентабельна.

скважинная жидкость

— Как нефтедобытчики поступают в этом случае? Скважина закрывается?

— Не всегда. Существуют различные способы увеличения нефтеотдачи пласта. Например, «Роснефть» нередко использует периодический режим работы скважины. То есть на какое-то время добычу заглушают, эмульсия в скважине расслаивается: сверху образуется «газовая шапка», дальше — нефть, и ниже — вода. Через определённый период скважину вновь запускают, получая возможность добывать чистую нефть, которая сепарировалась под действием силы гравитации. Когда из скважины начинает идти вода, скважину вновь глушат — и всё начинается заново. Таким образом, удаётся снизить затраты на эксплуатацию и одновременно повысить нефтеотдачу.

Понятно, что чем меньше воды в добытом продукте, тем выгоднее процесс добычи. К электроэнергии ведь добавляются расходы на транспортировку скважинного продукта, да и сепарация — процесс небесплатный.

— Насколько сложен процесс сепарации?

скважинная жидкость

— На первый взгляд, всё очень просто. Попытайтесь смешать масло с водой: пока бутылку трясёте, они смешиваются, стоит только прекратить воздействие — вещества разделяются по плотности. С нефтью примерно то же самое. Если скважинный продукт налить в ту же бутылку, вначале будет казаться, что это однородная субстанция, но естественным путём она со временем разделится на составляющие. Только такой вот простой — гравитационный — способ сепарации не даёт высоких результатов. В нефти всё равно остаётся вода, да и скорость процесса зависит от температуры, плотности и других характеристик нефти. К тому же это долгая операция. Потребители же приобретают товарную нефть, для которой прописаны ГОСТы, и содержание воды по нормативам — десятые доли процентов. Поэтому процесс усложняется, в нём принимают участие деэмульгаторы. Отвечая на ваш вопрос: сложно ли сепарировать скважинный продукт, скажу, что нет. А вот сложно ли организовать достаточную сепарацию для того, чтобы нефть соответствовала требованиям к товарному продукту — да, это довольно трудоёмкий и затратный процесс.

— Таким образом, изменить процент обводнённости скважин невозможно. Как же работают с такими объектами?

— Для нефтяников тот факт, что из скважины однажды пойдёт вода, — такой же очевидный, как для нас информация о том, что зимой будет холодно. Мы в этом случае просто теплее одеваемся. Но нужно понимать, насколько низкой будет температура, чтобы выбрать свитер. Тут то же самое. Нефтяники должны чётко понимать, каков состав скважинного продукта, который они добывают. При этом, если скважины расположены в одном регионе, даже на расстоянии 5–10 м, это не значит, что уровень обводнённости в них одинаковый.

Работы ведутся следующим образом: скважинный продукт сливается в единый коллектор — точнее, последовательно в несколько, после чего идёт на переработку. И нефтяникам нужно понимать, какой процент воды и нефти поступает с каждой конкретной скважины: может быть, нужны мероприятия по увеличению нефтеотдачи, а может, скважину имеет смысл и вовсе законсервировать. Кроме того, показатели обводнённости могут свидетельствовать о, например, прорыве резервуара.

— Каким образом можно контролировать уровень обводнённости?

— Есть технологии и есть регламенты. Но могу сказать, что сегодня этому вопросу уделяют недостаточно внимания. В более ранних нормах было прописано, что отбор проб должен производиться не реже раза в неделю. То есть оператор набирает в ёмкость скважинную эмульсию, попадающую в лабораторию, специалисты которой и дают заключение. Так вот, сейчас отбор проб осуществляется раз в месяц. Наша компания производит оборудование, которое измеряет уровень обводнённости в режиме реального времени, и на основании наших измерений мы видим, насколько этот параметр может меняться даже течение получаса — о каких правильных показателях может идти речь, если мы говорим о точечных изменениях раз в неделю или даже в месяц?

Второй момент. Проба, которая берётся таким образом, нерепрезентативна. Показатели пробы зависят, например, от того, где именно расположен пробоотборник — в каком месте трубы. Есть ещё и человеческий фактор: оператор ведь не хочет испачкаться, поэтому кран открывает не полностью, чтобы жидкость шла тонкой струйкой. Таким образом, у нас набирается больше воды. А зимой на месторождениях очень холодно, не хочется выходить за этими пробами. Так, существует практика, когда оператор заранее набирает скважинный продукт в ёмкость, а потом только переливают по бутылкам для отбора проб. Так что такие пробы не дают реальной картины обводнённости по скважинам.

— А есть какие-то более эффективные технологии?

врезка

— Принципиальная сложность измерений состоит в том, что, как мы знаем, скважинный продукт состоит из воды, нефти и газа. Для газовой среды существуют свои системы измерений, а для жидкости свои. Для разделения фаз используют сепаратор, который разделяет газовую фазу от жидкостной, далее на каждую линию устанавливаются приборы, которые измеряют заданные параметры. Далее жидкая и газовые фазы опять соединяются и транспортируются по трубопроводу.

В современном мире есть и более продвинутые системы измерений — мультифазные. Их преимущество состоит в том, что сепаратор не нужен. Производить любые измерения возможно в присутствии одновременно и газовой, и жидкой фаз. Эти системы значительно компактнее, потребляют меньше электричества и проще в обслуживании. Будущее как раз за мультифазными системами измерений. Наше оборудование подобного типа сегодня работает в добывающих компаниях на Ближнем Востоке. Влагомер с огромной скоростью сканирует полное сечение трубы и передаёт данные по обводнённости и GVF в режиме реального времени.

— Согласитесь, между передачей информации в реальном времени и замерами раз в месяц — буквально пропасть. Нужны ли такие точные данные?

— Таким образом можно существенно повысить понимание процессов, происходящих в скважине, и оптимизировать процесс добычи. Появляется возможность фиксировать несколько параметров скважины: давление в точке замера, температура эмульсии, состояние потока, изменение обводнённости, изменение газовой составляющей. Скажем, упал уровень нефтедобычи. Если скважины оснащены приборами измерений в реальном времени, можно понять, в какой скважине показатели снизились, не выходя из кабинета, и быстро принять решение о выезде специалиста для оценки ситуации или изучить историю потока со скважины, чтобы сделать первичную оценку ситуации исходя из имеющихся данных. Информацию эту могут использовать метрологи, геологи и другие специалисты, которые так или иначе отвечают за добычу.

Вадим Гарнаев,
CEO Qualitet Systems

Понравился материал? Подпишитесь
на отраслевой дайджест и получайте подборку статей каждый месяц
.

Статья опубликована в журнале Добывающая промышленность №1, 2019

Подпишитесь
на ежемесячный дайджест актуальных тем
для специалистов отрасли.

Исключительно отраслевая тематика. Никакого спама 100%.