Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями
Исходя из опыта эксплуатации месторождения в ходе дальнейшей разработки наиболее вероятны следующие осложнения при эксплуатации скважин:
– отложение парафинов на поверхностях скважинного и наземного оборудования;
– отложение солей в призабойной зоне пласта и на поверхностях скважинного и наземного оборудования;
– преждевременный выход из строя глубиннонасосного оборудования в наклонно-направленных скважинах;
– образование стойких водонефтяных эмульсий в скважине и нефтепроводах;
– коррозия скважинного и наземного оборудования.
С учетом имеющегося положительного опыта борьбы с осложнениями на данном месторождении и опыта на других месторождениях ниже приведены рекомендации по борьбе с возможными осложнениями в ходе эксплуатации месторождения.
11.2.1 Мероприятия по предупреждению и борьбе с АСПО
Основными факторами, обуславливающими возможность прохождения процессов отложений АСПО на нефтепромысловом и внутрискважинном оборудовании при разработке месторождения, являются:
– невысокие пластовые температуры (28 оС), снижение их в призабойной зоне пласта, при подъеме жидкости по колонне НКТ и движении ее по системе нефтесбора;
– высокое содержание серы (до 6,36%), смол (до 34,4%), парафинов (до 5,77%), других высокомолекулярных углеводородных соединений в добываемой нефти.
Для предупреждения АСПО при разработке Гремихинского месторождения рекомендуется применять следующие мероприятия:
1. На проблемных участках применение ингибиторов АСПО (СНПХ-1004, СHПХ-7843, Прогалит и др.) путем подачи в затрубное пространство скважин дозировочными насосами. Дозировка ингибитора определяется опытным путем и зависит от свойств нефти и ее обводненности;
2. Применение НКТ с покрытиями из стеклоэмали. Опробованы на промыслах ОАО "Оренбургнефть". Прочность и адгезия эмали высоки, сколы в процессе спускоподъемных операций и транспортировки не наблюдаются. Использование данного типа покрытия позволяет уменьшить количество АСПО на внутренней поверхности НКТ, защищает от коррозии и абразивного износа.
Для удаления АСПО предлагается применять следующие мероприятия:
1. При небольшом искривлении ствола скважины (зенитное отклонение ствола не более 5-10о) и отсутствии образования стойких эмульсий рекомендуется применение пластинчатых скребков на штангах со штанговращателем или скребков-центраторов. Данная технология в большинстве случаев позволяет полностью отказаться от промывок лифтов этих скважин горячей нефтью. Для очистки нефутерованных насосно-компрессорных труб на скважинах, оборудованных УЭЦН, можно применить скребок лепестковый (скрейпер). Для этого устьевая арматура скважины должна быть оборудована лубрикаторным устройством. Спуск и подъем скрейпера осуществляется с помощью ручной или автоматической лебедки.
2. Промывка лифтов скважин, оборудованных СШНУ, горячей нефтью через затрубное пространство с помощью агрегатов АДПМ-12/150. Вследствие остывания нефти при движении ее по эксплуатационной колонне и колоне НКТ удаление АСПО с поверхностей НКТ и штанг эффективно в интервале от 0 до 600 м.
3. Промывка колонн НКТ растворителями типа МЛ-72, МЛ-80, гидрофобно-эмульсионными растворами, гексановой фракцией, соляробензиновой смесью, реагентом РТ-1. Все эти реагенты используются на месторождениях Удмуртии. Промывка методом рециркуляции «лифт-затруб» позволяет удалять АСПО с поверхностей скважинного оборудования в интервале от устья скважины до глубины спуска насоса. Для проведения этих операций можно использовать установку насосную кислотную УНК-16/5.118, агрегат кислотной обработки скважин АНЦ-32/50.
4. Применение паропередвижных установок (ППУА-1600/100) для удаления АСПО с поверхностей скважинного оборудования эффективно в ходе проведения ПРС. Пропарка оборудования на специально оборудованном стеллаже, исключающем загрязнение окружающей среды нефтепродуктами, обеспечивает практически полное удаление с оборудования отложений АСПО. Паропередвижные установки с успехом применяются для удаления АСПО с внутренних поверхностей коротких выкидных линий и трубопроводов, смонтированных из стальных труб без футеровки, ГЗУ, других установок и аппаратов, не имеющих деталей из термонестойких материалов.
5. Пуск скребков, шаров в системах внутрипромыслового транспорта нефти для удаления АСПО с внутренних стенок труб. Участок трубопровода должен быть смонтирован из стальных труб без внутренней футеровки, одного внутреннего диаметра без сужений и расширений и должен быть оборудован камерами пуска устройства, приема устройства, емкостью для сбора твердых парафинов.
11.2.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с солеотложениями
В процессе эксплуатации Гремихинского месторождения возможны процессы солеотложения на скважинном оборудовании, обусловленные изменением термодинамических условий и физико-химического равновесного состояния соленой попутнодобываемой воды при ее движении из пласта в скважины, от зоны перфорации до устья по колонне НКТ и далее по системе сбора нефти. Кроме того, при проведении капитальных ремонтов скважин, ремонтов скважинного оборудования и технологических операций возможно смешивание пластовой воды с водой иного солевого состава, что так же вызывает нарушение физико-химического равновесия флюидов.
На практике отсутствуют эффективные методы удаления солеотложений со стенок оборудования. Поэтому основную роль в борьбе с солеотложениями играет их предупреждение.
Выбор методов предупреждения солеотложений на Гремихинском месторождении должен основываться на результатах исследований вероятности выпадения тех или иных солей в нефтепромысловом оборудовании. Диагностику вероятности выпадения солей, растворенных в пластовой воде в осадок, рекомендуется осуществлять путем постоянного контроля химического состава попутно добываемых из скважин вод. При высокой степени вероятности (95 %) скважины планируются к обработке соответствующими ингибиторами.
Предупреждение солеотложений может быть реализовано с помощью реагентных и безреагентных методов.
1. Реагентные методы основаны на понижении скорости солеотложения под действием специальных реагентов, получивших название ингибиторов солеотложения. Для обработки скважин рекомендуются следующие ингибиторы отечественного производства: ПАФ-13А, СНПХ-5311, СНПХ-5312 (для карбонатных осадков); Инкредол, НТФ, ИКД-1, ПАФ-41, СНПХ-5301 М, СНПХ-5312, СНПХ-5314 (для карбонатных и гипсовых осадков). Основными их преимуществами является их высокая эффективность при сравнительно небольших расходах, порядка 1-20 мг/л, высокая термоустойчивость (90-150°С), хорошая совместимость с полимерами, гликолями, ингибиторами коррозии и деэмульгаторами.
2. Применение оборудования и труб с защитными покрытиями, уменьшающими шероховатость стенок и силы адгезии.
3. Снижение обводнённости добываемой продукции (водоизоляционные мероприятия).
11.2.3 Мероприятия по предупреждению образования стойких нефтяных эмульсий
Нефть, добываемая из скважин вместе с пластовой водой, в определенных условиях образует стойкие водонефтяные эмульсии. Стойкость эмульсий зависит от многих факторов, главными из которых являются:
– степень дисперсности эмульсии;
– тип эмульгатора, образующего на поверхности капель воды бронирующие оболочки, механическая прочность которых со временем увеличивается;
– рН эмульгированной пластовой воды;
– наличие на капельках дисперсной фазы двойного электрического заряда;
– температура смешивающихся жидкостей (воды и нефти);
– вязкость нефти и др.
С течением времени эмульсии «стареют», становятся более стойкими и трудноразрушимыми, поэтому необходимо предупреждение образования стойких эмульсий в самом начале технологического процесса добычи нефти, то есть в скважине. С этой целью на месторождении необходимо проведение следующих мероприятий:
1. Выбор режима эксплуатации скважины и насосного оборудования производить из условия наименьшего штуцирования и перемешивания потока.
2 Использование деэмульгаторов, которые дозировочными насосами подаются на забой или на устье скважины, в отдельные участки нефтесбора. Наиболее эффективными деэмульгаторами для разрушения водонефтяных эмульсий Гремихинском месторождения являются Реапон-4В, СНПХ-4315Д, ДИН-1Д, СТХ-6, OFC-D. Ассортимент деэмульгаторов постоянно пополняется отечественными и иностранными производителями. Выбор наиболее эффективных реагентов производится опытным путем, сначала в лабораторных, затем в промысловых условиях.
11.2.4 Мероприятия по предупреждению и борьбе с коррозией
В процессе эксплуатации месторождения внутрискважинное и нефтепромысловое оборудование может подвергаться коррозии.
Процессы коррозии могут быть обусловлены высокой коррозионной активностью попутнодобываемой воды, а также применением высокоагрессивных средств при обработке призабойной зоны с целью увеличения продуктивности скважины.
На стадии строительства новых скважин для предупреждения наружного коррозионного разрушения эксплуатационных колонн добывающих скважин от воздействия пластовых вод особое внимание необходимо уделять качеству крепления скважин, качественному цементированию обсадных колонн с доведением цемента до устья скважины. Для повышения герметичности резьбовых соединений обсадных труб необходимо использовать уплотняющие материалы.
В период эксплуатации для защиты колонн добывающих скважин должны быть регламентированы геолого-технические мероприятия с использованием высокоагрессивных сред для обработки призабойной зоны. При закачке реагентов должны предусматриваться меры, снижающие их коррозионную активность.
Причиной коррозии нефтепромыслового оборудования может быть наличие в добываемой продукции сероводорода, образование которого в пластовой продукции вызвано жизнедеятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ). Заражение пластовых систем микроорганизмами происходит обычно при закачке поверхностных вод, содержащих сульфаты и микрофлору, например, при проведении технологических и ремонтных операций. СВБ могут находиться в нефтепромысловых аппаратах, трубах и резервуарах, например, под осадками парафина, механических примесей, продуктами коррозии и загустевшей нефти.
Для недопущения коррозии технологического оборудования необходимо постоянное отслеживание интенсивности коррозии с применением тест-образцов. При выявлении увеличения скорости коррозии рекомендуется осуществлять комплекс мероприятий, направленных как на увеличение коррозионной стойкости оборудования, так и на снижение коррозионной активности добываемой продукции.
С целью увеличения коррозионной стойкости оборудования рекомендуется заменять наиболее ответственные узлы и детали (например, клапанные пары СШН) на изготовленные из нержавеющих легированных сталей, из полимерных материалов или полимерных покрытий. При высокой обводненности добываемой продукции и отсутствии отложений АСПО в системе нефтесбора предпочтительно применение труб с внутренней футеровкой, например, полиэтиленом.
Снижение коррозионной активности добываемой продукции достигается методами обработок скважин и оборудования бактерицидами (Альпан, СПНХ-1004, Сонцид-8101, Сонцид-8102, СНПХ-1050 и др.) и дозированием в скважины и систему сбора нефти ингибиторов коррозии (СНПХ-1004, Корексит SXT-1003, Сонкор-9701 и др.).
Таким образом, на месторождении необходимо применять весь имеющийся стандартный комплекс мероприятий по борьбе с осложнениями. Выполнение вышеперечисленных требований и рекомендаций создаст необходимую основу для надежного обеспечения запланированных показателей разработки.
11.3 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин
Промысловая система сбора и промысловой подготовки продукции скважин представляет собой комплекс инженерных сооружений и коммуникаций, который обеспечивает замер, транспортирование продукции скважин к технологическим аппаратам и пунктам ее реализации, сепарацию и подготовку нефти, газа и воды до требуемого качества.
Современная система сбора и подготовки продукции скважин на месторождении должна отвечать следующим требованиям:
а) максимальное использование пластовой энергии и напора, создаваемого скважинными насосами, для транспортирования продукции скважин до сборных пунктов и установки подготовки продукции скважин;
б) при недостаточности пластовой энергии или напора скважинных насосов, газонасыщенные или частично разгазированные нефти перекачивают дополнительными насосами дожимных насосных станций (ДНС) на сборные пункты (СП) или установки подготовки нефти (УПН);
в) система сбора и транспорта продукции скважин проектируется однотрубная, герметизированная с минимальной протяженностью трубопроводов и исключающая условия для передиспергирования перекачиваемой эмульсии;
д) высокая степень надежности и автоматизации управлением процессами и оборудованием всех видов на групповых замерных установках (ГЗУ), сепарационных установках, ДНС и установках очистки газа от сероводорода;
е) полная герметизация резервуаров и аппаратов на СП и УПН с применением технологии УЛФ;
ж) минимальное количество и размеры технологических площадок, и число технологических аппаратов за счет применения средств для интенсификации процессов сепарации, разрушения эмульсий, обезвоживания нефти и отстоя воды;
к) система нефтегазосбора должна обеспечивать высокую производительность объектов и безопасность труда, а также минимальную потребность в обслуживающем персонале;
л) максимальная экологическая безопасность, исключающая попадание вредных веществ (углеводороды, сероводород, соленая вода) в атмосферу, водоемы, почву, подземные воды и открытые водоемы за счет повышения надежности трубопроводов и оборудования систем сбора и транспорта обводненной газированной нефти.
Существующее положение
На месторождении реализовано кустовое размещение скважин. Система сбора продукции скважин в соответствии с проектным документом выполнена по однотрубной герметизированной схеме.
Скважины оборудованы устьевой арматурой, предназначенной для эксплуатации при рабочем давлении до 40атм.Давления на устьях скважин составляют 6-21атм.
Добывающие скважины месторождения располагаются на 55 кустах, по выкидным линиям наружными диаметрами 76, 89, 114 мм общей длиной 94,8 км продукция скважин поступает на 76 ГЗУ типа «Спутник АМ-40» и 4 БИУС со счетчиками типа ТОР, расположенных на площадках кустов скважин, для замера количества добываемой жидкости.
Сбор продукции скважин месторождения с ГЗУ и БИУС производится на ДНС-15, ДНС-27 с УПСВ и УПН "Гремиха" по трубопроводам системы нефтесбора с наружными диаметрами от 114 до 219 мм, толщиной стенок 4,5-8 мм, общей протяженностью более 45 км.
Схема сбора продукции добывающих скважин Гремихинского месторождения представлена на рисунке 11.2.
ДНС-15
Продукция скважин кустов №№8,12,13,14,15,18,19,20,24 и частично с кустов 25,25А,26,26А,28,29,32,33 по трубопроводам системы нефтесбора направляется на прием ДНС-15. Жидкость поступает в ОГ-200№1V=200 м3, где происходит накопление и разгазирование газоводонефтяной эмульсии. Отделившийся газ, при давлении 0,1-1,5 атм из ОГ-200№1 по газовой линии поступает в газоосушительную емкость ОГ-200 №2V=200 м3, далее в конденсатосборник ЕП-1V-25м3, затем сжигается на факеле. По мере накопления жидкости в буферной емкости ОГ-200 №1 до верхнего уровня происходит автоматическое включение насоса.
Жидкость поступает на прием насосных агрегатов ЦНС-180х297 (1-рабочий, 1-резервный), проходит через счетчики типа «НОРД»150х64 и по напорному нефтепроводу перекачивается на УПН «Гремиха». Давление на выкидных патрубках насосных агрегатов подбирается установкой штуцера и находится в пределах 20-2,5 атм.
При работе насосов через сальниковые уплотнения происходят утечки в дренажные стоки, по мере накопления их в дренажной емкости они периодически откачиваются насосами 9 МГР в выкидную линию, откачиваемая жидкость проходит через узел учета. Перед счетчиками на узле учета стоят фильтра для очистки от механических примесей. Перед входом жидкости в ОГ-200 №1с БР-2,5 дозировочным насосом НД подается деэмульгатор типа LML-4312 или Реапон-4В.
Технологическое оборудование ДНС-15 приведено в таблице 11.6. Принципиальная технологическая схема ДНС-15 представлена на рисунке 11.3.
Таблица 11.6 – Технологическое оборудование ДНС-15
| Наименование оборудования | Обозн. | Кол-во |
| Сепаратор нефтегазовый | НГС-12,5 | |
| Емкость буферная для нефти V=200 м3 | ОГ-200 №1 | |
| Емкость аварийная для нефти V=200 м3 | ОГ-200 №2 | |
| Фильтр сетчатый (СДЖ) | ФС | |
| Емкость буферная V -100м³ | ОГ-100 | |
| Насос откачки жидкости ЦНС 180-297 | ЦНС-180 | |
| Конденсатосборник подземный V=25м3 | ЕП-25 №1 | |
| Емкость дренажная V=25м3 | ЕП-25 №2 | |
| Емкость дренажная V=6 м3 | ЕП-6 №3 | |
| Насос НБ-125 (9МГР) | НБ | |
| Счетчик «Норд-150» | Сч | |
| Факельная свеча | Ф.с | |
| Пожарный кран | П.к |
Рисунок 11.2 – Принципиальная схема сбора продукции скважин Гремихинского месторождения
Рисунок 11.3–Технологическая схема ДНС-15 Гремихинского месторождения
ДНС-27 с УПСВ
Продукция добывающих скважин с 4-х направлений (I – с кустов №№ 17, 48, 23, 47, 22А, 27, II – с куста № 21 и частично с кустов №№ 26, 25, 29, 33, 19, 20, III – с кустов №№ 42, 38, 39, 40, 41, 43, 37, 36 и частично с кустов №№ 29, 33, IV – с кустов №№ 30, 31, 34, 35, 46) по нефтесборным коллекторам Ø159мм, 219мм, 273 мм поступает в приемный коллектор ДНС-27 c УПСВ Ø530 мм. Далее вся жидкость поступает в сепараторы НГСВ-200 №1 и №2 V=200 м3, где проходит первая ступень сепарации под давлением в пределах 1,5-2,5 атм. и предварительный сброс подтоварной воды. Далее нефть поступает в буферную емкость ОГ-200 № 2 находящуюся под давлением до 0,5 атм., в которой проходит концевая ступень сепарации. Разгазированная и частично обезвоженная нефть (содержание воды до 25-30%) откачивается насосами ЦНС-180×170 №№ 6, 7 через оперативный узел учета количества и качества нефти по напорному нефтепроводуÆ325 мм на УПН «Гремиха».
С целью уменьшения коррозионных свойств нефтяной эмульсии и пластовой воды на прием насосов ЦНСн-180 № 6 и 7 возможна подача ингибитора коррозии через БР.
Подтоварная вода с сепараторов НГСВ-200, через узел учета поступающей жидкости по трубопроводам Æ 427х12 мм поступает на площадку подготовки воды, где пропускается через гидрофобный слой в отстойниках ОГЖФ V=200 м3 (6 шт.) для улавливания оставшейся в воде нефти и взвешенных частиц.
Уловленная нефть отводится в дренажную емкость ЕП-16 №2. Толщина гидрофобного слоя увеличивается по мере улавливания нефти из поступающей воды во время работы отстойников.
Дренаж аппаратов НГСВ-200 №№ 1, 2, буферных емкостей Е-200 №№ 1, 2, отбор уловленной нефти с отстойников ОГЖФ №№ 1-6, сливы с насосной ДНС-27 возникающие при ремонте аппаратов, утечки с сальников насосов ЦНС-180×17 №№ 6, 7 собираются в дренажную емкость ЕП-16 № 2. При заполнении дренажной емкости ЕП-16 № 2 жидкость откачивается насосом НВ-50/50 № 3 на прием сепараторов, либо в дренажную емкость ЕП-40 №3.
Выделившийся в сепараторах, буферных емкостях, отстойниках попутный газ поступает в конденсатосборник ЕП-40 №1, где происходит его осушка и отделение от капелек нефти, после чего газ сжигается в инжекционном факельном устройстве Ф-1. Накопившийся конденсат откачивается насосами НВ-50/50 № № 1, 2 на прием сепараторов.
Технологическое оборудование ДНС-27 с УПСВи КНС-27 приведено в таблице 11.7. Принципиальные технологические схемы ДНС-27 с УПСВ представлены на рисунке 11.4.
Таблица 11.7 – Технологическое оборудование ДНС-27 с УПСВ и КНС-27
| Наименование оборудования | Количество оборудования, шт |
| НГСВ-200V=200 м3 | |
| Е-200V=200 м3 | |
| БР-10 | |
| Насосы ЦНСн-180-170 | |
| Конденсатосборник ЕП-40V=40 м3 | |
| Емкость дренажная ЕП-16V=16 м3 | |
| Узел учета нефти (ОУУН) | |
| Факельная свеча | |
| Насосы НВ-50 | |
| ОГЖФ-200V=200 м3 | |
| Буферная емкость-200V=200 м3 | |
| РВС-1000V=1000 м3 | |
| Насос ЦНС 180х1422 | |
| БР-2.5 | |
| БР-10 | |
| Градирня «Росинка» | |
| Емкость ЕВ-50V=50 м3 | |
| Емкость дренажная ЕП-40V=40 м3 | |
| Пожарная емкость -200V=200 м3 | |
| Насосы НВ-50 |
Рисунок 11.4 – Технологическая схема ДНС-27 с УПСВ и КНС-27 Гремихинского месторождения
УПН "Гремиха"
Продукция с добывающих скважин, работающих непосредственно на УПН "Гремиха", и нефть с ДНС-15 поступают нефтегазовый сепаратор ОГ-200 №12, где происходит сепарация и частичный сброс воды.
Нефть с ДНС-27 с УПСВ поступает в сырьевой РВС № 3.
Отделившийся газ в ОГ-200 №12 поступает в подземную емкость ПЕ-1, далее сжигается на факеле.
После сепарации жидкость поступает в сырьевой РВС-5000 №3, где происходит предварительный сброс воды. Отделившаяся вода в ОГ-200№12 по дренажной линии самотеком поступает в водяные резервуары РВС-5000 №№ 4;6;7, где происходит окончательный отстой подтоварной воды. Сброс воды осуществляется на КНС-10.
Поступление нефти в РВС-5000 №3 происходит через ввод-распределитель высотой 1,5м. Уровень водяной подушки в РВС №3 поддерживается высотой 6,5-7,2 м. Поступающая нефть, проходя через слой горячей воды с температурой 25-40°С, проходит частичную промывку. Нефть из РВС-5000 №3 насосами ЦНС 180-170 № 3(4, 5, 6) подаётся на печи ПТБ-10 № 1,2, после чего поступает в БУОН №1,2,3. В этих аппаратах происходит процесс глубокого обезвоживания и дополнительного разгазирования.
Нефть из БУОН №1-3 поступает параллельно в БУОН №4, 5, вода с каждого из БУОН №1,2,3 поступаетв общий коллектор и далее в РВС-5000 №2,3, газ параллельно с каждого из БУОН №1,2,3 поступает в общий коллектор и через конденсатосборник ЕП-8, далее в ПЕ-1 и на факел.
Перед входом в аппараты БУОН 4,5 установлены смесители пресной воды СПВ-250-10-1.6-2. Вода на обессоливание подается насосами ЦНС-38-110 из противопожарного водовода и через смесители СПВ осуществляется ввод пресной воды.Обезвоженная, обессоленная нефть из БУОН 4, 5 направляется в товарный РВС-5000 №1.
Подтоварная вода из БУОН 4,5 может направляться по трем направлениям: в РВС-5000 №4,6,7, на вход сырьевых насосов ЦНС 180-170 или на приём сырьевого РВС № 3, в зависимости от содержания нефтепродуктов и от качества нефти.
Сброс газа и жидкости с предохранительных клапанов у всех БУОН осуществляется в подземную емкость ЕП-16, откуда газ поступает в ПЕ-1 и на факел, а жидкость из ЕП-16, как и с ЕП-8, ЕП-40 откачивается погружными насосами НВ50/50 на вход сырьевых насосов или в РВС № 3.
Товарная нефть, из буферных резервуаров №1 отбирается насосами ЦНС-180/383 №1 или №2 и перекачивается на ПСП «М.Пурга» через оперативный узел учёта № 613 УПН «Ижевская».
Отпуск нефти сторонним организациям и на технологические нужды осуществляется согласно технологической инструкции ОАО «Удмуртнефть» ВН № ТИ-02/002 «По планированию, отпуску, использованию и учёту нефти на технологические нужды и топливо» через пункт отпуска нефти в калиброванные автоцистерны. Откачка нефти ведётся насосом товарной нефти ЦНС 180-383 из резервуара РВС-5000 №1.
Технологическое оборудование УПН "Гремиха"и КНС-10 приведено в таблице 11.8. Принципиальные технологические схемыУПН "Гремиха"и КНС-10 представлены на рисунках 11.5 и 11.6.
Таблица 11.8 – Технологическое оборудование УПН "Гремиха" и КНС-10
| Наименование оборудования | Обозначение | Количество |
| Нефтегазосепаратор ОГ-200 | V=200 м3 | |
| Конденсатосборник | V=63 м3 | |
| V=16 м3 | ||
| V=12,5 м3 | ||
| V=8 м3 | ||
| Подземная емкость | V=200 м3 | |
| V=8 м3 | ||
| Резервуары стальные вертикальные РВС-5000 | V=5000 м3 | |
| Печи ПТБ-10 | ||
| Отстойники горизонтальные ОГ-200 | V=200 м3 | |
| Факел сжигания газа | ||
| Насосы центробежные откачки нефти | ЦНС 180-383 | |
| Насосы внутрипарковой перекачки | ЦНС 180-170 | |
| Электродегидратор | ЭД-160, ЭД-200 | |
| Смеситель пресной воды | СПВ-250-10-1,6 | |
| БУОН | V=200 м3 | |
| Блок дозировки реагента | БР-2,5 | |
| Узел подачи нейтрализатора сероводорода | БДР | |
| Насосные агрегаты КНС-10 | ЦНС 180-1422 | |
| Дренажные насосы | ЦНС 40-88 | |
| ЦНС 38-88 | ||
| Емкость для хранения азота | V=25 м3 | |
| V=50 м3 | ||
| Емкость для пенообразователя | V=50 м3 | |
| Насосы центробежные | ЦНС №№ 1-7 | |
| Насосы центробежные (пожаротушение) | ЦНС 38-110 | |
| Пеногенератор | ГПСС-2000 | |
| Установка азототушения | АПТ-М6-95М |
Рисунок 11.5–Технологическая схема УПН "Гремиха"
Рисунок 11.6–Технологическая схема КНС-10 Гремихинского месторождения
Оценка пропускной способности ДНС-15, ДНС-27 с УПСВ, УПН "Гремиха" на проектные объемы добычи нефти
Система сбора продукции скважин Гремихинского месторождения должна обеспечивать своей производительностью и пропускной способностью максимальную проектную добычу нефти, жидкости и газа.
Анализ производительности технологического оборудования ДНС-15, ДНС-27 с УПСВ, УПН "Гремиха" выполнен в рамках разработки Концепции развития инфраструктуры месторождений ОАО "Удмуртнефть".
Проектные объемы поступления жидкости приведены в таблице 11.9.
ДНС-15
Максимальные объемы поступления жидкости на ДНС-15 составят 4884 м3/сут в 2022г. Производственные мощности технологического оборудования и объемы поступления жидкости и нефти приведены на рисунках 11.7 и 11.8.
Рисунок11.7– Производственная мощность оборудования ДНС-15
Таблица 11.9 – Проектные объемы добычи жидкости на период 2013-2032 г.г.
Рисунок11.8 – Перспективные объемы поступления жидкости на ДНС-15
Существующей производительности оборудования ДНС-15 Гремихинского месторождения достаточно для сепарации и транспортировки на УПН "Гремиха" проектных объемов жидкости.
ДНС-27 с УПСВ
Максимальные объемы поступления жидкости на ДНС-27 с УПСВ составят 19188 м3/сут в 2022году Производственные мощности технологического оборудования и объемы поступления жидкости и нефти приведены на рисунках 11.9 и 11.10.
Рисунок11.9– Производственная мощность оборудования ДНС-27 с УПСВ
Рисунок11.10 – Перспективные объемы поступления жидкости на ДНС-27 с УПСВ
Существующей производительности оборудования ДНС-27 с УПСВ Гремихинского месторождения достаточно для сепарации,подготовкии транспортировки проектных объемов жидкости.
УПН "Гремиха"
Максимальные объемы поступления жидкости на УПН "Гремиха" составят 16731 м3/сут в 2018году. Производственные мощности технологического оборудования и объемы поступления жидкости и нефти приведены на рисунках 11.11 и 11.12.
Рисунок11.11– Производственная мощность оборудования УПН "Гремиха"
Рисунок11.12 – Перспективные объемы поступления жидкости на УПН "Гремиха"
Производительности технологического оборудования УПН "Гремиха" достаточно для приема и подготовки проектных объемов жидкости. В 2018-2019 г.г. предусмотрена реконструкция УПН "Гремиха", направленная на поддержание мощностей.
Перспектива развития системы сбора и транспорта нефти
ДНС-15
Результаты гидравлического расчета системы нефтесбора ДНС-15 Гремихинского месторождения в программном комплексе Pipesimна максимальные проектные объемы жидкости и нефти по участкам приведены в таблице 11.10.
Анализ показал, что пропускной способности существующих нефтесборных сетейдостаточно для транспортировки перспективных объемы жидкости.
При добыче максимальных объемов жидкости в 2022 году увеличение давления (ΔР) на устьях скважин ожидается на 1-4 атм. Максимальное увеличение давления ожидается на ГЗУ №14, которое возрастет с 7 атм до 11 атм.
Максимальный объем откачки жидкости с ДНС-15 на УПН "Гремиха" составляет 4884 м3/сут в 2022 году. При этом максимальное давление на выкиде насосных агрегатов не превысит 18 атм. Таким образом, пропускной способности напорного нефтепровода достаточно для транспортировки проектных объемов нефти.
Таблица 11.10– Результаты гидравлического расчета системы нефтесбора ДНС-15
| ГЗУ | Фактические показатели | Перспективные показатели (максимум в 2022г.) | |||||||
| Р, атм | Q нефти, м3/сут | Q жидк., м3/сут | Обв, % | Р, атм | Q нефти, м3/сут | Q жидк., м3/сут | Обв, % | ΔР, атм | |
| GZU 8 | 2,7 | 2,0 | |||||||
| GZU 32b | 3,5 | ||||||||
| GZU 32a | 12,6 | ||||||||
| GZU 28b | 1,5 | ||||||||
| GZU 28a | 13,7 | ||||||||
| GZU 25a | 18,2 | ||||||||
| GZU 25 | 7,1 | ||||||||
| GZU 24 | 11,6 | ||||||||
| GZU 20 | 4,6 | ||||||||
| GZU 19 | 14,7 | ||||||||
| GZU 18b | 6,1 | ||||||||
| GZU 15b | 1 224 | 33,9 | 1 460 | ||||||
| GZU 15a | 2,0 | 1,0 | |||||||
| GZU 14 | 35,4 | 1 173 | |||||||
| GZU 13 | 3,0 | ||||||||
| GZU 12 | 6,1 | ||||||||
| ИТОГО | 4 082 | 4 884 |
ДНС-27 с УПСВ
Результаты гидравлического расчета системы нефтесбора ДНС-27 с УПСВ Гремихинского месторождения в программном комплексе Pipesimна максимальные проектные объемы жидкости и нефти по участкам приведены в таблице 11.11.
Анализ показал, что пропускной способности существующих нефтесборных сетейдостаточно для транспортировки перспективных объемы жидкости.
При добыче максимальных объемов жидкости в 2022 году увеличение давления на устьях скважин ожидается на 1-7 атм. Максимальное увеличение давления ожидается на ГЗУ №26, которое возрастет с 8 атм. до 15 атм.
Максимальный объем откачки жидкости с ДНС-27 с УПСВ на УПН "Гремиха" составляет 1556 м3/сут в 2013 году. Давление на выкиде насосных агрегатов составляет 6 атм. В дальнейший период разработки объемы перекачиваемой нефти сокращаются, и, следовательно, снижаются гидравлические потери в напорном нефтепроводе ДНС-27 с УПСВ - УПН "Гремиха".
Таким образом, пропускной способности напорного нефтепровода достаточно для транспортировки проектных объемов нефти.
Таблица 11.11– Результаты гидравлического расчета системы нефтесбора ДНС-27 с УПСВ
| ГЗУ | Фактические показатели | Перспективные показатели (максимум в 2022г.) | |||||||
| Р, атм | Q нефти, м3/сут | Q жидк., м3/сут | Обв, % | Р, атм | Q нефти, м3/сут | Q жидк., м3/сут | Обв, % | ΔР, атм | |
| GZU 17 | 30,1 | 19,3 | |||||||
| GZU 21 | 15,1 | ||||||||
| GZU 22a | 13,9 | ||||||||
| GZU 23a | 21,7 | ||||||||
| GZU 23b | 26,5 | ||||||||
| GZU 26 | 1 657 | 37,9 | 1 985 | ||||||
| GZU 26a | 21,7 | ||||||||
| GZU 27 | 18,7 | ||||||||
| GZU 29 | 1 273 | 25,9 | 1 526 | ||||||
| GZU 30 | 1 324 | 38,6 | 1 586 | ||||||
| GZU 30a | 0,1 | ||||||||
| GZU 31 | 12,6 | ||||||||
| GZU 33a | 60,2 | 38,6 | |||||||
| GZU 33b | 7,8 | ||||||||
| GZU 34a | 37,3 | ||||||||
| GZU 34b | 3,6 | ||||||||
| GZU 35a | 15,1 | ||||||||
| GZU 35b | 53,6 | 1 125 | |||||||
| GZU 36a | 1 342 | 39,2 | 1 607 | ||||||
| GZU 36b | 23,4 | 835,3 | 14,5 | 1 001 | |||||
| GZU 36v | 43,4 | ||||||||
| GZU 37a | 31,3 | ||||||||
| GZU 37b | 0,1 | ||||||||
| GZU 38a | 3,6 | ||||||||
| GZU 38b | 1 215 | 25,9 | 1 456 | ||||||
| GZU 39a | 9,0 | ||||||||
| GZU 39b | 24,7 | ||||||||
| GZU 40 | 35,5 | 1 145 | |||||||
| GZU 41 | 9,6 |