Внутрипромысловый сбор продукции нефтяных скважин

Рекомендуемым вариантом принята схема разработки нефтяных оторочек залежей пластов БУ₈¹, БУ₈² и БУ₈³ без применения методов поддержания пластового давления. Как указывалось выше, освоение запасов нефти будет осуществляется поэтапно. На первом этапе в пробную эксплуатацию с 2012г вводятся скв. 622 и 633, расположенные на кустовой площадке 6Н с максимальной годовой добычей нефти и жидкости 19,9 тыс.т (2012г), газа 4,0 млн.м³ (2014г).

Эксплуатационные скважины оборудуются установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) для подъема скважинной продукции. Устья скважин оборудуются фонтанной арматурой, которая рассчитана на давление 21,0 МПа.

Так как разработку нефтяных залежей планируется осуществлять с территории суши, поэтому проводка скважин с кустовых оснований осуществляется с отклонениями до 3500 м.

Рисунок 8.1 - Принципиальная схема сбора газа (валанжин)

Таблица 8.1 – Характеристика системы сбора газа

Куст нефтяных скважин оборудуется факельной линией и сборным коллектором, фундаментом под подъемные агрегаты для капитального ремонта скважин и емкостями под технологические растворы. Подготовка нефти осуществляется на площадке УПН, включающей в себя либо сепаратор в комплекте с УПО и насосной откачной нефти (производство г. Октябрьский), либо аппарат типа «Хитер-Тритер» (производство ОАО «Генерация» г.Екатеринбург) на объем добычи 19,9 тыс.т, смежной с площадкой УКПГ с учетом расширения и использования имеющейся инфраструктуры (коммуникаций). Поставка УПН в блочно-модульном исполнении. Газ сепарации частично используется на собственные нужды, 70-75% газа утилизируется на КС УДК. Незначительное количество пластовой воды на третий год пробной эксплуатации можно подавать на очистные сооружения УКПГ или сжигать на горизонтальной факельной установке. При выходе месторождения на проектную мощность в период ОПЭ объеме 126,0 тыс.т сепаратор можно использовать в качестве буферного или емкости для технологических нужд. Принципиальная технологическая схема сбора нефти на период пробной эксплуатации приведена на рисунке 8.2. Согласно расчетам требуемый диаметр нефтесборного трубопровода для транспорта безводной нефти до УПН составляет 114 мм протяженностью 8360 м. Дальнейшее освоение запасов нефти и ввод в эксплуатацию дополнительных скважин куста 6Н, а также подключение в систему сбора кустовых оснований 4Н и 10Н потребуется увеличение диаметра нефтесборного коллектора южной группы кустов с учетом ввода в эксплуатацию куста 3Н до 219 мм. Построенный трубопровод диаметром 114 мм можно использовать для подачи газлифтного газа на площадки кустов для поддержания механизированной добычи нефти газлифтным способом (в случае невозможности добычи нефти насосным способом).

Рисунок 8.2 - Принципиальная технологическая схема сбора нефти на период пробной эксплуатации

Расчет нефтесборных сетей на период пробной эксплуатации выполнен для начального давления 2,5 МПа, результаты приводятся в таблице 8.2.

Таблица 8.2 – Характеристика нефтесборных сетей на период пробной эксплуатации.

С целью предотвращения осложнений при работе системы нефтесбора, вследствие образования АСПО, на кусте скважин предусмотрен подогрев продукции скважин в автоматизированных подогревателях нефти, на стадии обустройства следует также предусмотреть подогрев по трассе.

Ввиду незначительных объемов добычи в качестве альтернативного варианта подготовку нефти можно осуществлять непосредственно на кусте автовывозом, что потребует дополнительного обустройства куста (установка сепаратора, емкости мерной и нефтеналивной, наливная эстакада с насосным блоком).

С 2015г предусматривается дальнейшее освоение нефтяных оторочек последовательным вводом в разработку 23 скважин по 3-8 ед. в год, расположенных на кустах 1Н, 2Н,, 3Н, 4Н, 6Н, 9Н, 10Н.

Согласно технологических расчетов, в период опытно-промышленной эксплуатации максимальные годовые объемы добычи основной и попутной продукции составят:

- нефти – 126,0 тыс.т (2017г);

- жидкости – 559,2 тыс.т (2017г);

- газа - 79,9 млн.м3 (2017г).

Для организации добычи нефти из пластов БУ₈¹, БУ₈², БУ₈³ в планируемых по рекомендуемому варианту объемах предусмотрено строительство семи кустовых оснований от двух до пяти скважин в каждом с типовым набором оборудования. Местоположение нефтяных кустов определялось с учетом существующей инфраструктуры, расположения площадок объектов обустройства газоcбора, минимизации отходов нефтяных выкидных линий, природоохранных зон и критериев экологической безопасности. Динамика ввода скважин и кустов приведена в таблицах 4.26 и 8.3.

Таблица 8.3 – Динамика ввода кустов и скважин на нефть

Наименование	Годы разработки	Всего скважин,ед.
Период ОПЭ 2012-2014
Ввод куста Ввод скважин шт					-

Для сбора продукции нефтяных скважин предлагается герметизированная однотрубная коллекторно-лучевая схема с последующей подачей её на установку подготовки нефти (УПН). Транспорт нефти с кустов до УПН осуществляется за счет энергии пласта. Принципиальная технологическая (расчетная) схема сбора на период ОПЭ приведена на рисунке 8.3.

Рисунок 8.3 - Принципиальная технологическая схема сбора нефти на период ОПЭ

Расчет и подбор диаметров сборных трубопроводов выполнен на максимальный уровень добычи по кустам с учетом их ввода и условия обеспечения максимально возможной скорости потока определяющей максимальный диаметр и предусматривающий предотвращение застойных зон скопления воды. Гидравлические расчеты трубопроводов выполнены по программе «GIDRA1». Трубопроводы выкидных линий от эксплуатационных скважин до замерного пункта должны быть рассчитаны на статическое давление не менее 20МПа из труб диаметром 89х6мм. Устьевое давление на кусте принято 2,5-1,6 МПа. В связи с этим подачу нефти от куста предусматривается производить по герметизированной однотрубной системе сбора.

Характеристика нефтесборных сетей на период ОПЭ приведена в таблице 8.4.

Таблица 8.4 – Характеристика нефтесборных сетей на период ОПЭ

Объемы расширения нефтесборных сетей при полном развитии промысла по варианту 3 (нефть) показаны на рисунке 8.4.

Рисунок 8.4 – Расширение системы сбора нефти на полное развитие по варианту 3

Учитывая то, что месторождение частично расположено под акваторией Тазовской губы, рекомендуется ряд технических решений, позволяющих обеспечить максимальную надежность и экологическую безопасность системы внутрипромыслового сбора продукции нефтяных скважин. Основными техническими решениями являются: применение труб в коррозионностойком исполнении заводской наружной антикоррозийной изоляции, установка образцов – свидетелей для контроля за состоянием нефтесборных трубопроводов, очистка центральных коллекторов от внутренней коррозии очистными устройствами. Защиту нефтесборных сетей от коррозии предусмотреть в соответствии с требованиями СП 34-116-97, ГОСТ Р 51164-98 и ВСН 008-88.

Прокладка нефтесборных сетей предусматривается надземная на опорах высотой не менее 0,5 м в теплоизоляции.

При параллельной прокладке с газосборными сетями на общих опорах расстояние в свету между рядом расположенных трубопроводов 500 м.

В связи с высокой температурой застывания нефти и ожидаемой низкой устьевой температурой нефти, предусматривается подогрев нефти на кустах. С целью предотвращения парафино-гидратообразований в системе сбора нефти и газа для поддержания температуры нефти необходимо предусмотреть узлы подогрева нефти на трассах, проведение тепловой обработки конденсатом или нефтью, механический метод очистки скребками. Необходимо отметить, что основные параметры нефти Юрхаровского месторождения и по своим характеристикам близки к нефтям Уренгойского месторождения. Нефть являтся высокопарафинистой, малосмолистой, малосернистой. В соответствии с предлагаемым вариантом внешнего транспорта нефти ее подготовка на УПН может производиться до кондиций деэтанизированной нефти

Замер дебита продукции скважин рекомендуется производить передвижными средствами или на индивидуальных замерных установках (ЗУ) для измерения массовых расходов жидкости, нефти и воды, а также объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям согласно ГОСТ Р8.615-2005. В качестве ЗУ рекомендуются трехкомпонентные измерительные установки «ОЗНА МАССОМЕР» (производство г. Октябрьский) и «МЕРА-МАССОМЕР». (производство г. Тюмень). От ЗУ продукция скважин поступает на УПН для дальнейшей подготовки к транспорту. Характеристика основных показателей добычи нефти по кустам приведена в таблицах 8.5-8.11.

Дата добавления: 2015-07-25