Сбор и подготовка нефти

 

 

      3.3. Система  сбора и подготовки нефти, газа  и воды Южно-                                                                                                         Сургутского месторождения.

      В соответствии с проектом обустройства на Южно-Сургутском месторождении построена дожимная насосная станция (ДНС-1) номинальной производительностью по жидкости 10 тыс. м3/сут. и цех предварительной подготовки нефти (ЦППН-2), состоящий из установки предварительного сброса воды производительностью 32.5 млн.т/год и установки разгазирования нефти. В настоящее время в стадии пуска находится ДНС-3 номинальной мощностью по жидкости 20 тыс.м3/сут. Технологической схемой ДНС-3 предусматривается одноступенчатое разгазирование в двух сепараторах объ1мом 100 м3 и очисткой газа в газосепараторе. Оборудование и параметры работы действующих ДНС-1 и ЦППН-2 приведены в таблице 3.4.1. В технологическую цепочку ДНС-1 входят: устройство предварительного отбора газа(УПО) условным диаметром 700 мм. ; сепаратор первой ступени; сепаратор-буфер, используемый в качестве аварийного; газосепаратор. объём аппаратов - 100 м3 каждый. В технологическую схему ЦППН-2 входят сепарационная установка нефти, состоящая из восьми блочных сепараторов УБС-16000/6м, суммарной проектной производительностью 120 тыс. м3/сут; установка предварительного сброса воды, состоящая из девяти отстойников ОГ-200П; две буферные ёмкости и восемь насосов , четыре нагревателя для рецеркулируемого теплоносителя, пять буферных ёмкостей и десять магистральных насосов для предварительно обезвожженной нефти; четыре реагентных блока.

   В соответствии  с техсхемой нефть с месторождения  со средней обводнённостью 74% по восьми нефтепроводам поступает в аппараты первой ступени, где происходит её разгазирование . Затем нефть направляется в отстойники, в которых осуществляется сброс воды до её остаточного содержания 30-45%. далее частично обезвоженная нефть делится на два потока. Первый поток через буферные ёмкости насосами откачивается в ЦППН-1 Усть-Балыкского ЦТП, где последовательно проходит отстойники, сепараторы концевой сепарационной установки (КСУ) и совместно с нефтями других месторождений поступает в нефтяные резервуары для подготовки до товарных кондиций. Второй поток поступает в буферную ёмкость, затем нагревается в печах ПТБ-10, в которые подаётся насосом. Нагретая нефть направляется в два распределительных узла, расположенных на расстоянии 350-400 м. перед сепараторами первой ступени, для подогрева продукции скважин. За два-три метра до точки ввода теплоносителя вводится деэмульгатор. Дренажная вода из отстойников поступает в резервуары для очистки от нефти и далее подаётся в систему ППД. Газ первой ступени сепарации и буферных ёмкостей после очистки от капельной нефти в газосепараторах подаётся на Сургутский ГПЗ, собственные нужды ЦППН и для поддержания аварийного факела. Стабилизация газа составляет 96-98% . Газ КСУ сжигается на факеле.

  В аварийном режиме  ЦППН работает следующим образом.  Жидкость после отстойников и  буферных ёмкостей поступает в аппараты КСУ, аварийные резервуары РВС и насосами внешней перекачки откачивается в ЦППН-1 Усть-Балыкского ЦТП. Однако, в зимнее время (в течении около 9 месяцев) аварийные резервуары используются в качестве технологических и часть нефти (в количестве 200-300 м3/сут) поступает на КСУ, в аварийные (технологические) резервуары и подаётся на приём насосов.

            3.4. Заключение.

 Добывающий фонд  скважин на месторождении составляет 1210 скважин, нагнетательный фонд - 681 скважина. В основном скважины работают мехспособом - 83% от действующего фонда. Преобладающий способ эксплуатации - ЭЦН.

     Месторождение  находится в стадии падающей  добычи. В начале разработки (1976 - 1979 г.) средний дебит жидкости  увеличивался с 32 до 83 т/сут. С  1979 по 1982 г. дебит держался на стабильном уровне 80 т/сут. С 1982 г. дебит жидкости начал медленно падать до 54 т/сут. С 1984 по 1989 г. месторождение держится на стабильном уровне 54 - 59 т/сут. В настоящем времени дебит снизился до 12 - 15 т/сут. На динамику дебитов жидкости влияет рост обводнённости. Обводнённость на месторождении в среднем составляет 82%.

    Закачка воды  на месторождении начата в  1978 г. Система заводнения блочно-квадратная с элементами очагового. Система заводнения жёсткая, расстояние от зоны закачки до зоны отбора - 600 м. от основных рядов и 420 м. - от дополнительных. Размеры ячеек 2.4 х 1.8 км. Месторождение находится в стадии максимальной закачки. Объёмы закачки большие. По площади закачка распространяется неравномерно. Наибольшие объёмы закачки приходятся на основные разрезающие ряды 3, 4,5,6. Практически все скважины качают в верхний объект 1БС10. Это вызывает большой рост пластового давления, которое как в зоне отбора, так и в зоне закачки значительно превышают значения пластового давления по 2БС10 на 7 и 8 атм. соответственно.

   На месторождении  отмечается рост обводнённости  продукции. С 1980 по 1982 г. начался  период интенсивного обводнения. Наибольший годовой прирост обводнённости - 12% отмечался в год максимальной добычи в 1985 г. В последние годы темп обводнённости стабилизировался и составляет в среднем за год 4%.

   Пластовое давление  находится в стадии роста. В  настоящее время Рпл. в контуре залежей 1БС10 и 2БС10 достигло 265 и 264 атм., что превышает начальное на 28 и 27 атм. Пластовое давление даже в зоне отбора выше начального на 25 и 18 атм.                               

                           

 

 

 

  4.Специальная часть.

 

               4.1 Анализ работы системы ППД.

 

    Закачка воды  в целях поддержания пластового давления начата на Южно-Сургутском месторождении в 1978 году. По состоянию на 1.01.97 год в продуктивные пласты закачано 285479.4 тыс.м3 воды в т. ч. 108445 тыс. м3 сточной , 60999.4 тыс. м3 сеноманской и 116034.1 тыс. м3 пресной вод. Плановые и фактические объёмы закачки воды представлены в табл. 4.1.2. Добыча сеноманской воды на месторождении осуществляется из 17 водозаборных скважин фонтанным способом со среднесуточным дебитом 600 м3/сут, при этом коэффициент эксплуатации составил 0.51. Показатели работы водозаборных скважин представлены в таблице 4.1.1

 Таблица 4.1.1

                         Показатели работы водозаборных  скважин

Показатели	1995 год	1996 год
Общий фонд , шт   Действующий фонд , шт   Коэффициент исп. фонда   Коэффициент эксплуатации действующего фонда   Средний дебит , м3/сут   Бездействующий фонд   в т. ч. по причинам   в освоении   в бездействии	54                       33                      0.50                0.99                 700                 21                    4                17	53                 17                0.16                0.51                  600                 36                      4                32

                                                                

 

 

 

 

 

 

 

            Таблица 4.1.2.

                      Показатели работы системы ППД.                          

			1995 год	1996 год
Объёмы закачки воды   тыс . м3	плановый                     фактический	годовой   накопленный   всего: годовой накопленный в т.ч. сточной: годовой накопленный в т.ч. сеноманской: годовой накопленный в т.ч. пресной: годовой накопленный	34092.0      255136.0        34117.0    255573.4           18143.1     88233.4         5144.4     59198.8         10829.5     108143.2	255136.0      248895.0        29906.0    285479.4         20212.5     108445.9          1802.6      60999.4          7890.9     116034.1

 

 

В 1996 году закачка воды осуществлялась 13 кустовыми насосными  станциями , на которых по состоянию  на 1.01.97 года установлено 62 насоса ЦНС180-1422. Общий фонд нагнетательных скважин на месторождении составил на 1.01.97 г. 462 скважины , из них действующий - 423 скважины , бездействующий - 34 и 5 скважин находились в освоении. Показатели работы фонда нагнетательных скважин представлены в таблице 4.1.3.

                                                                                       Таблица 4.1.3

              Показатели работы фонда нагнетательных скважин.

Показатели	1995 год	1996 год
Общий фонд , шт   Действующий фонд , шт   Коэфициент эксплуатации действующего фонда   Коэффициент использования  общего фонда   Средняя приёмистость , м3/сут       фактическая       проектная   Давление на устье , Мпа:       фактическая        проектная	274             260             0.97               0.92                208          169              13.5          13.0	280              268              0.96                0.92                  204            143               13.7           13.0

 

 

                                                                                   Таблица 4.1.4.

                  

   Характер распределения порывов напорных водоводов.

 

Год	Вид порывов
		Свищи в швах	Свищи по телу трубы от коррозии	Свищи по телу трубы от раковин	Заводс-кой брак	Замораживание	Итого
1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996  Итого		-        -        -        -        -        -        -        -        6        3        -        -        1        1        -        4        5       20	1       30       20       3       17       7       2       6       11       7       2       6       8       3       15        9       10       157	-       -       -       -       -       -       -       -       -       3       -       -       1       -       -       2       -       6	-        -        -        -        -        -        -        -        -        4        1        -        -        2        -        -        -        7	-        -        -        -        -        -        -        -        1        -        -        -        1        1        -        -        -        3	1       30       20        3        17         7        2        6        18        17         3         6        11        7        15        20        15       193

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                                                                                                         Таблица 4.1.5.                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                   

         Распределение протяжённости напорных  водоводов по

                            допустимому рабочему давлению.

Номер КНС		Протяжённость водоводов , в м/% от общей длины , при максимально допустимом рабочем давлении , МПа
	Факт. Рнагн  МПа		до 10.0	до 11.0	до   12.0	до   13.0	до   14.0	до    15.0	до    16.0	до   17.0
1        2        3        4        5        6        7        8        9      10      11      12      13      15 Итого	14.0      15.0     14.3      14.2     14.0     15.0     16.0     15.0     14.5     14.5     15.5     14.5     14.5     15.8		54800   100 55150   100 82500   100 11560   100 31630   100 16400   100 2200   100 29400   100 18600   100 44400   100 75770   100 2400   100 32630   100 24950   100 58643   100	34600 63.14 4600   8.34 24000 29.09 59700 51.64 31630 100 16400 100 2200 100 29400 100 18600 100 4440   100 75770   100 2400   100 32630 100 24950 100 40128 68.43	29200 53.28 3300 5.98 23000 27.88 34100 29.50 31330 99.05 16400 100 2200 100 29400 100 18600 100 4440   100 75770   100 2400   100 32630 100 24950 100 36768 62.70	27400 50.0 2100 3.81 22400 27.15 25600 22.15 31330 99.05 16400 100 2200 100 29400 100 18600 100 44400 100 75770 100 2400   100 32630 100 24950 100 347280 59.22	24000 43.8     -     - 19400 23.52 25100 21.71 31330 99.05 16400 100 2200   100 28300 96.26 18600 100 42600 95.95 75770 100 2400   100 32630   100 18950 75.95 32111 54.76	8700 15.88     -    1010 12.24 25100 21.71 28130 88.93 1640  100 2200   100 26800 91.16 18600 100 4260 95.95 7460 98.46 2400   100 32630 100 15650 62.73 28961 49.39	5700 10.40      -      - 10100 12.24 23900 20.67 27530 87.04 16400 100 2200   100 21900 74.49 16300 87.63 28600 64.41 74600 98.46 2400   100 28030 85.90 15650 62.73 259610 44.27	5700 10.40     -     - 10100 12.24 21100 18.25 13200 41.73 8200 50.0 2200 100 21900 74.49 14700 79.03 12700 28.60 74600 98.46 2400 100 28030 85.90 15650 62.73 200030 34.11