Курсовая работа (т): Проект новой функциональной блок-схемы установки подготовки нефти

Дебиты скважин по газу замеряются на групповых замерных установках типа "СПУТНИК" АМ40-14-400П, поочередным переключением их на замерной блок установки.

Попутный газ, выделившийся на первой и второй ступенях сепарации, проходит дополнительную осушку в газосепараторах и используется в качестве топлива на УПН в печах нагрева нефти и воды и котлах промысловой котельной.

Учёт газа ведётся ежесуточно по счётчикам газа «АГАТ», смонтированным на газовых трубопроводах, на одном из которых фиксируется общий объём добычи газа, на другом - объём его потребления на собственные нужды.

При разработке месторождения с нефтью извлекаются и пластовые попутные воды. Пластовая вода, отделившаяся в отстойнике и электродегидраторе, поступает в отстойник с патронным фильтром ОПФ-3000, где происходит её подготовка до требуемых норм и далее через накопительные ёмкости закачивается в нагнетательные скважины по напорным водоводам через блочные водораспределительные гребёнки БГ. Защита от коррозии коммуникаций ППД осуществляется дозированием ингибитора коррозии KW-2068 фирмы «Бейкер Петролайт» блочной установкой БР-2,5. Контроль объёма и параметров закачиваемого агента ежедневно фиксируется водомерными счётчиками фирмы «WEC». На нагнетательных скважинах и на насосе установлены манометры, фиксирующие давление закачки. Фактически отбор проб закачиваемой воды производится ежедневно и отправляется в лабораторию промысла на содержание механических примесей и нефти. Заведены журналы учёта закачки, где фиксируются показания манометров, продолжительность и объём закачанной жидкости. Таким образом, контроль объёма закачки и отбор проб производится согласно Проекту.

Фактически с начала разработки месторождения по всему фонду проводятся нижеследующие гидродинамические исследования скважин и промыслово-геофизические исследования по контролю за разработкой:

с целью контроля за производительностью скважин - определение дебита по жидкости - не менее 6 раз в месяц, обводнённости продукции не менее 6-8 анализов в месяц по каждой скважине (по проекту: определение дебита по жидкости - 1 раз в неделю, определение обводнённости - 1 раз в неделю);

замеры динамических уровней - 3-5 раз в месяц с целью определения режима работы глубинных насосов по каждой скважине (по проекту: определение динамических уровней - 1 раз в квартал);

отбор и лабораторный анализ поверхностных проб флюида по каждой скважине - один раз в месяц;

замер устьевых давлений манометрами: трубного, затрубного и давления на выкидных линиях - ежедневно;

исследования методом установившихся отборов с целью снятия кривой восстановления давления и определения продуктивности скважин -16 исследований. Исследования проводились специализированным гидродинамическим отрядом ЦНИЛ АО "Эмбамунайгаз", специальным отрядом ГИС по контролю за разработкой, а с приобретением глубинного скважинного манометра "Микон -107" собственными силами персонала промысла;

с целью контроля пластового и забойного давления проводятся постоянные замеры статических и динамических уровней - динамических не менее 3-5 раз ежемесячно по всему фонду скважин, статических - при смене внутрискважинного оборудования, проведении каких - либо геолого-технических мероприятий;

по 15 скважинам проведены специальные исследования ГИС по контролю за разработкой с целью определения работающих интервалов (профиля притока), дебита отдельных прослоев, состава флюида по стволу скважины, выделения обводнившихся интервалов и заколонных перетоков.

Исследования проводятся как в статическом, так и динамическом режимах с записью методов: термометрии, барометрии, термодебитометрии, влагометрии, плотности, магнитного локатора муфт, ГК. По шести скважинам проведены исследования методом ИННК по определению текущей нефтенасыщенности и выделению обводнившихся интервалов.

Полученные данные проведённых гидродинамических и геофизических исследований в скважинах достаточно информативны и используются при разработке месторождения. В большинстве случаев по результатам исследований компанией проводятся различные геолого-технические мероприятия: определяется и /или уточняется оптимальный режим работы скважин, проводятся работы по изоляции обводнившихся интервалов путём установки пакеров и проведения селективных цементировок на углеводородной основе. Так, по данным ГИС по контролю за разработкой в скважинах №№65, 71, 72, 2-А проведены геолого-промысловые мероприятия

по снижению обводнённости с получением реальной эффективности по добыче нефти.

В процессе эксплуатации скважин происходит кольматация призабойных зон парафино-смолистыми отложениями и для восстановления и очистки призабойных зон проводились обработки их горячей нефтью и нестабильным бензином с ПАВ. По некоторым скважинам с целью интенсификации притоков привлекались научно-производственные фирмы, такие как Московская «Сервон», Тюменьская «Гелий», для проведения более сложных работ по обработке пластов многокомпонентными химическими растворами.

С целью интенсификации притоков нефти на промысле проводятся работы по ограничению притока пластовых вод. В результате прорыва пластовой воды по отдельным пропласткам или по пласту резко снижается приток нефти. Восстановления дебита скважин по нефти удаётся достичь путём отсечки пакерами обводнившихся пропластков или изоляции пластовых вод цементными растворами на углеводородной основе. Стабилизация добычи нефти поддерживается путём проведения различных геолого-технических мероприятий.

На месторождении ранее было пробурено 23 скважины - 12 поисковых (№№1, 2, 3, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 13, 23 и 24) и 11 разведочных (11, 12, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21 и 22). Их них 8 (№№ 1, 2, 7, 9, 11, 15, 16 и 21) скважин введены в консервацию как продуктивные, 15 скважин (№№ 3, 5, 6, 8, 10, 12, 13, 14, 17, 18, 19, 20, 22, 23 и 24) ликвидированы по геологическим причинам.

С сентября 1999 года по I квартал 2000 года в скважинах №№2-А, 15-А, 70, 71, 72, 75 наблюдается высокое обводнение (50 - 80%), что привело к образованию двух языка обводнения в юго-восточной части месторождения: один в районе скважины 15-А и другой в районе скважин 70, 71 и 75. В отчёте «Уточнение геологической модели меловых горизонтов месторождения и выбор участка опытно-промышленной разработки", выполненный институтом "Каспиймунайгаз" в мае 2000г. было предложено с целью увеличения продуктивности нефти и исключения возможного влияния языкового обводнения провести капремонт скважин с зарезкой наклонных стволов, которые обеспечили бы более благоприятные условия эксплуатации.

Работы по изоляции обводнившихся интервалов путём установки пакеров и проведения селективных цементировок на углеводородной основе позволили снизить и стабилизировать обводненность скважин №№ 15-А, 70, 71. Данные ГИС (по контролю за разработкой) в скважинах № 2-А, 65, 71 показали реальную эффективность уменьшения обводненности и увеличение добычи нефти. Многократные и длительные по времени работы по снижению обводненности в скважинах №№ 68, 72 и 75 проведенные, как самостоятельно, так и с привлечением специализированных научно - исследовательских фирм («Гелий» «КазПромГеофизика») не дали удовлетворительных результатов.

Таким образом, в юго-восточной части месторождения на 01.06.03г. выделяются отдельные скважины №№15А, 68, 72 с текущей обводнённостью выше 70%, в районе скважин №№2-А, 55, 56, 61, 62, 67, 74, 75 текущая обводнённость изменяется от 40 до 70% .

На состояние 01.06.03г. основной текущий отбор приходится на центральную часть южного крыла месторождения. В юго-восточной части с ростом обводнения в скважинах незначительный текущий отбор нефти.

Таблица 1.

Характеристика фонда скважин на 01.01.05

.3 Сбор и подготовка скважинной продукции

Концепция системы добычи продукции соответствует общим принципам обустройства:

охрана труда и окружающей среды;

обеспечение проектных дебитов скважин;

минимизация трудозатрат и создание максимально возможных комфортных условий работы обслуживающего персонала непосредственно на скважинах;

минимизация затрат на строительство и функционирование системы.

Рекомендации и расчеты по применению оборудования базируются на показателях разработки на период 20-25 лет, исходя из тех соображений, что за этот срок существующая техника амортизируется и будет заменена более прогрессивной.

При этом необходимо отметить, что на нефтяном месторождении Ата Мура имеются два объекта для разработки, находящиеся на разных стадиях:

В I объект входят все меловые продуктивные горизонты М-I, М-II, М-III, М-IV, М-V и М-VI, находящиеся на стадии пробной эксплуатации.

На втором объекте эксплуатируются юрские продуктивные горизонты распространенные на южном крыле структуры Ю-I, Ю-II и Ю-III и находящиеся на промышленной стадии разработки.

Учитывая различия физико-химического состава пластовых флюидов и глубин залегания продуктивных нефтенасыщенных пластов рекомендации по технике и технологии добычи нефти будут рассматриваться отдельно для меловых и юрских отложений.

.3.1 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин

Нефтепромысел Ата Мура обустроен в соответствии с проектом «Обустройство юрских горизонтов нефтяного месторождения Ата Мура», выполненным институтом КазНИПИнефть в 1995 году.

В соответствии с РД 39-0148311-605-86 «Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды» на месторождении применена лучевая герметизированная напорная система сбора продукции скважин.

Меловые отложения

В период испытания трёх действующих скважин мелового горизонта, одна скважина (№90-М) работала на ёмкость, смонтированную вблизи устья. По мере накопления продукции в ёмкости, периодически автоцистерной продукция вывозится на установку подготовки нефти (УПН), где совместно с нефтью юрского эксплуатационного объекта подготавливается до товарной кондиции.

Две другие скважины (№№16-М, 21-М) были включены в промысловую систему сбора и подготовки нефти юрских горизонтов.

В районе скважины №21-М оборудована бетонная площадка, на которой смонтированы сборная ёмкость объёмом 28 м3, замерная ёмкость объёмом 5 м3, насос НБ-32, батарея задвижек замерного блока. Скважины №№16-М, 21-М выкидными линиями соединены с площадкой и через батарею задвижек могут быть переключены на замерную ёмкость, на сборную ёмкость или непосредственно в нефтесборный коллектор, соединяющий площадку с групповой замерной установкой №1 (ГЗУ №1). Наружный диаметр и толщина стенки нефтепроводных труб выкидной линии равен 89х5 мм с протяженностью 450м (скважина №16-М) и 50 м (скважина №21-М), заложенных на глубину 1 метр. Наружный диаметр и толщина стенки нефтепроводных труб нефтесборного коллектора равен 89х3,5 мм протяженностью 820 м, заложенных на 1 метр глубины.

Насос НБ-32 обвязан трубопроводами с замерной и сборной (аварийной) ёмкостями и нефтесборным коллектором и выполняет функции откачки жидкости из замерной и сборной (аварийной) ёмкостей на ГЗУ и налива её в автоцистерны непосредственно на площадке.

В ГЗУ №1 продукция скважин меловых горизонтов, смешавшись с продукцией юрского эксплуатационного объекта, направляется по общему нефтесборному коллектору на площадку установки подготовки нефти.

В процессе работ по испытанию скважин определился недостаток принятой схемы, связанный с возникновением в системе больших давлений в зимний период, из-за высокой вязкости эмульсии и значительной длины выкидной линии скважины №16-М и нефтесборного коллектора от площадки до ГЗУ. При откачке нефтяной эмульсии насосом создавались повышенные давления на ГЗУ (по-видимому, создавались пробки из вязкой нефти ) и соответственно повышались давления на устье юрских скважин, работающих на данную ГЗУ. А при работе скважин непосредственно в систему сбора создавались высокие давления на устьях скважин. В зимний период нефтяная эмульсия постоянно вывозилась на УПН автоцистернами.

Технология внутрипромыслового сбора и транспорта нефти, газа и воды действующей системы следующая: поток газожидкостной смеси от устья скважин по выкидным линиям из труб 89х3,5мм, заложенных на глубину 1 м под давлением 1,0 МПа поступает на две АГЗУ типа «Спутник АМ40-14-400П». На ГЗУ проводятся замеры дебита скважин по жидкости и газу, с поочерёдными переключениями их на замерной блок установки.

От ГЗУ по сточным линиям из нефтепроводных труб 159х4,5мм продукция скважин поступает на площадку УПН для её сепарации от газа и подготовки до нормативных требований с целью дальнейшей транспортировки нефти в систему магистральных нефтепроводов, а воды в систему ППД.

.3.2 Подготовка нефти

Подготовка нефти осуществляется термохимическим методом на установке подготовки нефти (УПН). Продукция скважин от ГЗУ «Спутник АМ40-14-400П», на которых производится дозирование деэмульгатора «RP-6319» фирмы «Бейкер- Петролайт» блочными установками БР-10 (БР-2,5), поступает на нефтегазосепаратор первой ступени НГС1-1,6-1600-1-ГП, где происходит отделение жидкости от газа.

Жидкость (нефть, вода) под давлением сепарации направляется на печи подогрева ПТ-16/150, где нагревается до температуры 80-90 °С, после чего поступает в отстойник ОГ - 200П, в котором в динамическом режиме происходит отделение нефти от воды.

Обезвоженная нефть направляется в электродегидратор ЭГ-160/10, где также в динамическом режиме происходит её более глубокое обессоливание за счёт электрополя и подачи на вход аппарата нагретой на печах ППТ-0,2 пресной воды. После электродегидратора и второй ступени сепарации на нефтегазосепараторе НГС2-0,6-1600 нефть поступает в технологический резервуар РВС-1000 где, проходя через распределитель потока и слоя пресной воды, окончательно обессоливается до содержания хлористых солей менее 100 мг/л. Затем нефть накапливается поочерёдно в 2-х товарных резервуарах РВС-1000 и РВС-3000 и насосами внешней перекачки НБ-125 по нефтепроводу диаметром 219 мм и длиной 41 км откачивается на пункт приёма-сдачи НПС-3, принадлежащий «КазТрансОйл». Вся нефть подготавливается и сдается по первой группе качества.