Ильменевского месторождения

1

Ильменевского месторождения

Введение

Нефтепереработка – очень капиталоемкая отрасль, поэтому ошибки при проектировании объектов трудно исправляемы. Одной из важнейших проблем, которую приходится решать в настоящее время руководству многих нефтеперерабатывающих предприятий, является изношенность основных фондов.

Оборудование, которым оснащено большинство российских предприятий, продолжает стареть и морально, и

физически. Переоборудование предприятий, и внедрение новых передовых технологий пока возможно только за счет импортной техники или за счет разработки и внедрения оборудования, используя инженерный потенциал собственного инженерного состава.

Важно заметить, что наблюдается рост инвестиций в основной капитал во всех отраслях промышленности, в том числе в нефтеперерабатывающей и нефтехимической. Можно сделать вывод, что ведущие российские предприятия всячески стремятся укрепить свои основные фонды, упрочнить финансовое положение в будущем, путем модернизации производства и внедрения прогрессивных технологий. Но при внедрении новых технологий и модернизации производства, техническое руководство сталкивается с проблемой как выбора качественного и экономичного нового оборудования, так и достаточно эффективного ремонта действующего оборудования.

Если провести сравнительный анализ продукции известных российских производителей нефтеперерабатывающего оборудования, то о конкурентоспособности их продукции по сравнению с западными аналогами можно говорить только в части цены приобретения. Но в данный момент основными факторами в выборе оборудования является не только

Консорциум « Н е д р а »

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

Консорциум « Н е д р а »

2

цена, а обеспечение оптимальных и стабильных показателей надежности, экономичности, длительности ресурса, простоты в ремонте, удобств технического обслуживания, возможности получения необходимых качественных запасных частей.

В настоящее время все больше внимания требуют вопросы безопасности работающих людей и экологической безопасности производства. Поскольку отечественные производители нефтеперерабатывающего оборудования пока не в состоянии удовлетворить потребности наших предприятий, актуальным становится вопрос поддержания и повышения технического уровня оборудования.

Исходя из этого, для нормальной и перспективной работы данного предприятия, необходимо производить совершенствование технологического процесса за счет уже имеющегося, но бездействующего оборудования.

1. Технологическая часть

1.1. Анализ системы сбора продукции скважин.

Общая характеристика объекта

В настоящее время эксплуатацию Ильменевского месторождения осуществляет ЦДНГ № 5 (цех добычи нефти и газа) ОАО «Самаранефтегаз».

Ильменевское месторождение включает в себя собственно Ильменевское, Широкинское и Западно-Широкинское поднятия. Схема сбора продукции представлена на рисунке 1.1.

Разработка Ильменевского поднятия начата в 1979 году, Широкинского – в 1983 году. Западно-Широкинского – в 2012 году.

Консорциум « Н е д р а »

3

На Ильменёвском месторождении нефтеносными являются продуктивные пласты: каширского горизонта (пласт А0), верейского горизонта (пласт А2), башкирского яруса (пласт А4), тульского горизонта (пласт Б0), бобриковского горизонта (пласт Б2), турнейского яруса (пласт В1) – на Ильменевском поднятии; тиманского горизонта (пласт ДК),

пашийского горизонта (пласт ДI) – на Широкинском поднятии, ДI – на Западно-Широкинском поднятии.

Нефть пластов А4, Б2, В1 месторождения относятся к легкому типу с плотностью от 832 до 848 кг/м3, пластов А2, А0,

Дк, ДI – к среднему типу с плотностью от 853 до 855 кг/м3 и нефть пласта Б2 – к тяжелому типу с плотностью 921 кг/м3.

Нефть пласта Б0 – высоковязкая, (динамическая вязкость при 20ºC составляет от 228,27 мПа·с) нефти пластов А0, А4

–вязкие с вязкостью 22,15 мПа·с, нефть остальных пластов является маловязкой и изменяется от 8,28 мПа·с до 12,97

мПа·с, газовый фактор изменяется от 14 до 80,78м3/т.

По товарной характеристике нефти высокосернистые и сернистые (массовое содержание серы 1,22%-3,19%),

Консорциум « Н е д р а »

4

Рис.1.1

Консорциум « Н е д р а »

5

сероводорода. Содержание сероводорода в газе остальных пластов изменяется от 1,01 до 4,4% мольн. Содержание углекислого газа составляет 0-2,75% мольн; азота – 3,45-20,3% мольн; метана – 24,18-55,34% мольн; этана – 15,99-23,14;

пропана – 5,38-24,31% мольн. Относительная плотность газа по воздуху составляет 0,822-1,205.

По состоянию на 01.10.2014г. фонд добывающих скважин Ильменевского месторождения, дающих нефть составляет 16 единиц, в том числе на Ильменевском поднятии – 12 скважин, на Широкинском поднятии – 1 скважина, на Западно-Широкинском – 3 скважины.

На месторождении для сбора продукции скважин реализована напорная герметизированная система сбора нефти и

газа.

Продукция скважин Ильменевского месторождения под давлением, развиваемым глубинными штанговыми насосами (2 скважины) и электроцентробежными насосами (14 скважин) по выкидным трубопроводам диаметром 63114 мм, протяженностью 7,275 км поступает на три автоматизированные групповые замерные установки АГЗУ-2 на Ильменевском поднятии, на АГЗУ-1 на Широкинском поднятии и на АГЗУ -1 на Западно-Широкинском поднятии.

После замера на АГЗУ-1 Широкинского поднятия и АГЗУ-2 Ильменевского поднятия продукция скважин по нефтегазосборным трубопроводам диаметром 159-219 мм, протяженностью 6,42 км поступает на Широкинскую ДНС.

На ДНС предусмотрена первичная сепарация и сброс пластовой воды в систему поглощения и транспорт частично подготовленной продукции по напорному нефтепроводу диаметром 273 мм, протяженностью 7,05 км на Бариновскую УПСВ, откуда по существующей сети межпромысловых нефтепроводов перекачивается на Нефтегорский НСП, где происходит подготовка эмульсии до товарных кондиций по ГОСТ Р 51858-2002. После замера на АГЗУ-1 Западно-

Консорциум « Н е д р а »

6

Широкинского поднятия продукция скважин направляется по нефтегазосборному трубопроводу диаметром 159 мм,

протяженностью 6,7 км в сборный трубопровод т.вр. АГЗУ-7 Бариновское - УПСВ «Бариновская», и далее совместно с продукцией Бариновско-Лебяжинского поднятия БариновскоЛебяжинского месторождения по сети нефтегазосборных трубопроводов поступает на УПСВ «Бариновская». На УПСВ предусморено разгазирование, сброс пластовой воды в системы ППД и поглощения и дальнейший транспорт частично подготовленной нефти по напорному трубопроводу диаметром 325-426 мм, общей протяженностью 33,1 км на Нефтегорское НСП.

Попутный нефтяной газ Ильменевского месторождения, выделившийся в сепараторах Широкинской ДНС и Бариновской УПСВ под собственным давлением по существующей сети газопроводов транспортируется на Нефтегорский газоперерабатывающий завод (НГПЗ). В случае необходимости газ может сбрасываться на свечу.

Продукция скважин Ильменевского месторождения под устьевым давлением по выкидным трубопроводам диаметрами от 63мм, 76 мм, 89 мм до 114 мм поступает на соответствующие замерные установки, где осуществляется замер отдельной скважины по жидкости. Далее, после замерных установок, газожидкостная смесь направляется по нефтесборным трубопроводам диаметрами 159 мм и 219 мм на соответствующие установки предварительной подготовки нефти и газа (ДНС Широкинская», УПСВ «Бариновская»). Нефтепроводы относятся к III-IV категории.

Трубопроводы проложены на глубине не менее 1,0 м до верхней образующей трубы. Для очистки нефтепроводов от грязепарафиноотложений по трассе трубопроводов установлены паровпускные стояки.

Консорциум « Н е д р а »

7

Большая часть трубопроводов уже отработала свой установленный срок службы. Для случая ремонта трубопроводов в системе сбора предусмотрены нефтяные колодцы, в которые производится слив жидкости из поврежденного участка трубопровода.

Система контроля технологического процесса сбора и транспорта нефти Ильменевского месторождения обеспечивает:

-местный контроль и измерение текущего давления на устье скважин с помощью технических манометров;

-местный контроль и сигнализацию аварийных параметров нефтегазосборных коллекторов от АГЗУ до узла приема на ДНС и УПСВ с выводом на диспетчерский пульт;

-местный контроль качества продукции методом отбора проб через пробоотборные устройства на устье скважин с последующей обработкой их в лаборатории.

Количество замерных установок на Ильменевском месторождении составляет 3 шт. Перечень замерных установок с

указанием соответствующих им номеров нефтяных скважин представлен в таблице 1.

Консорциум « Н е д р а »

8

Консорциум « Н е д р а »

9

Технологический режим работы действующих нефтяных скважин Ильменевского месторождения представлен в

таблице 1.2.

Таблица 1.2

Технологический режим работы действующих нефтяных скважин Ильменевского месторождения на 01.10.2014г

Консорциум « Н е д р а »