Эксплуатационный фонд скважин, оборудованных ЭЦН, на 01.01.2010 года составил 3258, действующий - 3132 со среднегодовым дебитом нефти 5,03 т/сут, жидкости 117,38 т/сут.
Эксплуатационный фонд скважин, оборудованных ШГН - 149; действующий - 107, средний дебит нефти за год 2,31 т/сут, добыча за 2010 год из них составила 94,653 тыс.т (1,62%).
Неработающий фонд добывающих скважин на 01.01.2010 года по месторождению составил 231 скважину, или 6,68 % от эксплуатационного фонда. 6 бездействующем фонде Лянторского месторождения находится 199 нефтяных скважин. Основной причиной бездействия добывающих скважин является остановка скважин из-за высокой обводненности продукции (169 скважин, или 84,9% от бездействующего фонда).
Эффект от проведения капитальных ремонтов за 2010 год составил 384,447 тыс.т нефти (в том числе по нагнетательным скважинам -31,121 тыс.т нефти). От приобщения пласта в 17 добывающих и 1 нагнетательной скважинах дополнительно добыто 11,019 тыс.т нефти. В отчетном году бригадами капитального ремонта скважин проведены работы по восстановлению герметичности эксплуатационных колонн в 20 добывающих и 6 нагнетательных скважинах. Ремонтно-изоляционные работы по ликвидации перетоков проведены в 13 добывающих и 17 нагнетательных скважинах, в том числе по ликвидации межпластовых перетоков в 12 добывающих и 17 нагнетательных скважинах; по снижению обводнённости продукции проведена селективная изоляция в 95 добывающих скважинах отключение отдельных обводнённых пластов - в 17 добывающих скважинах. С целью регулирования заводнения провели изоляцию пласта в 3 и селективную изоляцию в 26 нагнетательных скважинах.
Эксплуатация пласта БС8/2 ведется с 2002 года. На 01.01.2010 года с начала разработки отобрано 1107,117 тыс.т нефти, за текущий год добыча нефти составила 133,994 тыс.т. Пласт БС8/2 эксплуатировался 30 скважинами, средний дебит нефти одной скважины за год составил 12,39 т/сут, жидкости - 73,67 т/сут при среднегодовой обводненности: 83,19%.
Пласт БС18 в 2009 году эксплуатировался одной скважиной, введенной в работу в декабре боковым стволом. По пласту с начала разработки отобрано 3,542 тыс.т, что составляет 1,96% от начальных извлекаемых запасов. За текущий год по пласту отобрано 28 т нефти Среднегодовой дебит нефти одной скважины составил 1,56 т/сут, жидкости - 35,56 т/сут при обводненности 95,63%.
Основным объектом разработки является объект АС9-11, на долю которого приходится 97,7 % годовой добычи нефти и 99,0 % действующего фонда нефтяных скважин. По объекту разработки АС9-11 за 2010 год извлечено 5687,653 тыс.т нефти, с начала разработки 215176,963 тыс.т - 91,5% от извлекаемых запасов, за год добыто 132596,890 тыс.т. жидкости.
2. ТЕХНИКО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1 Обоснование необходимости промысловой подготовки нефти
Процесс подготовки добываемой газоводонефтяной эмульсии заключается в отделении от нефти и утилизации попутно добываемого нефтяного газа, подтоварной воды и получении нефти товарной кондиции в соответствии с требованиями ГОСТ № 9965-76. Подготовка поступившей по нефтесбору жидкости, осуществляется в несколько технологических ступеней и зависит от содержания попутного нефтяного газа и стойкости газо-водонефтяной эмульсии к отделению подтоварной воды, а также физических свойств.
Поступившая на дожимную насосную станцию (ДНС) газо-водонефтяная эмульсия ступенчато сепарируется от попутного нефтяного газа и направляется на предварительное отделение воды на установки предварительного сброса воды (УПСВ), размещаемые или на площадке ДНС, или на отдельной площадке. В зависимости от проектных решений установки предварительного сброса воды оборудуются технологическими отстойниками, нагревателями, аппаратами, насосным оборудованием.
Предварительно подготовленная нефть по системе напорных трубопроводов поступает на товарные парки, где на установках подготовки нефти (УПН), проходит ступенчатую подготовку до товарной кондиции. Товарная нефть по системе трубопроводов поступает на коммерческие узлы учета объединенной измерительной системы концевой сепарационной установки (КСУ), где осуществляется прием -сдача нефти в систему трубопроводного транспорта нефти акционерной компании и транспортируется на нефтеперерабатывающие заводы (лист 1 графической части дипломного проекта). Газо-водонефтяная эмульсия из системы нефтесбора поступает через устройство предварительного отбора газа (УПОГ) в сепараторы 1 ступени сепарации ДНС, где сепарируется от попутного нефтяного газа и направляется в сепараторы-буферы. Из сепараторов-буферов нефть откачивается насосами внешней перекачки на УПСВ или УПН. В связи с высокой коррозионной агрессивностью обводненной нефти в напорный коллектор ДНС дозировочными насосами блока реагента (БДР) подается ингибитор коррозии. В случае невозможности внешней откачки (авария на напорном нефтепроводе, неисправность насосоввнешней перекачки и т.п.) предусмотрено поступление нефти из сепараторов-буферов в аварийный резервуар (РВС).
Газ, выделившийся из газо-водонефтяной эмульсии в УПОГ и сепараторах 1 ступени сепарации, через газосепаратор направляется в газопровод на компрессорные станции (КС), газоперерабатывающий завод (ГПЗ) или Сургутскую ГРЭС. Газ, выделившийся из нефти в сепараторах-буферах, направляется на компрессор низких ступеней для последующей утилизации. Выделившийся в газосепараторе, конденсат отводится на вход сепараторов-буферов.
На УПСВ разгазированная водонефтяная эмульсия из сепаратора 1 ступени сепарации поступает на печи трубчатые для нагрева и далее на отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Нефть из отстойников направляется в сепараторы-буферы и далее насосами внешней перекачки откачивается на УПН. Выделившаяся в отстойниках из эмульсии, подтоварная вода поступает в очистные РВС, где происходит подготовка подтоварной воды к утилизации в систему поддержания пластового давления (ППД). Очищенная вода с содержанием нефтепродуктов до 100 мг/литр из очистных РВС насосами подтоварной воды подается на вход кустовой насосной станции (КНС) системы ППД. Нефтяная пленка из очистных РВС через сливной стояк отводится в аварийный РВС. Для ускорения процесса разделения эмульсии на нефть и воду производится подача деэмульгатора в газо-водонефтяную эмульсию на входе УПСВ дозировочными насосами блока реагента.
В настоящее время широко эксплуатируются УПСВ с аппаратами типа "Хитер-Тритер", в которых процессы нагрева и разделения эмульсии на нефть и воду происходят в трехфазном аппарате. Для нагрева эмульсии используется часть попутного нефтяного газа, выделяющегося в самом аппарате. На УПН предварительно подготовленная на УПСВ, нефть после первичного подогрева в печи 1 ступени и разгазирования в сепараторе 1 ступени поступает в отстойники, где происходит дальнейшее разделение эмульсии на нефть и воду. Нефть из отстойников после подогрева в печи 2 ступени, где происходит обезвоживание нефти до остаточного содержания воды не более 1 %. Из электродегидраторов нефть через сепараторы-буферы поступает в товарные РВС, откуда насосами внешней перекачки откачивается на коммерческий узел учета нефти. Выделившаяся в отстойниках и электродегидраторах, подтоварная вода поступает в очистные РВС, где происходит отстой остаточных нефтепродуктов, содержащихся в воде. Подготовленная вода из очистных РВС насосами подтоварной воды подается на вход кустовой насосной станции (КНС) системы поддержания пластового давления. Нефтяная пленка из очистных РВС через сливной стояк насосами внутренней перекачки подается на вход УПН. Для ускорения процесса отделения нефти от подтоварной воды производится подача деэмульгатора на входе УПН дозировочными насосами блока реагента.
Газ, выделившийся из нефти в сепараторах 1 и 2 ступеней и сепараторах-буферах, используется для собственных нужд.
2.2 Нефтяные эмульсии, условия и факторы, влияющие на образование эмульсий
Нефтяные эмульсии - это механическая смесь нефти и пластовой воды, не растворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии.
В нефтяных эмульсиях принято различать две фазы - внутреннюю и внешнюю. Внутренняя называется дисперсной фазой и она разобщена, а внешняя называется дисперсионной средой, представляющей собой сплошную неразрывную фазу.
Нефтяные эмульсии делятся на два больших класса:
1) эмульсии первого рода или прямые, когда капельки нефти, являющиеся дисперсной фазой, равномерно размещены в воде, -дисперсионной среде. Такие эмульсии называются "нефть в воде" и условно обозначаются Н/В;
2) эмульсии второго рода или обратные, когда капельки воды -дисперсная фаза, равномерно или неравномерно размещены в нефти, являющейся дисперсной средой. Такие эмульсии называются "вода в нефти" и условно обозначаются В/Н.
Тип эмульсии легко устанавливается определением свойств ее дисперсной среды. В эмульсиях Н/В внешней фазой является вода, и поэтому они смешиваются с водой в любых соотношениях и обладают высокой электропроводностью, в то время как эмульсии В/Н смешиваются только с углеродной жидкостью и не обладают заметной электропроводностью. Условленно, что тип образующейся эмульсии в основном зависит от соотношения объемов нефти и воды; дисперсионной
средой (внешней) обычно стремится стать та жидкость, объем которой больше.
Факторы, влияющие на образование эмульсии. В нефти и пластовой воде, поднимаемых на поверхность, всегда содержатся вещества в растворимом состоянии, которые способствуют образованию нефтяных эмульсий. Вещества, содержащиеся в нефти (асфальтены, нафтены, смолы, парафин) и в пластовой воде (соли, кислоты) оказывающие существенное влияние на образование эмульсии называются естественными эмульгаторами или естественные поверхностными веществами (ПАВ). Характерной особенностью строение молекул естественных ПАВ является их дифильность, т.е. строение молекул, состоящих из двух частей - полярной группы (воды) и неполярного то образуется углеводородного радикала.