Киньзякского месторождения
.pdf1
Киньзякского месторождения
ВВЕДЕНИЕ
Система сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях – это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки её до пунктов подготовки нефти, газа и воды.
Каждое месторождение имеет свои особенности, связанными с природно-климатическими условиями, размещением скважин, способами, объемами добычи и физико-химическими свойствами нефти, газа и воды. Поэтому на каждом месторождении применяют такую систему сбора продукции скважин, которая наиболее приемлема для данного месторождения.
Любая система сбора нефти, газа и воды должна обеспечивать возможность осуществления следующих операций:
•Измерение количества продукции, получаемой из каждой скважины (дебита скважины);
•Максимальное использование пластовой энергии или давления, создаваемого скважинными насосами, для транспортирования продукции скважин до пунктов её подготовки;
•Сепарацию нефти и газа и подачу газа на пункты её подготовки или потребителям;
•Отделение от продукции скважин от свободной воды;
•Раздельный сбор продукции скважин, существенно отличающиеся по обводненности, физико-химическим параметрам, давлению и иным признакам, если смещение разносортной продукции нецелесообразно по технико-
экономическим соображениям;
•Подогрев продукции скважин при невозможности её сбора и транспортирования при обычных температурах
(например, при добыче высокопарафинистой нефти).
Консорциум « Н е д р а »
Консорциум « Н е д р а »
2
Для получения товарной нефти и нефтяного газа, а также пластовой воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт, применяют специальные технологические установки.
Технологические установки подготовки нефти, газа и воды – это комплекс блочного автоматизированного оборудования и аппаратов, в которых последовательно и непрерывно происходят процессы обезвоживания и обессоливания нефти, осушка (от водяных паров) и очистка (от сероводорода H2S и двуокиси углерода СО2) нефтяного газа, а также очистка пластовой воды от капелек нефти, механических примесей, железа сероводорода, углекислого газа и кислорода.
Обезвоживание и обессоливание добытой на поверхность нефти проводят для:
•Уменьшения транспортных расходов;
•Предотвращения образования стойких эмульсий;
•Снижения коррозионного разрушения промыслового, магистрального и заводского оборудования.
•Осушку и очистку нефтяного газа проводят для:
•Предотвращения гидратообразования в газопроводах;
•Снижения коррозионного разрушения газопроводов и оборудования, установленного на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ).
Очистку и ингибирование пластовой (сточной) воды проводят для:
•Сохранения «чистоты» призабойной зоны или, иными словами, сохранения приемистости нагнетательных скважин;
Предотвращения образования коррозионных разрушений в напорных трубопроводах и в эксплуатационных
колоннах нагнетательных скважин.
Консорциум « Н е д р а »
3
Глава 1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Анализ системы сбора продукции скважин
Киньзякское нефтяное месторождение открыто в 1985 году. Промышленная нефтеносность установлена в пластах Б2 и В1.
По состоянию на 01.01.2015 г. в эксплуатационном добывающем фонде месторождения числятся 10 скважин, из них 9 действующих и одна бездействующая. Действующие добывающие скважины разделились по способам эксплуатации следующим образом: шесть скважин эксплуатируются ЭЦН и три ШГН.
Схема системы сбора представлена на рисунке 1.1.
Технологический режим работы скважин приведен в таблице 1.1.
Таблица 1.1
Технологический режим работы скважин Киньзякского месторождения
№ скв. |
Объект |
Состоя-ние |
Дебит жидкости |
Дебит нефти |
f, % |
Н д, м |
Типоразмер насоса |
|
м3/сут |
т/сут |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5 |
Б2 |
раб. |
100 |
13.7 |
83.6 |
1868 |
ЭЦН5- 60-2600 |
|
6 |
Б2 |
раб. |
51 |
21.4 |
49.9 |
1649 |
ЭЦН5- 50-2400 |
|
72 |
Б2 |
в б/д |
122 |
4.0 |
96.1 |
1795 |
ЭЦН5-125-2400 |
|
74 |
B1 |
накоп. |
0.1 |
0.0 |
90 |
910 |
НВ2Б-32 |
|
77 |
Б2 |
накоп. |
0.1 |
0.0 |
82 |
735 |
НСН2-57 |
|
82 |
Б2 |
накоп. |
0.5 |
0.4 |
0.1 |
700 |
НН2Б-44 |
|
83 |
Б2 |
раб. |
16 |
1.8 |
86.6 |
2435 |
ЭЦН5- 30-2450 |
|
84 |
Б2 |
накоп. |
10 |
8.3 |
0.8 |
2427 |
ЭЦН5- 45-2450 |
|
85 |
B1+Б2 |
раб. |
38 |
29.4 |
7.8 |
1440 |
ЭЦН5-45-2650 |
|
86 |
Б2 |
раб. |
43 |
9.6 |
73.3 |
1380 |
ЭЦН5- 45-2400 |
Консорциум « Н е д р а »
4
В настоящее время на Киньзякском месторождении продукция добывающих скважин под устьевым давлением по выкидным трубопроводам поступает на АГЗУ, где происходит замер продукции, и далее направляется на ДНС-УПСВ
«Богатыревская». Частично разгазированная нефть с УПСВ транспортируется насосами на Грековскую УПСВ и далее на Нефтегорский НСП для дальнейшей подготовки и сдачи потребителю.
Попутно добываемый газ по газопроводу поступает на Нефтегорский ГПЗ.
Сведения о состоянии внутрипромысловых трубопроводов и трубопроводов внешнего транспорта приведены в таблице 1.2.
Схема системы сбора продукции скважин
Рис.1.1
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
|
|
|
5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.2 |
|
|
|
Сведения о состоянии трубопроводов системы сбора |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Параметры трубопровода |
|
|
|
|
||
Наименование трубопровода (участка) |
D, мм |
|
Нст, мм |
L, км |
Год ввода |
Состо-яние |
Марка стали |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
скв.1 -> АГЗУ-1 |
114 |
|
4 |
0.4 |
1993 |
деств. |
Ст.20 |
|
скв.5 -> АГЗУ-1 |
114 |
|
4 |
2.1 |
1998 |
деств. |
Ст.20 |
|
скв.6 -> АГЗУ-1 |
114 |
|
4 |
2.3 |
1996 |
деств. |
Ст.20 |
|
скв.71 -> АГЗУ-1 |
114 |
|
4 |
1 |
1996 |
деств. |
Ст.20 |
|
скв.72 -> АГЗУ-1 |
114 |
|
4.5 |
1.2 |
1996 |
б/д |
Ст.20 |
|
скв.73 -> АГЗУ-1 |
114 |
|
4.5 |
1.4 |
1998 |
деств. |
Ст.20 |
|
скв.74 -> АГЗУ-1 |
114 |
|
4.5 |
1.4 |
1991 |
деств. |
Ст.20 |
|
скв.75 -> АГЗУ-1 |
114 |
|
4.5 |
1.2 |
1989 |
деств. |
Ст.20 |
|
скв.76 -> АГЗУ-1 |
114 |
|
4.5 |
0.5 |
1998 |
деств. |
Ст.20 |
|
скв.77 -> АГЗУ-1 |
114 |
|
4.5 |
1.4 |
1991 |
деств. |
Ст.20 |
|
скв.81 -> АГЗУ-1 |
114 |
|
4.5 |
1.6 |
1991 |
деств. |
Ст.20 |
|
скв.83 -> АГЗУ-1 |
114 |
|
4.5 |
1.7 |
1991 |
деств. |
Ст.20 |
|
скв.84 -> АГЗУ-1 |
114 |
|
4.5 |
0.8 |
1982 |
деств. |
Ст.20 |
|
скв.85 -> АГЗУ-1 |
114 |
|
4.5 |
0.8 |
1996 |
деств. |
Ст.20 |
|
скв.86 -> АГЗУ-1 |
114 |
|
4.5 |
0.9 |
1996 |
деств. |
Ст.20 |
|
скв.82 |
-> АГЗУ-1 |
114 |
|
5 |
0.5 |
1982 |
деств. |
Ст.20 |
скв.5 |
-> АГЗУ-1 |
89 |
|
5 |
0.7 |
1996 |
деств. |
Ст.20 |
АГЗУ-1 -> ДНС-Богатыревская |
168 |
|
7 |
3.7 |
1986 |
деств. |
Ст.20 |
|
Система внутрипромысловых трубопроводов Киньзякского месторождения состоит из:
-выкидных трубопроводов от добывающих скважин до АГЗУ;
-нефтесборного трубопровода для транспорта продукции скважин от АГЗУ до пункта предварительной подготовки нефти и газа – ДНС – УПСВ «Богатыревская».
Консорциум « Н е д р а »
6
Система построена с переменными диаметрами труб по участкам в зависимости от количества собираемой продукции. Трубопроводы проложены из стальных бесшовных и электросварных труб, изготовленных из спокойных,
полуспокойных углеродистых низколегированных сталей (марка Ст. 20).
На состояние построенных выкидных линий и нефтегазосборных трубопроводов влияют сроки службы с момента их ввода в эксплуатацию. Длительная эксплуатация неизбежно приводит к сильному коррозионному износу, происходит постоянное уменьшение толщины стенок труб, старение изоляции, снижение прочностных характеристик трубной стали, проявляется усталостное разрушение труб.
Трубопроводы построены в 1982-1998 гг. и отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94). Зафиксировано 6 отказов трубопроводов. Причина отказов во всех случаях – внутренняя коррозия.
Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Киньзякского месторождения требует контроля, диагностического обследования технического состояния трубопроводов, а также рекомендуется проведение ежегодного планового капитального ремонта и замены отбракованных и непригодных к дальнейшей эксплуатации участков трубопроводов.
Диагностические обследования промысловых трубопроводов с использованием ультразвуковых, радиографических и акустических методов следует производить в соответствии с требованиями п.7.5.3 «Правил по эксплуатации, ревизии,
ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов» (РД 39-132-94).
Консорциум « Н е д р а »
Консорциум « Н е д р а »
7
Диагностику с применением внутритрубных снарядов следует выполнять по специальной инструкции сервисных предприятий. При замене к применению рекомендуются трубы диаметром 114 мм из стали 20А. Эти трубы характеризуются повышенной хладостойкости и коррозийной стойкости
Свойства пластовой продукции представлены в таблицах 1.3-1.5.
Таблица 1.3
Свойства пластовой нефти
|
|
Численные значения |
|
Наименование параметра |
|
диапазон |
принятые |
|
|
значений |
значение |
|
|
|
|
Пластовое давление, МПа |
|
22,0 |
22,0 |
Пластовая температура, 0С |
|
50 |
50 |
Давление насыщения газом, МПа |
3,63 |
3,63 |
|
Газосодержание, м3/т |
|
27,1 |
27,1 |
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в |
|
|
|
рабочих условиях, м3/т |
|
|
|
Р1 = 0,20 МПа |
Т1 = 18 0С |
|
|
Р2 = 0,20 МПа |
Т2 = 23 0С |
|
|
Р3 = 0,10 МПа |
Т3 = 20 0С |
|
|
Плотность в условиях пласта, кг/м3 |
810,0 |
810,0 |
|
Вязкость в условиях пласта, мПа×с |
3,41 |
3,41 |
|
Коэффициент объёмной упругости, 1/МПа |
8,06 |
8,06 |
|
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 0С: |
|
|
|
–при однократном (стандартном) разгазировании |
|
1,629 |
|
–при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании |
|
1,433 |
|
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20 0С: |
|
|
|
–при однократном (стандартном) разгазировании |
|
842 |
|
Консорциум « Н е д р а »
8
Таблица 1.4
Физико-химическая характеристика дегазированной нефти
|
Количество |
диапазон |
среднее |
||
Наименование параметра |
исследованных |
||||
изменения |
значение |
||||
|
скв. |
проб |
|||
|
|
|
|||
Плотность после дифференциального |
1 |
1 |
857 |
|
|
разгазирования при 20 0С, кг/м3 |
|
||||
|
|
|
|
||
Вязкость динамическая по |
|
|
|
|
|
поверхностным пробам, мПа×с: |
|
|
|
|
|
при 20 0С |
1 |
1 |
10,21 |
10,21 |
|
при 50 0С |
|
|
|
|
|
* Молярная масса, г/моль |
|
|
|
|
|
Температура застывания, 0С |
1 |
1 |
-16 |
-16 |
|
Массовое содержание, % |
|
|
|
|
|
серы |
1 |
1 |
1,70 |
1,70 |
|
смол силикагелевых |
1 |
1 |
4,51 |
4,51 |
|
|
|
|
|
|
|
асфальтенов |
1 |
1 |
1,70 |
1,70 |
|
|
|
|
|
|
|
парафинов |
1 |
1 |
5,61 |
5,61 |
|
воды |
1 |
1 |
- |
- |
|
механических примесей |
|
|
|
|
|
Содержание микрокомпонентов, г/т |
|
|
|
|
|
ванадий |
|
|
|
|
|
никель |
|
|
|
|
|
Температура плавления парафина, 0С |
1 |
1 |
61 |
61 |
|
Температура начала кипения, 0С |
1 |
1 |
62 |
62 |
|
Фракционный состав (объёмное |
|
|
|
|
|
содержание выкипающих), % |
|
|
|
|
|
до 100 0С |
1 |
1 |
4 |
4 |
|
до 150 0С |
1 |
1 |
16 |
16 |
|
до 200 0С |
1 |
1 |
28 |
28 |
|
до 250 0С |
1 |
1 |
42 |
42 |
|
Консорциум « Н е д р а »