1535

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ПРИМЕНЕНИЕ ПУТЕВОГО ПОДОГРЕВАТЕЛЯ ПРИ УТИЛИЗАЦИИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА

И.И. Даутов

Научный руководитель – С.Л. Сабанов Альметьевский государственный нефтяной институт

Рассматриваются способы утилизации попутного нефтяного газа. Предлагается модернизация системы ННП с использованием путевого подогревателя.

Ключевые слова: теплоносители, температурный фактор, тепловое расширение, уменьшение вязкости.

Важнейшей составляющей сырьевой базы нефтяной отрасли не только России, но и ряда других нефтедобывающих стран мира являются запасы высоковязких тяжелых нефтей и природных битумов. Геологические запасы высоковязкой нефти и битумов в России составляет от 6 до 7 млрд т, однако их применение требует использования специальных дорогостоящих технологий, так как они сложны в переработке из-за высокой вязкости их сложно перекачивать, они плохо протекают в скважине, и даже при больших запасах трудно отбирать большие дебиты. К сожалению, пока добыча природных битумов и высоковязких нефтей убыточна. Как всякое новое перспективное производство, освоение ресурсов и организация переработки тяжелых нефтей требует на первых порах поддержки [1].

Необходимы срочные меры для создания соответствующей инфраструктуры по сбору, транспортировке и переработке этого вида углеводородов. При разработке месторождений вязких нефтепродуктов, использование обычного заводнения будет давать низкий коэффициент нефтеотдачи. Существенного улучшения показателей разработки и повышения нефтеотдачи можно достичь термическим воздействием на пласты, в частности, закачкой теплоносителей (пара, горячей воды). При воздействии на пласт теплоносителем динамический фактор, обусловливающий вытеснение нефти при нагнетании в пласт обычных рабочих агентов, дополняется температурным фактором. Увеличение нефтеотдачи пластов достигается за счет снижения вязкости нефти, улучшения ее подвижности, теплового расширения и других факторов [2].

Следующее немаловажное обстоятельство – утилизация попутного нефтяного газа (ПНГ) – направление, которому сегодня уделяется повышенное внимание. Этому способствует ряд обстоятельств, прежде всего рост штрафных санкций за сверхлимитное сжигание и ужесточение экологических норм.

В 2010–2011 г. для решения данной проблемы рассматривались варианты использования газопоршневых установок ГПУ производства г. Рыбинск и американских газотурбинных установок фирмы CAPSTONE C-200.Однако опыт эксплуатации данных установок во многих компаниях показывает высокую рискованность проектов, так как установки не приспособлены к содержанию серы более 4 %. К примеру, применяемые газопоршневые электростанции, работающие на ПНГ, из-за наличия H2S имеют небольшие сроки наработки на отказ. В связи с этим

231

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

предприятие несет дополнительные эксплуатационные затраты на их восстановление и ремонт. Предлагаемые варианты по использованию газотурбинных энергогенерирующих агрегатов, работающих на попутном нефтяном газе, также требуют газоподготовки. Очистка газа от сероводорода также предполагает высокие затраты, что увеличивает стоимость вырабатываемой электроэнергии, превышающую рыночную стоимость на 30 %.

Для выхода из этой ситуации нами предлагается модернизация системы нефтеналивного пункта путем применения путевого подогревателя (рис. 1).

Рис. 1. Модернизация системы ННП

Данное оборудование позволит утилизировать годовой объем газа ННП (35 тыс м3) без предварительной подготовки и фильтрации сырого газа. В качестве нагреваемой среды предлагается использовать воду для последующего сброса в систему ППД для повышения нефтеотдачи высоковязких месторождений.

232

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Рис. 2. Подогреватель путевой ПНПТ-1.6К: 1 – цилиндрическая горизонтальная емкость; 2 – топка; 3 – горелочное устройство; 4 – лестница; 5 – рама;

6 – расширительный бачок; 7 – система автоматизации

Рассматриваемая установка (рис. 2) работает на попутном нефтяном газе и обеспечивает дешевый теплоноситель. Подогреватель путевой ПНПТ-1,6К, обустроенный на ННП, выполнен в виде цилиндрической горизонтальной емкости 1, в нижней части которой располагается топка 2. Снаружи к емкости подведены узлы подачи воды к змеевику (вход, выход) и подачи топлива (попутного нефтяного газа) к горелочному устройству 3, а также лестница 4, и площадка обслуживания. ПНПТ-1,6К смонтирован на сварной раме 5.

Цилиндрическая емкость заполняется жидким теплоносителем (вода) через расширительный бачок 6. Температура поддерживается автоматикой около + 8СГС с помощью регуляции мощности горелки.

Путевой подогреватель оснащен системой автоматизации СА-ПНГ 7, что позволяет в автоматическом режиме:

–регулировать температуру подогрева воды;

–производить пуск и остановку подогревателей;

–вентилировать топочное пространство после аварийной дистанционной остановки подогревателя;

–оповещать с помощью световой сигнализации о наличии питания, работы систем розжига и исполнительных устройств, пламени горелки.

Вместе с тем по ряду месторождений имеются нерешенные вопросы, связанные со сбором попутного нефтяного газа при их удаленности от существующих схем газосбора и отсутствием экономически выгодных для предприятия технологий его использования непосредственно на месторождениях. Указанные вопросы связаны с добычей небольших объемов попутного нефтяного газа, а также с физи- ко-химическими свойствами газа.

233

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Необходимость значительных дополнительных вложений для нефтяных компаний, вынужденных заниматься утилизацией ПНГ в осложненных условиях, негативно повлияет на рентабельность деятельности предприятия, что в целом повлечет за собой сокращение инвестиционной деятельности недропользователей, направленной на поиск, разработку, обустройство новых месторождений, либо может привести к невыполнению требований лицензионных соглашений и т.д. со всеми вытекающими последствиями.

Список литературы

1.Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1988. – 343 с.

2.Габриэлянц Г.А. Геология нефтяных и газовых месторождений. – М.: Не-

дра, 2003. – 285 с.

234

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГТМ

СИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ХАРАКТЕРИСТИК ВЫТЕСНЕНИЯ

ВУСЛОВИЯХ ОБЪЕКТОВ НГДУ «АЛЬМЕТЬЕВНЕФТЬ»

И.Р. Исмагилов

Научный руководитель – канд. техн. наук, доцент Е.В. Леванова Альметьевский государственный нефтяной институт

Представлен анализ технологической эффективности применяемых геологотехнических мероприятий на объектах НГДУ «Альметьевнефть». Оценка эффективности проводилась методом характеристик вытеснения. В результате были рекомендованы наиболее эффективные методы, позволяющие увеличить коэффициент нефтеизвлечения, непосредственно зависящий от применения на объекте эффективных геолого-технических мероприятий (ГТМ).

Ключевые слова: эффективность, геолого-технические мероприятия, характеристики вытеснения, объект, Ромашкинское месторождение.

Внастоящее время объекты Ромашкинского нефтяного месторождения, как

ибольшинство месторождений Республики Татарстан, находятся на завершающей стадии разработки. В их недрах содержатся значительные остаточные запасы углеводородов [1]. Именно поэтому важной становится проблема восполнения извлекаемых запасов, а также поддержания необходимого уровня добычи углеводородов на обустроенных и разрабатываемых месторождениях. С этой целью необходимо постоянное внедрение и совершенствование геолого-техни- ческих мероприятий.

Вкачестве объектов исследования рассматриваются площади НГДУ «Аль-

метьевнефть»: продуктивные терригенные отложения пашийского (Д1) и кыновского (До) горизонтов верхнего девона, Миннибаевской, Альметьевской, СевероАльметьевской и Березовской площадей Ромашкинского месторождения.

Одним из методов оценки технологической эффективности ГТМ являются методы характеристик вытеснения. Под характеристиками вытеснения принято понимать аналитические или эмпирические зависимости изменения технологических параметров добычи пластовых жидкостей в ходе процесса разработки. Зависимости получены на основе анализа фактических данных за историю разработки объекта и пролонгации данных характеристик вытеснения на перспективу до конца разработки. К настоящему времени известно более 150 различных характеристик вытеснения, которые в ряде случаев являются связанными между собой [2–4].

Для оценки технологической эффективности мероприятий с применением ХВ необходимо выполнить следующие действия:

1.Прежде всего необходимо выбрать продолжительность анализируемой предыстории. Критерием длительности служит максимальная корреляция при максимально длительной предыстории. Для данных объектов наиболее оптимальным является период предыстории, равный 18 месяцам.

235

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

2.Далее необходимо выбрать одну или несколько характеристик вытеснения. Коэффициенты, входящие в уравнения, определяются, как правило, методом наименьших квадратов. Легче использовать линейные зависимости, которые можно рассчитать даже вручную. В качестве первоначального перечня в работе было использовано 8 различных характеристик вытеснения.

При выборе характеристик учитывались следующие особенности:

1)в связи с отсутствием на сегодняшний день универсальных методов использован широкий спектр зависимостей, опробованных в различных нефтяных компаниях;

2)среди рассматриваемых зависимостей были использованы наиболее распространенные на сегодняшний день, чаще всего применяемые на практике и теоретически обоснованные авторами различных работ характеристики вытеснения;

3)выбраны зависимости из группы «кривые обводнения», так как исследуемые объекты разрабатываются в условиях высокой обводненности;

4)выбраны интегральные зависимости, в которых не используются текущие показатели [5].

3.Затем осуществляется экстраполяция ирасчет технологического эффекта [2]. Данный алгоритм был заложен в среду С++ и на основании полученных ре-

зультатов произведен сравнительный анализ эффективности различных ГТМ за 2009–2011 гг.

Основные показатели, которые были проанализированы в работе: количество реагирующих скважин, дополнительная добыча нефти, удельная технологическая эффективность на однуреагирующую скважину. Результаты представлены в таблице.

Показатели технологической эффективности

236

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Окончание таблицы

На рисунке представлена удельная технологическая эффективность от геоло- го-технических мероприятий по площадям НГДУ «Альметьефнеть» Ромашкинского месторождения за 2011 г.

Рис. Удельная технологическая эффективность на одну скважину за 2011 год

В результате проведенного анализа технологической эффективности геологотехнических мероприятий за 2009–2011 гг. на площадях НГДУ «Альметьефнеть» Ромашкинского месторождения были сделаны следующие выводы:

1) наибольшая дополнительная добыча нефти получена от следующих мероприятий: ввод очагов, гидроразрыв пласта (2009–2011), нестационарное заводнение (2009), гидрофобная эмульсия (2011);

2) наибольшая удельная технологическая эффективность получена в 2009–2011 гг. от технологий: СНПХ 9633, ввод очагов и гидроразрыв пласта, а также растворительМИА-ПРОМ(2009–2010), гидрофобная эмульсия(2011).

237

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Список литературы

1.Хисамов Р.С. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти: учеб. пособие. – Казань: ФЭН, 2013. – 310 с.

2.Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация, оценка эффективности. – Казань: ФЭН, 2005. – 687 с.

3.Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений; ВНИИОЭНГ. – М., 2011. – 304 с.

4.Методика оценки эффективности применения технологий увеличения нефтеотдачи при разработке месторождений РТ / «ТатНИПИнефть». – Альметьевск,

1999. – 145.

5. Леванова Е.В. Исследование динамики извлекаемых запасов нефти по объектам терригенных отложений девона Ромашкинского месторождения: автореф. дис. … канд. техн. наук. – Альметьевск, 2012. – 26 с.

238

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ОЦЕНКА КОММЕРЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА СТРОИТЕЛЬСТВА ПРОМЫСЛОВОГО ГАЗОПРОВОДА «ГКС “ГОЖАН” – ГКС “КУЕДА” НА УЧАСТКЕ ПК0 – ПК150»

Р.В. Киструль

Научный руководитель – канд. экон. наук А.Л. Лобовиков Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Проведена оценка коммерческой эффективности инвестиционного проекта строительства промыслового трубопровода по перекачке попутного нефтяного газа «ГКС «Гожан» – ГКС «Куеда» на участке ПК0 – ПК150. Административно участок работ расположен в Куединском муниципальном районе Пермского края на территории Шагиртско-Гожанского, Быркинского и Красноярско-Куединского нефтяных месторождений, эксплуатируемых ЦДНГ-2,3 ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

Ключевые слова: газопровод, попутный нефтяной газ, газокомпрессорная станция, конденсатообразование, конденсатосборноеоборудование, продувочныелинии.

Система внешнего транспорта попутного нефтяного газа южного направления содержит два цеха № 2 и №3. В настоящее время в их состав входят шесть газокомпрессорных станций («Павловка», «Куеда», «Танып», «Константиновка», «Курбаты» и «Кокуй») с технологическими и линейными трубопроводами транспорта газа.

Административно рассматриваемая система внешнего транспорта попутного нефтяного газа расположена в южной части Пермского края.

Все трубопроводы транспорта попутного нефтяного газа южного направления представлены стальными трубами. Ряд трубопроводов транспорта газа («Чернушка – Пермь», ГКС «Куеда» – точка врезки в газопровод «Чернушка – Пермь», ГКС «Константиновка» – точка врезки в газопровод «Чернушка – Пермь», ГКС «Танып» – точка врезки в газопровод «Чернушка – Пермь») находятся в эксплуатации 40 и более лет. Они практически исчерпали свой ресурс и постоянно требуют проведения ремонтных работ.

Основную часть ремонтов составляют работы по замене ряда участков газопроводов, выполняемые преимущественно в плановом порядке на основании результатов диагностики.

К прочим видам ремонта отнесены работы по приварке заплат, ремонту сварного шва, вставка катушки, заварка трещин, установка хомута, врезка секущего крана, врезка перемычки и т.д. Эти виды ремонта, как правило, выполнялись на трубопроводах с длительным сроком эксплуатации.

В 2008–2011 гг. ООО «Нефтепромдиагностика» провело техническую диагностику, на основе результатов которой был выполнен прочностный расчет трубопроводов внешнего транспорта.

Анализ приведенных результатов расчета показывает, что допустимое давление на определенных пикетах трубопроводов южного направления для минимальной толщины стенки ниже давления для отбраковочной толщины стенки, т.е. данные трубопроводы на определенных участках не удовлетворяют требова-

239

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

ниям РД 39-132-94 и их дальнейшая безопасная эксплуатация невозможна при условии, если технологическое давление достигнет величины, равной давлению для отбраковочной толщины стенки.

Далее была проведена оценка коммерческой эффективности проекта строительства газопровода «ГКС «Гожан» – ГКС «Куеда».

В качестве исходных данных были взяты экономические показатели, которые приведены в табл. 1.

Далее, определив потоки реальных денег от операционной деятельности, ежегодные поступления от производственной деятельности по данному проекту и чистый дисконтированный доход (ЧДД), взяв расчетный период реализации проекта = 10 лет, построили финансовый профиль проекта (рис. 1).

Срок окупаемости определили, решив простую арифметическую пропорцию:

Ток ≈ 6 + (7–6) · 18052 / (1288 + 18052) = 6,07 ≈ 6 лет.

График зависимости ЧДД от ВНД изображен на рис. 2.

Используя график (рис. 1, 2), решили простую арифметическую пропорцию:

Евн = 6,2 + 69588 (15 – 6,2) / (69588 – 2456) = 15,32 % ≈ 15,3 %. При ВНД (IRR) ≈ 15,3 %, ЧДД (NPV) ≈ 0, а ИД (PI) ≈ 1.

Это говорит о том, что стоимость заемного капитала должна быть менее 15,3 %, в противном случае инвестиционный проект нерентабелен и непривлекателен для потенциального инвестора с точки зрения эффективности размещения капитала. Результаты расчета экономического эффекта приведены в табл. 2.

240