Сбор и подготовка попутного газа на Барсуковском месторождении

Таблица 3.2 - Характеристика фонда скважин по состоянию на 1.01.2007г Характеристика фонда скважин 

БС8 

БС101 

БС102 

БС11 Всего

фонд добывающих скважин всего 43 0 53 371 446 

в том числе: 

нагнетательн  в отработке на Нефть  3 0 6 23 32

действующие 16 0 27 93 120

 из них  ЭЦН 16 0 27 75 102

 ШГН 0 0 0 18 18

 фонтанные 0 0 0 0 0

бездействующие 10 0 7 60 74

в освоении и  ожидании освоения 0 0 0 1 1

в консервации 10 0 18 138 164

пьезометрические  и контрольные 2 0 0 12 14

ликвидированные и в ожидании ликвидации 5 0 1 67 73

фонд нагнетательных скважин всего 3 0 12 112 125 

в том числе: 

действующие 1 0 6 23 29

бездействующие 2 0 3 44 48

в освоении и  ожидании освоения 0 0 0 1 1

в консервации 0 0 3 34 37

пьезометрические  и контрольные 0 0 0 0 0

ликвидированные и в ожидании ликвидации 0 0 0 10 10 
 

Помимо геологических  причин имели место и технико-экономические. Высокая начальная обводненность  скважин и их низкие дебиты приводили  к большим межремонтным периодам, низким коэффициентам использования скважин. Значительное число скважин выведено из эксплуатационного фонда по высокой обводненности продукции. На многих скважинах в процессе эксплуатации отмечались межпластовые перетоки, что затрудняло их эксплуатацию и препятствовало проведению мероприятий по повышению продуктивности и увеличению нефтеотдачи. 
 

Таблица 3.3 - Сравнение  проектных и фактических показателей  разработки Барсуковского месторожденияПоказатели 2001 2002 2003

проект факт проект факт проект факт

добыча нефти, тыс.т 820,6 381,9 776,4 349 728,4 448,7

добыча нефти  с начала разработки, тыс.т 24666 20049 25442 20398 26171 20847

добыча жидкости всего, тыс.т 5291 1511 5433 1484 5526 1677

добыча жидкости с начала разработки, тыс.т 67188 40484 72622 41968 78148 43645

средняя обводненность  продукции действующих скважин, % 84,5 74,7 85,7 76,5 86,8 73,2 

закачка воды, тыс.м3 5745 1728 5882 1463 5955 1627 

закачка воды с  начала разработки, тыс.м3 83025 55981 88907 57444 94862 59071

компенсация отбора с начала разработки, % 111 118 111 117 110 116

ввод новых  добывающих скважин всего, шт 13 0 13 6 0 11

действующий на конец года фонд добывающих скважин, шт 419 115 419 136 420 146

ввод нагнетательных скважин, шт 5 1 5 1 1 4

действующий на конец года фонд нагнетательных скважин, шт 158 42 163 31 163 33

средний дебит  по нефти действующей скважины, т/сут 7,8 9,6 6 8,2 5,6 9,1

средний дебит  по жидкости действ. скважины,т/сут 50,3 38 41,9 35 42,3 34,2 

средняя приемистость скважин по воде, м3/сут 168 146 167 120 168 154

текущий КИН 0,232 0,178 0,239 0,182 0,246 0,186

отбор от НИЗ, % 59,6 45,9 61,5 46,7 63,2 47,7

темп отбора от НИЗ, % 2 0,9 1,9 0,8 1,8 1

добыча нефти, тыс.т 705,8 859,7 678,2 923,5

добыча нефти  с начала разработки, тыс.т 26877 21707 27555 22630

добыча жидкости всего, тыс.т 5546 2144 5571 2824

добыча жидкости с начала разработки, тыс.т 83694 45790 89264 48613

средняя обводненность  продукции действующих скважин, % 87,3 59,9 87,8 67,3 

закачка воды, тыс.м3 5938 2233 5929 2802 

закачка воды с  начала разработки, тыс.м3 100800 61304 106729 64106

компенсация отбора с начала разработки, % 110 115 109 114

ввод новых  добывающих скважин всего, шт 0 4 0 1

действующий на конец года фонд добывающих скважин, шт 419 129 418 120

ввод нагнетательных скважин, шт 0 2 0 2

действующий на конец года фонд нагнетательных скважин, шт 163 30 163 29

средний дебит  по нефти действующей скважины, т/сут 5,4 18,5 4,6 22

средний дебит  по жидкости действ. скважины,т/сут 42,8 46,2 37,6 67,4 

средняя приемистость скважин по воде, м3/сут 168 208 137 253

текущий КИН 0,253 0,193 0,259 0,201

отбор от НИЗ, % 64,9 49,6 66,6 51,8

темп отбора от НИЗ, % 1,7 2 1,6 2,1 
 
 
 

В 2003 году в связи  с вовлечением в разработку новых  запасов северных залежей пластов  БС102 и БС11 наблюдалось увеличение добычи нефти с 349 тыс.т в 2002г. до 449 тыс.т и жидкости с 1484 тыс.т до 1677 тыс.т. Рост добычи нефти и жидкости продолжился и в 2004-2005гг. Средний дебит действующих скважин увеличился более чем в 2 раза ( с 9,1 т/сут в 2003 г. до 18,5 т/сут в 2004г. и 22 т/сут в 2005г.).  

Рост обводненности продукции скважин по данному месторождению имеет довольно плавный характер. В 2003 году отмечено уменьшение процента воды по сравнению с 2002г. с 76 до 73%, в 2004 г. обводненность продукции уменьшилась еще на 13 % и составила 60 %. Однако в 2005г. процент воды снова стал расти и достиг 67%. 

В 2002-2003г. было отмечено падение дебита нефти, но в 2004г. средний  дебит нефти вырос, в связи  с сокращением числа действующих  высокообводненных скважин и  составил 5,4 т/сут. Низкий прирост среднего дебита по нефти объясняется приобщением скважин с пласта БС11 с обводненностью более 90 - 95%.  

Разработка северного  купола этого пласта началась в 1996г., и до середины 2002г. работала одна разведочная  скважина. Бурение новых скважин  в 2002-2004гг. и мероприятия по интенсификации разработки в 2005г. позволили увеличить добычу нефти до 246 тыс.т./год. На залежи сформирована система приконтурного заводнения, максимальный уровень закачки составил 465 тыс.м3.  

Следует отметить, что в последние годы на месторождении  проводится большой объем комплексных мероприятий, что позволяет значительно увеличить продуктивность скважин, по которым получаются наибольшие эффекты. К основным комплексным мероприятиям следует отнести проведение последовательно обработки призабойной зоны скважин и оптимизации режимов работ, дострелов и перестрелов пластов с последующей оптимизацией, гидроразрыв пласта и оптимизация режимов работ скважин [2]. 

4. ХАРАКТЕРИСТИКА  СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ  НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ НА КАРАМОВСКОМ  МЕСТОРОЖДЕНИИ 

4.1 Общие понятия о сборе, транспорте и подготовке нефти и газа на месторождении 

Основными элементами системы сбора и подготовки продукции  являются добывающие скважины, автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), дожимные насосные станции (ДНС), сепарационные установки с насосной откачкой, центральный пункт сбора (ЦПС), установки предварительного сброса воды УПСВ или центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦППН).  

Элементы системы  связаны между собой трубопроводами различных диаметров, зависящих от объёмов перекачиваемой продукции и ее физико-химических свойств. От добывающих скважин к АГЗУ газожидкостная смесь подаётся по выкидным линиям диаметром 73-114мм, дальнейшая транспортировка осуществляется по коллекторам большого диаметра. 

Система трубопроводов  состоит из: 

-          выкидных линий, идущих от скважин; 

-          сборных коллекторов, транспортирующих  газожидкостную смесь до ДНС; 

-          сборных коллекторов, транспортирующих  жидкость и газ от ДНС и  ЦППН к ЦПС;  

-          газопроводов; 

-          коллекторов сточной воды; 

-          коллекторов товарной нефти; 

-          трубопроводов для возврата некондиционной  нефти в сепаратор-делитель; 

-          магистральных нефтепроводов. 

Эксплуатация  промысловых трубопроводов должна вестись с соблюдением РД 39-132-94 «Правила эксплуатации, ревизии, ремонта и отбраковки нефтепромысловых трубопроводов».  

РД 39-132-94 вводит классификацию промысловых нефтепроводов  на основе балльной оценки по пяти показателям: 

-          назначение трубопровода; 

-          условный диаметр Ду; 

-          рабочее давление Рр; 

-          газовый фактор; 

-          скорость коррозии.  

По сумме баллов определяется категория нефтепровода от I до IY, в зависимости от которой  назначается периодичность обслуживания.  

Схема сбора  и подготовки зависит от площади  месторождения, дебитов скважин, физико-химических свойств перекачиваемой продукции, природных условий и рельефа  местности. Поэтому на некоторых  месторождениях к ДНС подходят коллекторы от нескольких АГЗУ, на других на каждой АГЗУ установлен сепаратор первой ступени, и жидкость транспортируется на ЦППН либо дожимными насосами, либо под давлением в линии. На небольших по площади месторождениях АГЗУ и ЦППН могут быть расположены на одной площадке. 

Основным технологическим  документом, определяющий режим и  порядок ведения технологического процесса на всех участках системы  сбора и подготовки продукции  скважин является технологический  регламент. Соблюдение всех требований технологического регламента является обязательным. 

Технологический регламент определяет технологию, правила  и порядок ведения процесса подготовки продукции, осуществления предварительного сброса воды или отдельных его  операций, режимные параметры, показатели качества продукции, безопасные условия работы. 

Ответственность за соблюдением требований технологического регламента возлагается на руководство  каждого объекта (установки, станции  ЦПС и т.д.) и его обслуживающий  персонал. 

Эксплуатация  установок запрещается без наличия  утвержденного технологического регламента или по технологическому регламенту, срок действия которого истек. Срок действия технологического регламента 5 лет. Не менее, чем за три месяца до окончания срока действия регламент подлежит пересмотру [3]. 

4.2      Характеристика системы сбора и подготовки нефти, газа и воды 

Рекомендуемая система обустройства предусматривает  герметизированную напорную трубопроводную сеть совместного сбора и транспорта продукции скважин до дожимной насосной станции (ДНС). Эта система обеспечивает подготовку, транспорт и учет нефти, попутного газа и пластовой воды на всем протяжении движения от скважины до пункта сдачи продукции. Система представляет собой единый технологический комплекс, включающий в себя объекты: 

·  замера продукции  скважин;  

·  сбора и  транспорта нефти, газа и попутной воды до технологической площадки ДНС;  

·  предварительного разделения продукции скважин на нефть, воду и газ; 

·  подготовки и утилизации пластовых и производственно-дождевых вод;  

·  учета и  сдачи сырой нефти;  

·  подготовки и сдачи газа к утилизации;  

·  комплекс объектов вспомогательного и обслуживающего назначения, обеспечивающий стабильную и безопасную работу системы. 

Продукция скважин (нефть, газ, вода) под устьевым давлением  поступает на групповые замерные установки (ГЗУ), размещенные на каждой кустовой площадке. Из ГЗУ продукция поступает по трубопроводам под устьевым давлением на ДНС, проходит первоначальную сепарацию и далее направляется на центральный пункт сбора (ЦПС). На ЦПС в сепараторах осуществляется процесс разделения продукции скважин на фазы (нефть, газ, воду) и подготовка ее к сдаче. Замер объема каждой фазы осуществляется раздельно. Нефть, доведенная до требований ГОСТа, насосами откачивается в нефтепровод внешнего транспорта.  

Газ первой ступени  сепарации под давлением не ниже 1,0 МПа, освобожденный от капельной  жидкости и конденсата, может подаваться в качестве топлива на блочные  газотурбинные электростанции. Газ II и III ступеней после компремирования  винтовыми компрессорами сбрасывается на I ступень. Для подогрева жидкости в установках деэмульсации нефти, подготовки попутной воды (подаваемой в систему ППД), отопления административных, жилых помещений и на другие хозяйственные и технологические нужды может использоваться тепло отходящих газов газотурбинных электростанций.