«Саратовнефтегаз» оптимизирует добычу нефти с помощью нестандартных технологий

В последнее время данная задача – одна из приоритетных, учитывая, что ключевым элементом стратегии ОАО «Саратовнефтегаз» является снижение затрат  путем реализации мероприятий по оптимизации производственных процессов и применения энергоэффективных технологий.

Одним из главных направлений модернизации оборудования старых нефтяных месторождений является обеспечение раннего сброса и утилизации попутных пластовых вод, т.е. сокращение объемов перекачки и фронта агрессивной коррозии без применения дополнительного насосного оборудования, не требующее присутствия обслуживающего персонала на объекте. При этом отделенная  пластовая вода закачивается в пласт под давлением, создаваемом в самой системе сбора скважинной продукции, то есть без применения дополнительного насосного оборудования и на том же кусте скважин. По новому назначению используется уже существующее, но выведенное из эксплуатации оборудование, монтаж которого не требует дополнительных землеотводов ввиду его минимальных габаритов и размещения рядом со скважиной и АГЗУ. Предварительный  сброс и утилизации пластовой воды осуществляется  в точках технологической системы добычи продукции скважины, где она выделяется в виде свободной фазы, а именно – в ёмкостях высокого давления, которые установлены рядом с автоматической групповой замерной установкой для замера газа в нефти (АГЗУ). В установке в качестве устройства для отделения и предварительного сброса пластовой воды в скважину используются толстостенные ёмкости высокого давления, в которых перераспределение фаз на воду и нефть и выделение воды в виде свободной фазы происходит за счёт сил гравитации и гидроциклонного метода.

На сегодняшний день в работе находятся более 20 аналогичных установок по отделению и сбросу воды различных видов и типоразмеров. Следует отметить, что за 2018 год предприятием добыто пластовой попутной воды в объеме свыше 7,423   млн. м³, из них утилизация составила порядка 5,312 млн. м³, закачано безнасосным способом более 3,594 млн м³.

В целом же за период 2011 - 2018гг. внедрение технологии предварительного сброса воды с использованием делителей потоков обеспечило ОАО «Саратовнефтегаз» экономию электроэнергии в объёме 68 млн.кВт*час на сумму порядка 226 млн рублей. Кроме того, более 25 млн рублей сэкономлено на приобретении ингибиторов коррозии и деэмульгаторов.

Подобные нестандартные технологии собственной разработки (патент на полезную модель 138431)  нашли своё применение на Квасниковском, Урицком, Пионерском, Белокаменном, Лимано-Грачёвском, Гусельском, Соколовогорском, Пионерском, Алексеевском, Михалковском, Осиновском, Иловлинском,  Маякском, Восточно-Сусловском, Родионовском, Заречном месторождениях, где ОАО «Саратовнефтегаз» ведёт свою производственную деятельность.

Благодаря данному техническому решению в период 2012-2018 гг. только на месторождениях Восточно-Сусловского, Лимано-Грачевского, Белокаменного и Урицкого месторождений проведено 138 мероприятий по оптимизации работы насосного погружного оборудования с общим эффектом 468,1 тонн/сутки и накопленной добычей за указанный  период 78 357 тонн.