Колыванского месторождения

Консорциум « Н е д р а »

10

Технологический режим работы скважин объекта Колыванского месторождения ЦДНГ № 6 ОАО «Самаранефтегаз»

(по состоянию на 01.01.2015 г.)

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

эксплуатируемые:

Консорциум « Н е д р а »

11

-до трех лет – новые;

-до десяти лет – средней продолжительности;

-более десяти лет – старые.

Следуя данной классификации, из таблиц видно, что 85,7% протяженности выкидных линий и 100% протяженности нефтегазосборных сетей отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94) [6].

Выводы

По состоянию на 01.01.2015 г. действующий фонд добывающих скважин Колыванского месторождения составляет всего 22 единицы, из них на Северном куполе - 9 скважин, на Южном куполе – 13 скважин.

Для сбора продукции скважин на месторождении, в соответствии с «Унифицированными технологическими схемами сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов» (РД 39-0148311-605-86),

реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа.

85,7% протяженности выкидных линий и 100% протяженности нефтегазосборных сетей отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94).

Таким образом, рассматриваемая устаревшая трубопроводная система эксплуатации Колыванского месторождения требует усиленного контроля, диагностического обследования технического состояния трубопроводов, а также рекомендуется проведение ежегодного планового капитального ремонта и замены отбракованных и непригодных к дальнейшей эксплуатации участков трубопроводов.

Консорциум « Н е д р а »

12

Продукция скважин Колыванского месторождения под давлением поступает на три автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), где поочередно производится замер дебита каждой скважины (погрешность измерения водонефтяной смеси составляет ± 2,5). После замера продукция скважин поступает на дожимную насосную станцию

(ДНС) Рассветского месторождения.

На Рассветской ДНС предусмотрена первичная сепарация пластовой нефти и перекачка частично разгазированной нефти на Горбатовскую УПСВ, откуда по существующей сети межпромысловых нефтепроводов перекачивается на Нефтегорское НСП, где происходит подготовка эмульсии до товарных кондиций по ГОСТ Р 51858-2002.

Газ после УПСВ транспортируется по газопроводу протяженностью 62 км диаметром 530 до ГПЗ Нефтегорский.

Рекомендуемый вариант разработки [1] предполагает максимальную добычу жидкости Колыванского месторождения 789,4 тыс. т. в 2017 году, для транспортировки частично подготовленной продукции Колыванского и Рассветского месторождений рекомендуется строительство нового напорного нефтепровода ДНС «Рассветская» - УПСВ

«Горбатовская».

Для повышения уровня использования попутного нефтяного газа Колыванского и Рассветского месторождений рекомендуется техническое перевооружение напорного нефтепровода ДНС «Рассветская» - УПСВ «Горбатовская» с

целью перевода его под газопровод.

3. Замерные установки, применяемы на Колыванском месторождении

В качестве устройства, замеряющего дебит водонефтяной эмульсии от добывающих скважин, применяются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» (Б-40-14-400) (см. табл. 3.1).

Консорциум « Н е д р а »

13

Таблица 3.1

Техническая характеристика установки «Спутник Б-40-14-400»

Принцип работы АГЗУ «Спутник»:

Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник»-Б представлена на рис. 3.1.

Консорциум « Н е д р а »

14

Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник»-Б

1 - выкидные линии; 2 – задвижка; 3 – переключатель скважин; 4 – обратный клапан; 5 – поршневой отсекающий клапан КПР-1; 6 - поршневой отсекающий клапан КПР-1; 7 – замерный сепаратор; 8 – счетчик нефти; 9 – регулятор расхода; 10 - датчик влагомера; 11 –

заслонка; 12 – датчик; 13 – блок для реагента Рис. 3.1

Продукция скважин по выкидным линиям (1), последовательно проходя через обратный клапан (4), задвижку (2),

поступает в переключатель скважин (3). В переключателе продукция одной скважины через замерный патрубок и

Консорциум « Н е д р а »

15

поршневой отсекающий клапан КПР-1 (5) направляется в замерный сепаратор (7) устройства «Импульс», где газ отделяется от жидкости. Продукция остальных скважин, пройдя через поршневой отсекающий клапан КПР-1 (6),

поступает в сборный коллектор II.

Выделившийся в сепараторе 7 газ проходит через датчик (12) расходомера «Агат 1П», заслонку (11) и далее поступает в сборный коллектор, где смешивается с общим потоком.

Жидкость направляется в нижнюю полость сепарационной емкости и за счет избыточного давления,

поддерживаемого заслонкой (11), продавливается через турбинный счетчик нефти (8), регулятор расхода (9) и датчик влагомера (10) в сборный коллектор.

Регулятор расхода (9) и заслонка (11), соединенная тягами с осью поплавка, обеспечивают циклическое прохождение жидкости через счетчик (8) с постоянными скоростями, что позволяет измерять дебит скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.

На установке предусмотрена возможность подачи химических реагентов в коллектор обводненной нефти. Для этой цели в замерно-переключающем блоке смонтирован дозировочный насос типа НД-0.5Р 10/100 с блоком для реагента (13).

Выводы

Замер дебита осуществляется по динамограммам подземного оборудования. Данным метод носит расчетный,

косвенный характер. Рекомендуется вместо БГ установить автоматические измерительные установки типа «ОЗНА ИМПУЛЬС», которые имеют дополнительные функции и ряд преимуществ.

Консорциум « Н е д р а »

16

«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,

-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».

Консорциум « Н е д р а »

17

4. Описание системы предварительной подготовки на ДНС «Рассветская»

Наименование, назначение производственного объекта

Дожимная насосная станция Рассветского месторождения (ДНС «Рассветская») предназначена для предварительной сепарации и перекачки продукции скважин Рассветского и Колыванского месторождений на УПСВ

«Горбатовская» [7].

В состав технологической схемы ДНС «Рассветская» входят следующие сооружения:

•сепараторы СЕ-1, СЕ-2, объем – 100 м3 каждый;

•факельная система;

•подземные емкости Е-1, Е-2 объем (16) м3 и (30) м3;

•нефтенасосная: насосы Н-1, Н-2, Н-3 марки ЦНС 105×294;

•узел учета факельного газа (УУФГ);

•узел учета нефти (УУН);

•газосепаратор ГС-1 объемом 10 м3;

•блок дозирования реагента типа БР -2,5

Производительность установки Фактическая производительность: 2200 м3/сут,

- по попутному нефтяному газу – 7,8-9,5 млн.м3/год.

Разработчик проекта – институт ОАО «Гипровостокнефть», г. Самара.

Консорциум « Н е д р а »

18

Срок ввода ДНС в эксплуатацию - 1973 г.

Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов и изготовляемой продукции Характеристики сырья

Сырьем для ДНС является обводненная нефть девонских и угленосных пластов, добываемая со скважин Рассветского и Колыванского месторождений.

Готовой продукцией является частично разгазированная водонефтяная эмульсия и попутный нефтяной газ.

Характеристика нефти и газа приведена в табл. 4.1.

Таблица 4.1

Характеристика исходного сырья, реагентов, изготовляемой продукции

Консорциум « Н е д р а »