В НГДУ «Джалильнефть» ПАО «Татнефть» получен значительный прирост добычи нефти за счет увеличения давления закачки по нагнетательным скважинам после реконструкции участка системы заводнения. Об этом сообщает издание «Нефтяник Джалиля».

«Татнефть» вложила 3,7 млн рублей в реконструкцию участка канализационной насосной станции (КНС)-131 Сармановской площади с использованием технологии межскважинной перекачки (МСП) жидкости, добившись индекса доходности 2,08 при сроке окупаемости 1,43 года.

Традиционные способы заводнения сегодня уже не всегда отвечают новым требованиям, предъявляемым к организации вытеснения пластовых флюидов, говорит мастер ЦППД Раиль Шарафутдинов. Это относится и к старым площадям и к новым участкам организации заводнения, поэтому в «Джалильнефти» была выбрана технология межскважинной перекачки жидкости.

В соответствии с программой совершенствования системы поддержки пластового давления (ППД), в 2015 году реконструкции подверглась система заводнения на КНС. В качестве донора выступила одна из полностью обводненных скважин, акцепторами – пять нагнетательных скважин, в которые ранее закачивалась пресная вода от данной насосной станции.

Предпочтение этой технологии было отдано также из-за удаленности нагнетательных скважин от насосов, из-за чего при ее плановых остановках в период низких температур отдельные скважины замерзали. Для достижения требуемых параметров качества воды выбрали схему МСП, где используется скважинный делитель фаз (СДФ).

Прежде попутно извлекаемая вода из добывающих скважин проходила через групповую замерную установку (ГЗУ), дожимные насосные станции (ДНС) и установки предварительного сброса воды (УПСВ), лишь затем попадала на насосные станции. Далее, распределившись на блок-гребенке, вода поступала в нагнетательные скважины. Теперь же, после организации предварительного кустового сброса воды, скважинная продукция сразу поступает в СДФ, где происходит разделение фаз. Вода, отделенная от нефтепродуктов и газа, сразу же подается на прием индивидуального насоса, смонтированного вблизи нагнетательных скважин. Обратно в систему нефтесбора направляется оставшаяся часть воды и нефтегазовая смесь.

В качестве корпуса скважинного делителя фаз была использована выведенная из эксплуатации скважина возле установки. Она стала скважинной установкой предварительного сброса воды. Нефтегазоводяная смесь со скважины-донора направляется в затрубное пространство СДФ. В стволе скважины значительная часть воды, отделяясь, поднимается по двухдюймовой насосно-компрессорной трубе (НКТ) длиной 1200 м и поступает в индивидуальный насос. Оставшаяся смесь из нефти, газа и оставшейся части попутно добываемой воды поднимается по трубе меньшего диаметра и длиной всего 30 м, направляясь затем в систему нефтесбора.

Процесс сепарации происходит за счет гидроциклонного и гравитационного эффектов. При диаметре обсадной колонны 146 мм расчётная производительность по жидкости составляет от 100 до 800 куб.м. в сутки. Рабочая часть СДФ расположена ниже уровня промерзания почвы. Обеспечивается практически постоянная температура рабочего процесса в течение года. Такая установка занимает минимальную площадь и не требует дополнительного землеотвода. Она обеспечивает требуемое качество сбрасываемой воды за счет создания слоя жидкости большей толщины.

СДФ автономен в работе и прост в обслуживании, поэтому стоимость его эксплуатации невысока, говорит Шарафутдинов. Использование в качестве корпуса скважинного делителя фаз обсадных труб стандартных диаметров позволяет унифицировать установки, снижают его стоимость и сроки внедрения.

Дополнительное применение газосепаратора позволяет добиться стабильной работы скважинного делителя фаз за счет вывода свободного газа. Так предупреждается попадание нефтепродуктов в нагнетательную линию скважин-акцепторов, сохраняются коллекторские свойства пласта и насосное оборудование.