Разработка месторождений компанией ООО "Taac-Юрях Нефтегазодобыча"

Обустройство месторождения предусматривало бурение добывающих и нагнетательных скважин, объединенных в кусты, водозабор ковшового типа, обустройство пром.площадки и линейных объектов.

Связь между кустовыми площадками, пром.площадкой и объектами обустройства осуществлялось по автомобильным дорогам песчано-гравийного типа.

На пром.площадке (центральный пункт сбора - ЦПС) установлены следующие основные объекты:

- Установка подготовки нефти (УПН);

- Резервуарный парк нефти;

- Головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС);

- Оперативный узел учёта нефти (ОУУН);

- Оперативный узел учёта газа (ОУУГ);

- Блочная кустовая насосная станция (БКНС);

- Газокомпрессорная станция;

- Установка подготовки газа (УПГ);

- Энергокомплекс;

- Вахтовый жилой поселок (ВЖП) на 320 человек.

За пределами месторождения установлены дополнительные объекты, имеющие отношение к обустройству Среднеботуобинского НГКМ:

- приёмо-сдаточный пункт (ПСП) товарной нефти Среднеботуобинского НГКМ в магистральный трубопровод ВСТО ОАО «АК «Транснефть» в непосредственной близости от НПС №12 нефтепровода ВСТО, в районе г. Ленск;

- коммерческий узел учёта газа (КУУГ) [3].

5.2 Кустовые площадки

Добывающий фонд формируется из проектных скважин. В результате кустования скважин на месторождении сформировано 58 кустов нефтяных скважин, также предусмотрено пять кустов газонагнетательных скважин системы поддержания пластового давления (ППД).

Обустройство кустовых площадок рекомендуется выполнить согласно «Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений».

На кустовых площадках размещается следующее основное и вспомогательное оборудование и объекты для добычи нефти и системы ППД:

- Обустройство устьев скважин в зависимости от способа эксплуатации;

- Групповые автоматические замерные установки (АГЗУ);

- Блок распределения воды (ВРБ) для распределения и замера объема закачиваемой воды;

- Блок распределения газа УРГ-Л;

- Блок дозирования химреагентов (БРХ);

- Дренажная емкость с насосом для откачки стоков;

- Приустьевые площадки для ремонта скважин;

- Якоря для крепления оттяжек ремонтных подъемных установок;

- Распредустройства, кабельные линии электропередач, КТП 6/0.4 и станции управления установками механизированного фонда скважин;

- Системы радиосвязи, телеметрии;

- Прожекторные мачты для освещения площадки.

Ниже приводится описание рекомендуемой принципиальной технологии сбора и учёта продукции кустовых площадок нефтяных скважин.

Продукция скважин по выкидным трубопроводам подается на технологический блок автоматической групповой замерной установки (АГЗУ) типа «Озна-импульс» 40-N-1500, где производится автоматический поочередной замер массового расхода жидкости и объемного расхода ПНГ нефтедобывающих скважин. Далее продукция скважин по нефтегазосборным коллекторам поступает на центральный пункт сбора (ЦПС).

Минимальный условный диаметр трубопроводов выкидных линий от добывающих скважин до автоматических групповых замерных установок (АГЗУ) рекомендуется Ду80, согласно ВНТП 3-85 «Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений» (п. 2.33);

Основные характеристики автоматизированной замерной установки типа «Озна-импульс» (Октябрьского завода нефтеаппаратуры - «ОЗНА») представлены в таблице 10.

Таблица 10

Основные характеристики АГЗУ типа «Озна-импульс»

Ввиду низкой пластовой температуры добываемых углеводородов (плюс 13 ⁰С), при добыче флюида возможно образование асфальтеносмолопарафинистых отложений (АСПО) как непосредственно в самих нефтяных скважинах, так и в сетях нефтегазосбора. Для предотвращения выпадения АСПО на кустовых площадках нефтяных скважин предусмотрены блоки дозирования химреагентов (БРХ), для закачки ингибиторов коррозии, солеотложений и АСПО, в затрубное пространство скважин и в нефтегазосборные сети. Для предотвращения АСПО в, выкидных и промысловых трубопроводах, на первом этапе эксплуатации месторождения рекомендуется постоянная закачка ингибитора парафиноотложений в затрубное пространство нефтяных добывающих скважин. Для ввода ингибиторов на кустовых площадках рекомендуются установки дозирования химреагентов, типа УДХ3Б-10.

Установка УДХ3Б-10 поставляется с узлом ввода ингибитора. На последующих этапах нефтедобычи с увеличением обводненности продукции скважин, уменьшается количество АСПО и одновременно увеличивается выпадение солей. На этой стадии рекомендуется закачка ингибитора солеотложений [3].

5.3 Основные решения по системе нефтегазосбора

Для сбора продукции скважин от площадок кустов до пром. площадки (Центральный пункт сбора - ЦПС) установлена однотрубная герметизированная система нефтегазосбора, коллекторно-лучевого типа. Режим работы системы нефтегазосбора и транспорта продукции скважин - непрерывный.

Для уменьшения площади земель, изымаемых под строительство и эксплуатацию, при выборе трасс нефтегазосборных трубопроводов рекомендуется использовать принцип коридорной прокладки линейных коммуникаций. Выбор трасс коридоров коммуникаций рекомендуется производить с учётом схемы кустования, а также уже существующих коридоров для коммуникаций.

При коридорной прокладке промысловых коммуникаций, ЛЭП рекомендуется размещать по одну сторону от автодороги, а трубопроводы - по другую. Прокладку всех промысловых трубопроводов рекомендуется выполнить подземным способом.

Прокладка трубопроводов через водные преграды рекомендуется согласно требованиям СП 34-116-97 «Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов». При переходах трубопроводов реки, в соответствии (п.6.5) СП 34-116-97, с обеих сторон рекомендуется установка запорной арматуры с электроприводом для возможности дистанционного управления и автоматическим контролем рабочего давления в сети, для обеспечения перекрытия аварийного участка при порыве трубопровода и падении давления в сети ниже заданного.

На всех трубопроводах при подключении шлейфов от кустов к основному коллектору, а также перед площадочными объектами, и после них, рекомендуется запорная арматура с дистанционным управлением, с выводом сигнала на диспетчерский пункт.

В качестве промысловых трубопроводов рекомендуются трубы класса прочности не менее К52 по ТУ 39-0147016-123-2000 «Трубы стальные электросварные прямошовные нефтегазопроводные повышенной коррозионной стойкости и хладостойкости» с заводской изоляцией усиленного типа, производства ОАО «Выксунский металлургический завод», с антикоррозионным трехслойным покрытием усиленного типа.

Для возможности анализа системы нефтегазосбора произведён гидравлический расчёт на максимальный расход продукции скважин по участкам нефтегазосборной системы, и выполнен подбор рекомендуемых оптимальных диаметров трубопроводов [3].

Заключение

Производственная практика прошла в компании ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобычи». За период практики изучили процесс эксплуатации скважин, промысловых трубопроводов, установки подготовки нефти. Также ознакомились с работой инженерно-технического состава.

В заключении можно отметить о высоком уровне профессиональной техники и технологии добычи нефти в ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобычи». Большинство процессов контролируется телемеханикой, многие процессы автоматизированы. Промысел полностью обеспечен персоналом, техникой и материалами. Проект разработки был выполнен наполовину в 2013 году и введен в работу для крупного по запасам Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения (Центральный и Курунгский лицензионные участки). На основе уточненных в 2010 году запасов нефти и газа построена геологическая модель ботуобинского продуктивного горизонта. На основе защищенной геологической модели, результатов гидродинамических исследований скважин и истории опытно-промышленной эксплуатации построена и адаптирована гидродинамическая модель, проведены технологические расчеты.

Использованная литература

1. «Технологическая схема разработки Среднеботуобинского месторождения. Книга 1». Красноярск: ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть», 2010.

2. «Технологическая схема разработки Среднеботуобинского месторождения. Книга 2». Красноярск: ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть», 2010.

3. «Технологическая схема разработки Среднеботуобинского месторождения. Книга 3». Красноярск: ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть», 2010.

4. ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» Технологический регламент по эксплуатации Среднеботуобинского месторождения. Отчетный доклад ЦДНГ, 2014.

5. ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» общая информация о компании [электронный ресурс] // [официальный сайт.

Размещено на Allbest.ru