Котовского месторождения

27

Устойчивость большинства нефтяных эмульсий со временем возрастает за счет увеличения слоя эмульгатора на глобулах воды и, как следствие, повышения его механической прочности.

Появление и рост содержания воды в скважинной продукции – обязательный процесс, сопровождающий эксплуатацию добывающих скважин и нефтепромысловых систем. В связи с этим возникает необходимость бороться со всеми негативными последствиями этого процесса и связанными с этим ростом удельными энергозатратами на транспортировку жидкости по системам нефтепромыслового сбора. Для чего обязательным является обоснованный выбор технологического режима внутритрубной деэмульсации нефти, обеспечивающего укрупнение капель и расслоение эмульсии.[3]

Все перечисленные осложнения при эксплуатации системы промыслового сбора скважинной продукции связаны с увеличением удельного расхода электроэнергии, величина которого в общем случае зависит от ряда факторов:

-природных:

-температура окружающей среды;

-свойства транспортируемой нефтесодержащей жидкости (обводненность жидкости, свойства нефти и воды) и их способность образовывать эмульсии;

-технологических:

-режим транспортировки жидкости по трубопроводу;

-наличие участков перемешивания жидкостей;

-наличие местных сопротивлений;

-параметры оборудования, используемого в системе сбора нефтяных месторождений (КПД, потребляемая мощность, коэффициент использования оборудования, коэффициент использования нефтепровода);

Консорциум « Н е д р а »

28

- применение методов борьбы с негативными свойствами эмульсии и ее разрушением.

Таким образом, выявление степени влияния указанных факторов и принятие мер по снижению их негативного воздействия в системах промыслового сбора скважинной продукции может позволить сократить удельные расходы энергии на промысловую транспортировку нефтесодержащей жидкости и, как следствие, снизить себестоимость добычи нефти.[4]

В существующем технологическом процессе к поступающему сырью и к готовой продукции не предъявляют жёстких требований, это видно из табл. 3.1 - 3.4.

Для улучшения транспорта водонефтяных эмульсий в системе нефтедобычи и нефтеподготовки применяют Реагент-деэмульгатор ДИН-12.

Реагент-деэмульгатор ДИН-12 должен соответствовать ТУ 2226-001-34743072 с изм.№№1-5. Выпускается ЗАО «ПРОТОН», РФ, Республика Татарстан, Заинский район, с/с Старомавринский, Мавринская производственная база.

Состав и физико-химические свойства реагента-деэмульгатора ДИН-12 приведены в табл. 3.6.

Консорциум « Н е д р а »

29

Таблица 3.6

Физико-химические свойства реагента-деэмульгатора ДИН-12

Консорциум « Н е д р а »

30

С целью предотвращения коррозии в системе нефтедобычи и нефтеподготовки в настоящее время применяют ингибитор коррозии SCIMOLR марки WS-2651.

Ингибитор коррозии SCIMOLR марки WS-2651 должен соответствовать ТУ 2458-002-94296805-2008 с изм.№№1-3.

Выпускается ООО «МИРРИКО», РФ, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Восстания, 100. Состав и физико-химические свойства ингибитора коррозии SCIMOLR приведены в табл. 3.7.

Таблица 3.7

Физико-химические свойства ингибитора коррозии SCIMOLR

В результате смешения химически несовместимых попутно-добываемых вод происходят солевые отложения с

преобладанием гипса, кальцита, ангидрита, сульфида железа.[4]

Консорциум « Н е д р а »

31

В настоящее время одним из наиболее эффективных способов борьбы с солеотложениями и получившим наиболее широкое распространение является применение химических реагентов – ингибиторов.

Выводы по физико-химическим свойствам пластовой продукции:

1.По товарной характеристике нефть сернистая, малосмолистая, парафинистая. Средней вязкости.

2.Сероводород в газе отсутствует.

3.Основными факторами осложняющими процесс подготовки продукции являются: высокая обводненность продукции, содержание парафина в продукции. 4. Характеристика системы сбора и подготовки нефти, газа и воды на меторождении

4.1 Общая характеристика системы сбора и транспортировки продукции Котовского месторождения

Котовское месторождение расположено на границе Котовского и Даниловского районов Волгоградской области, в 30 км северо-западнее г. Котово. Асфальтированные дороги соединяют г. Котово с г. Камышиным, г. Волгоградом и г. Жирновском. В районе месторождения имеются автодороги.

Железнодорожная сеть представлена железнодорожной магистралью «Камышин-Москва», проходящей в 15-20 км к северо-востоку от месторождения, участком железной дороги «Волгоград-Балашов» и подъездным железнодорожным участком к Коробковскому газоперерабатывающему заводу.

Ближайшим месторождением является Коробковское газонефтяное месторождение, находящееся в 10 км к юго-

востоку от Котовского месторождения. Система сбора Котовского месторождения однотрубная герметизированная.

Продукция от скважин по трубопроводу поступает на СП ГЗУ-3 Котовская. На сборном пункте происходит сепарация нефти и отделение ее от воды. Далее отсепарированная нефть перекачивается на ЦППН г.Котово.

Консорциум « Н е д р а »

32

Котовское месторождение открыто в 1975г; промышленно нефтеносными являются рифогенные отложения евлановско-ливенского и терригенные-бобриковского горизонтов. [5]

Фонд скважин в 2016 г. составляет 73 скважины. В эксплуатационном фонде - 45 скважин, в контрольном -10,

ликвидировано17 скважин, ожидают ликвидации – 1 скважина. Дебит скважин с общей обводненностью 90%масс составляет жидкость – 3 206 111 м³/год.

4.2 Сведения о трубопроводах системы сбора

Система трубопроводов ГЗУ-3 “Котовская” введена в эксплуатацию в 1975 году. Проект разработан институтом

«ВолгоградНИПИнефть». Генеральный подрядчик – строительное управление №5 треста «Волгограднефтегазстрой».

Система сбора и транспортировки ГЖС СП «ГЗУ-3Котовская» оборудована системой автоматики,

контрольно-измерительными приборами, системами сигнализации и защиты.

Система трубопроводов предназначена для транспортировония продукции от нефтяных скважин до групповых замерных установок (ГЗУ, АГЗУ) от АГЗУ до сборного пункта сепарации.

Система построена с переменными диаметрами труб по участкам в зависимости от количества собираемой продукции.

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.

Консорциум « Н е д р а »

33

По действующей классификации допустимых сроков эксплуатации принято считать, что трубопроводы, эксплуатируемые:

-до трех лет – новые;

-до десяти лет – средней продолжительности;

-более десяти лет – старые.

Вывод: следуя данной классификации, из таблицы 3 видно, что 100% протяженности выкидных линий и 100% нефтегазосборных трубопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94).

Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Котовского 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 на гибкие полимерно-металлические трубы.

4.3 Анализ работы АГЗУ

Существующая система сбора продукции скважин Котовского месторождения добычи нефти и газа (Северного участка) герметична и предусматривает полную утилизацию попутного газа. Продукция скважин Котовского месторождения поступают на АГЗУ№2, АГЗУ№3, АГЗУ№4, АГЗУ№4а, АГЗУ№5, АГЗУ№5а.

Краткая техническая характеристика замерных установок Котовского месторождения приведена в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Перечень замерных установок с указанием их количества и технической характеристики

Консорциум « Н е д р а »

34

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 Котовского 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 УПН с выводом на диспетчерский пульт;

-местный контроль качества продукции методом отбора проб через пробоотборные устройства на устье скважин с последующей обработкой их в лаборатории. В качестве устройства, замеряющего дебит водонефтяной эмульсии от добывающих скважин, применяются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» ( Б

40-14-500).[6]

Принцип работы АГЗУ «Спутник»

Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник» представлена на рис.4.1

Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник»

Консорциум « Н е д р а »