Крюковского месторождения

122

Рассмотрены исходные физико-химические свойства нефти, газа и воды, физико-химические свойства товарной продукции подготовленной к транспорту. Выявлены факторы осложняющие процесс подготовки нефти.

Проанализирована система сбора продукции скважин. Система сбора и транспортировки продукции Крюковского месторождения является однотрубной, герметизированной, напорной.

Продукция добывающих скважин по выкидным трубопроводам поступает на площадки групповых замерных установок. От АГЗУ-1 водогазонефтяная жидкость по нефтегазосборному трубопроводу диаметром 114 мм протяженностью 0,98 км подается на площадку пункта налива нефти (ПНН) Крюковского месторождения. От АГЗУ-2

водогазонефтяная жидкость также поступает на ПНН по нефтегазосборному трубопроводу диаметром 219 мм и протяженностью 1,65 км 11].

На ПНН Крюковского месторождения осуществляется полное разгазирование поступающей жидкости в две ступени и налив разгазированной нефти в автоцистерны.

На Константиновской УППН осуществляется сброс пластовой воды до остаточного водосодержания 1-3%.

С УППН нефть автоцистернами транспортируется на ППН «Просвет» для подготовки до товарного качества, замера нефти на коммерческом узле учета и сдачи в АК «Транснефть».

В настоящее время известен точный дебит каждый скважины по нефти, газу и воде. Это большой плюс. Прокладка дополнительных выкидных линии не требуется.

Степень правдоподобности получаемой информации. АГЗУ на месторождении работают в нормальном режиме т.к.:

обводненность не превышает 98%, максимальное содержание парафина не превышает 7%, содержание сернистых

Консорциум « Н е д р а »

123

соединений не более 3 %. Свойства добываемой продукции входят в допустимые пределы измерений. Замена АГЗУ не

требуется.

Выводы по ПНН Крюковский:

1.На ПНН осуществляется только сепарация продукции скважин, отделение воды не происходит.

2.Необходимо провести реконструкцию ПНН в УПСВ, чтобы отделять воды прямо на месторождении. Это снизит загрузку УПСВ Константиновская.

3.Отделенную воду нужно использовать в системе ППД.

4.Необходимо отказаться от транспортировки продукции автомобильным транспортом, нужно построит трубопровод до УПСВ Константиновкая.

5.Газ сжигается на факеле, что является недопустимым, необходимо построить газопровод до УПСВ Константиновская.

Выводы по УПСВ Константиновская

1.Готовой продукцией является нефть с остаточной обводненностью, до 5%. Далее нефть автоцистернами вывозится на УПН г. Нефтегорска.

2.Очищенная пластовая вода для закачки в систему ППД.

3.Газ сепарации используется на технологические нужды и ГТЭС (газотурбинную электростанцию) для выработки электроэнергии.

Выводы по УПН:

1. На УПН производится нефть 1 группы качетства по ГОСТ 51858-2002.

Консорциум « Н е д р а »

124

2. Газ используется на собственные нужды в путевом подогревателе.

Отсепарированный на площадке Крюковского ПНН попутный нефтяной газ частично используется на собственные производственно-технологические нужды в качестве топлива для путевых подогревателей ПП-0,63 и поддержания работы дежурных горелок, остатки газа сжигаются на факеле.

Коэффициент использования попутного нефтяного газа Крюковского месторождения за 2018 г. составил 5%.

На перспективный период развития месторождения попутный нефтяной газ также будет использоваться в качестве топлива для подогревателей нефти на Крюковской УПСВ, излишки газа будут транспортироваться насосами МНС в составе водогазонефтяной смеси на Константиновскую УППН.

Реализация указанных мероприятий позволит исключить сжигание нефтяного газа на факеле, при этом коэффициент использования составит не менее 95%, начиная с 2024 года.

Расчет сепаратора показал, что время пребывания жидкой фазы в сепараторе τ=50,0 мин, Wфак=0,026 м/с < Wдоп=0,42 м/с, условия эксплуатации сепаратора обеспечивают получение газовой и жидкой фаз необходимого качества.

Расчет отстойника показал, что отстойник недогружен, поэтому, на УПСВ необходимость разместить еще один отстойник отсутствует.

Составлен материальный баланс установки.

Проведенный механический расчет показал, что фактические максимальные напряжения меньше допустимых,

условие прочности выполняется.

Приведены требования охраны труда и экологической безопасности на рассмотренных установках и аппаратах.

Консорциум « Н е д р а »

125

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Методические указания по построению постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. (Часть 1. Геологические модели). ОАО «ВНИИОЭНГ». Москва, 2002 г.

Методические указания по построению постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. (Часть 2. Фильтрационные модели). ОАО «ВНИИОЭНГ», Москва, 2002 г.

«Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов», Москва, Экономика, 2000

г.

«Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и газонефтяных месторождений» (РД 153-39.0-109-01), Москва, 2002 г.

Правила охраны недр (ПБ 07-601-03).

Шаров В.Н., Гусев В.И. Оператор по химической обработке скважин.- М.: Недра, 1983.-141с.

Капырин Ю.В., Храпова Е.И., Кашицин А.В. Использование комплексной технологии вторичного вскрытия пласта для повышения дебита скважин // Нефтяное хозяйство, 2001, №6, С.58-60.

Баранов Ю.В., Зиятдинов И.Х., Гоголашвили Т.Л. и др. Опыт и результаты применения композиции СНПХ-9030

для интенсификации добычи нефти из низкопродуктивных пластов месторождений Западной Сибири // Интервал, 2003, №1, С.45-46.

Артемьев В.Н., Госсман В.Р., Потапов А.М. и др. Восстановление продуктивности добывающих скважин воздействием на призабойную зону нефтяными растворителями // Нефтяное хозяйство, 1994, №2, С.56-60.

Консорциум « Н е д р а »

126

Ингибиторы парафиноотложения моющего (детергентного) действия «ФЛЭК-ИП-…» ТУ 2458-013-24084384-

2004/ НК «Лукойл», ООО «ФЛЭК», Пермь 2004.

Собанова О.Б., Фридман Г.Б., Федорова И.Л. и др. Углеводородные композиции ПАВ для повышения нефтеизвлечения // Интервал, 2004, №1, С.26-29.

Технологический регламент по увеличению приемистости нагнетательных скважин

Отчет. Подсчет запасов нефти, растворенного газа и сопутствующих компонентов

Отчет. Технологическая схема разработки Аронов В.И., 1990, Методы построения геолого-геофизических карт и геометризация залежей нефти и газа на

ЭВМ; М., Недра.

«Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах» Москва, 2001 г.

vgenergy.ru Поиск исследователей в области нефти и газа.

Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объемным методом. Под редакцией В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. – Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003 г.

РД 153-39.0-109-01 «Комплексирование и этапноность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений». Москва 2002 г.

Методика расчета забойного давления скважин», Отдел нефтяного инжиниринга КНТЦ НК «Роснефть», 2005, 26 стр.

Консорциум « Н е д р а »

127

Р. Эрлагер мл. Гидродинамические методы исследования скважин. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. -512 стр.

«Проект Стандарта Компании ОАО «НК Роснефть» по исследованиям пластов и скважин».

ОСТ 153-39.2-048-2003. Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей. Объем исследований и форма представления результатов. Введен с 01.07.2003.

Инструкция по определению газовых факторов и количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр. РД-39-0147035-225-88.

Классификация запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. ГКЗ СССР, 1983 г.

ГОСТ 2517-85. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб. Введен с 01.01.92.

Закон РФ № 2395-1 «О недрах» от 21.02.1992 г. (редакция от 13.07.2015 г.). – Москва, 1992-2015 гг.; «Методические рекомендации по подготовке технических проектов разработки месторождений

углеводородного сырья», утв. Минприроды России от 18.05.2016 г. № 12-р.

«Регламент по технологии бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин» АО «Самаранефтегаз». Самара, 1999г.

"Правила охраны недр" ПБ 07-601-03 (с изменениями от 30 июня 2009 г). Москва, 2003г.

«Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденные приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12.03.2013 № 101(с изменениями и дополнениями от 12 января 2015 г). Москва, 2013-2015 гг.;

«Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин», - Москва., 1997 г.

Консорциум « Н е д р а »