Рост обводненности продукции скважин по данному месторождению имеет довольно плавный характер. В 2003 году отмечено уменьшение процента воды по сравнению с 2002г. с 76 до 73%, в 2004 г. обводненность продукции уменьшилась еще на 13 % и составила 60 %. Однако в 2005г. процент воды снова стал расти и достиг 67%.
В 2002-2003г. было отмечено падение дебита нефти, но в 2004г. средний дебит нефти вырос, в связи с сокращением числа действующих высокообводненных скважин и составил 5,4 т/сут. Низкий прирост среднего дебита по нефти объясняется приобщением скважин с пласта БС11 с обводненностью более 90 - 95%.
Разработка северного купола этого пласта началась в 1996г., и до середины 2002г. работала одна разведочная скважина. Бурение новых скважин в 2002-2004гг. и мероприятия по интенсификации разработки в 2005г. позволили увеличить добычу нефти до 246 тыс.т./год. На залежи сформирована система приконтурного заводнения, максимальный уровень закачки составил 465 тыс.м3.
Следует отметить, что в последние годы на месторождении проводится большой объем комплексных мероприятий, что позволяет значительно увеличить продуктивность скважин, по которым получаются наибольшие эффекты. К основным комплексным мероприятиям следует отнести проведение последовательно обработки призабойной зоны скважин и оптимизации режимов работ, дострелов и перестрелов пластов с последующей оптимизацией, гидроразрыв пласта и оптимизация режимов работ скважин [2].
4. ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ НА КАРАМОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
4.1 Общие понятия о сборе, транспорте и подготовке нефти и газа на месторождении
Основными элементами системы сбора и подготовки продукции являются добывающие скважины, автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), дожимные насосные станции (ДНС), сепарационные установки с насосной откачкой, центральный пункт сбора (ЦПС), установки предварительного сброса воды УПСВ или центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦППН).
Элементы системы связаны между собой трубопроводами различных диаметров, зависящих от объёмов перекачиваемой продукции и ее физико-химических свойств. От добывающих скважин к АГЗУ газожидкостная смесь подаётся по выкидным линиям диаметром 73-114мм, дальнейшая транспортировка осуществляется по коллекторам большого диаметра.
Система трубопроводов состоит из:
- выкидных линий, идущих от скважин;
- сборных коллекторов, транспортирующих газожидкостную смесь до ДНС;
- сборных коллекторов, транспортирующих жидкость и газ от ДНС и ЦППН к ЦПС;
- газопроводов;
- коллекторов сточной воды;
- коллекторов товарной нефти;
- трубопроводов для возврата некондиционной нефти в сепаратор-делитель;
- магистральных нефтепроводов.
Эксплуатация промысловых трубопроводов должна вестись с соблюдением РД 39-132-94 «Правила эксплуатации, ревизии, ремонта и отбраковки нефтепромысловых трубопроводов».
РД 39-132-94 вводит классификацию промысловых нефтепроводов на основе балльной оценки по пяти показателям:
- назначение трубопровода;
- условный диаметр Ду;
- рабочее давление Рр;
- газовый фактор;
- скорость коррозии.
По сумме баллов определяется категория нефтепровода от Iдо IY, в зависимости от которой назначается периодичность обслуживания.
Схема сбора и подготовки зависит от площади месторождения, дебитов скважин, физико-химических свойств перекачиваемой продукции, природных условий и рельефа местности. Поэтому на некоторых месторождениях к ДНС подходят коллекторы от нескольких АГЗУ, на других на каждой АГЗУ установлен сепаратор первой ступени, и жидкость транспортируется на ЦППН либо дожимными насосами, либо под давлением в линии. На небольших по площади месторождениях АГЗУ и ЦППН могут быть расположены на одной площадке.
Основным технологическим документом, определяющий режим и порядок ведения технологического процесса на всех участках системы сбора и подготовки продукции скважин является технологический регламент. Соблюдение всех требований технологического регламента является обязательным.
Технологический регламент определяет технологию, правила и порядок ведения процесса подготовки продукции, осуществления предварительного сброса воды или отдельных его операций, режимные параметры, показатели качества продукции, безопасные условия работы.
Ответственность за соблюдением требований технологического регламента возлагается на руководство каждого объекта (установки, станции ЦПС и т.д.) и его обслуживающий персонал.
Эксплуатация установок запрещается без наличия утвержденного технологического регламента или по технологическому регламенту, срок действия которого истек. Срок действия технологического регламента 5 лет. Не менее, чем за три месяца до окончания срока действия регламент подлежит пересмотру [3].
4.2 Характеристика системы сбора и подготовки нефти, газа и воды
Рекомендуемая система обустройства предусматривает герметизированную напорную трубопроводную сеть совместного сбора и транспорта продукции скважин до дожимной насосной станции (ДНС). Эта система обеспечивает подготовку, транспорт и учет нефти, попутного газа и пластовой воды на всем протяжении движения от скважины до пункта сдачи продукции. Система представляет собой единый технологический комплекс, включающий в себя объекты:
· замера продукции скважин;
· сбора и транспорта нефти, газа и попутной воды до технологической площадки ДНС;
· предварительного разделения продукции скважин на нефть, воду и газ;
· подготовки и утилизации пластовых и производственно-дождевых вод;
· учета и сдачи сырой нефти;
· подготовки и сдачи газа к утилизации;
· комплекс объектов вспомогательного и обслуживающего назначения, обеспечивающий стабильную и безопасную работу системы.
Продукция скважин (нефть, газ, вода) под устьевым давлением поступает на групповые замерные установки (ГЗУ), размещенные на каждой кустовой площадке. Из ГЗУ продукция поступает по трубопроводам под устьевым давлением на ДНС, проходит первоначальную сепарацию и далее направляется на центральный пункт сбора (ЦПС). На ЦПС в сепараторах осуществляется процесс разделения продукции скважин на фазы (нефть, газ, воду) и подготовка ее к сдаче. Замер объема каждой фазы осуществляется раздельно. Нефть, доведенная до требований ГОСТа, насосами откачивается в нефтепровод внешнего транспорта.
Газ первой ступени сепарации под давлением не ниже 1,0 МПа, освобожденный от капельной жидкости и конденсата, может подаваться в качестве топлива на блочные газотурбинные электростанции. Газ II и III ступеней после компремирования винтовыми компрессорами сбрасывается на I ступень. Для подогрева жидкости в установках деэмульсации нефти, подготовки попутной воды (подаваемой в систему ППД), отопления административных, жилых помещений и на другие хозяйственные и технологические нужды может использоваться тепло отходящих газов газотурбинных электростанций.
Пластовая вода, отделяемая в отстойнике-нагревателе, подается на очистные сооружения, представляющие собой отстойник, оборудованный мультициклонной головкой и флотационной камерой. Флотация осуществляется попутным газом II ступени сепарации.
После очистки пластовая вода поступает на прием кустовой насосной станции для закачки в продуктивные горизонты для поддержания пластового давления. Уловленная нефтяная эмульсия возвращается в начало процесса.
Механическая примесь и шлаки, отделенные от жидкости, вывозятся на полигон по переработке и используются (после обжига) в качестве строительного материала.
На установку очистки воды подаются и нефтесодержащие промысловые стоки.
Головным сооружением по концентрации и замеру продукции скважин на кустовой площадке является ГЗУ.
Основные технические данные ГЗУ:
· диапазон измерения количества жидкости от 1 до 2000 м3/сут;
· рабочее давление до 4 МПа;
· предел допустимого значения, относительной погрешности измерения количества жидкости составляет не более 2,5 %;
· количество подключаемых скважин - до 14-ти;
· исполнение приборов и технологическое помещение взрывозащищенные;
· категория взрывоопасной среды в техническом блоке - II А;
· группа взрывоопасных смесей по ГОСТ 12.1.011-78, Т3;
· класс помещения замерно-переключающей установки - В-1А;
· исполнение отдельно стоящего щитового помещения - обыкновенное.
ГЗУ состоит из двух самостоятельных блоков - технологического и щитового, которые работоспособны в диапазоне температур окружающей среды от +500С до -500С.
Блоки оборудованы системами электрического освещения, обогрева, принудительной и естественной вентиляции.
Для более эффективной борьбы с коррозией трубопроводов на кустовых площадках скважин следует предусматривать сооружение блочных автоматизированных установок для приготовления и дозировки ингибиторов.
На кустовой площадке скважин устанавливается также электрический распределительный щит и вспомогательные трансформаторы.
После ГЗУ продукция скважин под устьевым давлением транспортируется на дожимную насосную станцию, а затем на установку предварительного сброса воды (УПСВ), которая технологически с ней совмещена, и далее на центральный пункт сбора продукции скважин (ЦПС). Технологический комплекс сооружений ЦПС будет обеспечивать:
1. разделение продукции скважин на три фазы - газ, нефть и воду;
2. подготовку газа для внешнего транспорта или подачи его на газотурбинные электростанции;