Котовского месторождения

44

4.5. Система ППД на Котовском месторождении

Из-за большого содержания пластовой воды (более 90%) в продукции скважин Котовского месторождения, после сепарации ГЖС происходит отделение воды от нефти в отстойнике О-1, Из отстойника пластовая вода через

регулятор уровня РК-2 раздела фаз поступает в накопительную емкость Е-1,откуда дальше поступает на прием насосов В-1,В-2 которыми закачивается в скв.№ 86 или скв.№108. Часть воды может подаваться на емкость КРС

для использования на нужды ремонта скважин. Вся закачиваемая вода учитывается замерным узлом УЗ-3. [7]

Для осуществления контроля за соблюдением технологического режима работы нагнетательных скважин оператор по добыче нефти и газа во время обхода ежесуточно записывает показания манометров, счетчиков расхода жидкости, определяет параметры работы скважин.

Необходимость заводнения пластов продиктована истощением нефтяных залежей ввиду их длительной эксплуатации, падением пластового давления и вследствие этого уменьшением дебитов скважин и объемов добычи нефти. Одним из распространенных способов увеличения нефтеотдачи пластов является их заводнение для поддержания в них заданного пластового давления. Котовское месторождение в настоящее время разрабатывается с поддержанием пластового давления.

Трубопроводная система ППД в последнее время эксплуатируется при следующих осложнениях:

– часть водоводов работает в незагруженном режиме, что способствует разрушению труб по нижней образующей, снижению эффективного сечения трубопроводов за счет отложения солей, песка, продуктов коррозии на внутренней поверхности трубопроводов (увеличению потерь давления);

Консорциум « Н е д р а »

45

– изменение приемистости нагнетательных скважин в течение короткого времени приводит к циклическим перегрузкам металла водоводов, что способствует усталостному разрушению труб.

Выводы и рекомендации.

Для повышения надежности эксплуатации трубопроводов системы ППД предлагается:

−использование оптимального диаметра труб;

−поддержание скорости течения воды в рамках критических значений скоростей перекачки;

−подключение несколько кустов нагнетательных скважин к одному водоводу, распределительной гребенке (с

учетом расхода воды, приемистости скважин, допустимых давлений перекачки);

−осуществление контроля над приемистостью нагнетательных скважин с помощью различных технических средств (расходомеры, счетчики и т.п.);

−недопущение смешения пресных и сточных вод в трубопроводах высокого давления.

Водоводы высокого и низкого давления, а также запорные устройства на них должны периодически осматриваться.

Надежная безопасная работа нагнетательных линий должна обеспечиваться своевременным и качественным ремонтом в объеме, определенном при проведении ревизий и испытаний на прочность и герметичность. На каждый трубопровод должен быть паспорт, в том числе и не подлежащий регистрации в Ростехнадзоре.

Под ревизией трубопроводов следует понимать работы по определению технического состояния трубопровода и установленного на нем оборудования и приборов, средств связи и телемеханики.

При порыве водовода низкого давления до насосной станции необходимо выполнить следующие действия:

− Прекратить подачу воды в аварийный водовод;

Консорциум « Н е д р а »

46

−Отключить насосы на насосной станции;

−Отсечь задвижками участок аварийного водовода;

−Принять меры к предотвращению разлива воды.

−4.6 Общие выводы по системе сбора скважинной продукции

На месторождении для сбора продукции скважин реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа. Система сбора включает в себя устья нефтяных скважин, выкидные линии и нефтесборные трубопроводы,

замерные установки. Обвязка нефтепроводов осуществлена достаточно эффективно. [9]

На Котовском месторождении в настоящее время осуществляется совместный сбор продукции скважин всех пластов.

Продукция скважин Котовского месторождения под давлением развиваемые центробежными насосами и глубинными штанговыми насосами поступает на 10 автоматизированные групповые замерные установки типа

«Спутник» (АГЗУ). После замера дебита скважин газожидкостная смесь Котовского месторождения по нефтегазосборным коллекторам, диаметрами 114-273 мм, протяженностью порядка 32,7 км в количестве 17765 кг/сутки обводненностью 90% подается на направляется в цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН), где осуществляется подготовка нефти до товарных кондиций по ГОСТ Р 51858-2002. А попутный газ по газовому коллектору транспортируется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

Продукция скважин Котовского месторождения под устьевым давлением по выкидным трубопроводам диаметром

114 мм и 273 мм поступает на соответствующие замерные установки типа «Спутник» ( Б 40-14-500), где осуществляется замер дебита отдельной скважины по жидкости.

Консорциум « Н е д р а »

47

Поскольку на месторождениях преобладают солевые отложения, то необходимо применение ингибитора для предотвращения отложений кальцита и гипса, например, ингибитор СНПХ-5312 – предназначен для защиты нефтепромыслового оборудования от отложений солей сульфата и карбоната кальция в условиях высокоминерализованных попутно-добываемых с нефтью вод. Ингибитор представляет умеренно опасное жидкое вещество с хорошей совместимостью с минерализованными водами и температурой застывания минус 50ºС. Ингибитор не оказывает отрицательного влияния на процесс подготовки нефти и нефтепродуктов.

Средства измерения на выпускаемых установках «Спутник» не позволяют следить за их дебитом с приемлемой точностью.

Курсовой работой рекомендуется заменить АГЗУ «Спутник» Б 40-14-500 на новое ЗУ типа «ОЗНА ИМПУЛЬС»,

которые имеют дополнительные функции и ряд преимуществ. «ОЗНА ИМПУЛЬС» предназначена:

-для измерения среднесуточного массового расхода жидкости;

-измерения среднесуточного объемного расхода газа;

-определения среднесуточного массового расхода нефти.

Дополнительные функции:

-измерение давления и температуры;

-измерение плотности жидкости;

-определение обводненности нефти,

Консорциум « Н е д р а »

48

- приведение расхода газа к стандартным условиям и определение газового фактора нефти. Количество подключаемых скважин составляет 1-14 шт. В дальнейшем при вводе новых скважин из бурения, для замера дебита скважины можно направить на «ОЗНА ИМПУЛЬС».

Готовой продукцией является с обводненностью общего выходящего потока 80%, согласно ГОСТ Р51858-2002

При подготовке нефти применяются - Деэмульгатор Реапон 4В, СТХ-5, СТХ-8, OFC-D, Decleave-1446, Decleave1573, Decleave-1266 . Ингибитор коррозии Сонкор 9701. Пенообразователь Uniseral S2. Нейтрализатор сероводорода и меркаптанов НТН.[10]

В попутно добываемой воде присутствуют гидрокарбонаты, кальций, магний, которые при нагреве могут образовать нерастворимые соли (карбонаты кальция и магния). Для защиты от солеотложений в блочных трубных подогревателях рекомендую использовать ингибитор солеотложения марки «GYPTRON R4601» ТУ 2458-008-74033386- 2006.

Консорциум « Н е д р а »

49

5.Расчетная часть

5.1Расчет двухфазного трубопровода

5.1.1 Схема выбранного трубопровода

Определить потери давления, которые возникнут при движении по трубопроводу газожидкостной смеси от скважины 25 до врезки ГЗУ-3. Движение газожидкостной смеси происходит по следующей схеме, изображенной на рисунке 5.1.

Схема движения газожидкостной смеси

Скв.25

врезка

ГЗУ

Рис. 5.1

5.1.2 Исходные данные для расчета

1.Длина участка АB, L1=81 м;

2.Внутренний диаметр трубопровода на участке АB, D1=0,105 м;

3.Расход смеси на участке АB, Q1=0,00063 м3/сек;

4.Длина участка ВС, L2=51 м;

Консорциум « Н е д р а »

Консорциум « Н е д р а »