Существующее положение в системе сбора и подготовки нефти на месторождении Северные Бузачи

В настоящее время на месторождении Северные Бузачи в действующем фонде находятся 124 нефтяные скважины, эксплуатирующиеся механизированным способом. Подключение скважин к действующим замерным установкам (ГЗУ) осуществляется по территориальному принципу.

Технология системы внутрипромыслового сбора и транспорта нефти и газа подробно описана в ТЭО за 2003-2004 гг., в предпроектном ТЭО за 2006 г. и представляет собой следующее: газожидкостная смесь от скважин по индивидуальным выкидным линиям поступает на эксплуатационный манифольд ГЗУ, где объединяется с продукцией других скважин и общим потоком поступает на первую ступень сепарации в сепаратор-подогреватель. Выделившийся в сепараторе-подогревателе попутный газ направляется последовательно в вертикальный газовый сепаратор, горизонтальный газовый сепаратор, газовый расширитель и сжигается на факеле высокого давления. Часть газа подается в подогреватель в качестве топлива. Выделившийся в горизонтальном сепараторе и газовом расширителе конденсат поступает в емкость для сбора конденсата. Для нагрева нефти на различных ГЗУ установлены печи различного типа импортного производства.

Частично дегазированная нефть после сепарации на каждой ГЗУ направляется через накопительные емкости общим потоком по системе нефтесборных коллекторов на ЦППН, где производится дальнейшая подготовка нефти с доведением ее до товарной кондиции.

В настоящее время в системе сбора обустроены 5 замерных установок ГЗУ- 2, 3, 5, 9, 10. Наряду с ГЗУ для охвата удаленных скважин в системе обустроены промежуточные манифольдные станции, продукция от которых общим потоком поступает на близлежащие ГЗУ.

Для расширения производства для новых проектных скважин, вводимых из бурения в эксплуатацию, планируется дальнейшее обустройство ГЗУ. Ввод в эксплуатацию новых ГЗУ намечен параллельно с бурением новых скважин. Концептуальные проектные решения по развитию промысла месторождения были разработаны Китайским институтом и подробно изложены в ТЭО по утилизации попутного газа за 2003-2004 гг.

В соответствии с принятыми решениями за период с 2003 г. ГЗУ-6 размещена недалеко от ЦППН и первая ступень сепарации на ней не предусмотрена: нефтегазовая промысловая смесь от подключенных к ней скважин объединяется в эксплуатационном манифольде и общим потоком направляется напрямую на ЦППН, где для данного потока предусмотрен сепаратор.

Поток выделившегося газа в сепараторе первой ступени для промыслового потока ГЗУ-6 полностью будет использован в печах подогрева нефти. Выделившиеся в резервуарах газы низкого давления направляются в факельную систему низкого давления.

В соответствии с реализоваными технологическими решениями технология системы подготовки следующая: добываемая жидкость после первой ступени сепарации и нагрева на существующих ГЗУ со сложившейся температурой поступает на существующий блок входных манифольдов ЦППН. После нагрева с существующих входных печей поток направляется в существующий сепаратор, где происходит его разделение на нефть и попутнодобываемую воду.

Технология системы подготовки предусматривает проведение подготовки нефти термохимическим методом при высоких температурах (до 105^оС) в сочетании с применением технологического процесса глубокого обезвоживания и обессоливания в электродегидраторах. Данная технология является традиционной для высоковязких нефтей, содержащих природные эмульгаторы, и требует использования нескольких ступеней подогрева нефти, подачу горячей пресной воды для повышения эффективности процесса обессоливания, подготовку сточной воды от нефтепродуктов и механических примесей для дальнейшей ее утилизации в системе поддержания пластового давления. Эффективность данной технологии подтверждена на других месторождениях РК, нефти которых имеют сходные физико-химические свойства.

Расчет и подбор оборудования в рамках проекта обустройства ЦППН выполняется с учетом максимальных объемов добычи нефти согласно профиля утвержденного варианта разработки. Учитывая план бурения добывающих скважин и дальнейший рост добычи нефти согласно утвержденным технологическим показателям разработки, в период 2007-2008 гг. необходима реализация мероприятий по расширению ЦППН.

3.1.3 Расход газа на собственные нужды с учетом плана развития месторождения

Учитывая специфические особенности системы сбора и подготовки высоковязкой нефти м. Северные Бузачи необходимо выделить основные направления использования газа на собственные нужды – печи нагрева различного назначения:

- печи нагрева нефти в системе сбора на ГЗУ;

- печи нагрева нефти в системе подготовки (существующие, на входе

ЦППН);

- печи нагрева нефти с доведением температуры до 105^оС;

- печи нагрева пресной воды для обессоливания нефти в

электродегидраторах;

- нагрев нефти при замере.

При оценке объема потребления газа на собственные нужды приняты предоставленные Заказчиком технические характеристики фактически установленных печей.