Эффективность системы сбора и подготовки нефти на месторождении Тенгиз

Для обоснования  способа эксплуатации, определения  оптимального режима работы скважин, а также выбора необходимого устьевого и внутрискважинного оборудования проведены расчеты по известным формулам трубной гидравлики, с учетом условий проекта опытно- промышленной эксплуатации, физико-химических свойств флюида и геолого-технологических показателей. Принятые в проекте и взятые за основу при обосновании выбора способа и необходимого оборудования значения, физико-химических и технологических параметров, приведены в таблице 1.6.

Для выбора оптимальных  режимов совместной работы пласта и фонтанного подъемника рассчитаны давления на забое, определяющие такой приток жидкости, который фонтанные трубы будут в состоянии пропустить при данной глубине скважины, противодавление на устье и диаметре труб.

Таблица 1.6- Исходные данные дня расчета фонтанного подъемника

 

 

Параметры	значения
	I объект	II объект
Глубина залегания  продуктивного пласта, м	4600	4800
Пластовое давление, МПа	82,4	83,08
Давление  насыщения нефти газом, МПа	25,6	26,3
Газосодержание, м3/т	579,6	593,0
Плотность нефти  в пластовых условиях, кг/м	629,0	624,0
Плотность разгазированной  нефти, кг/м	804,0	805,0
Вязкость  нефти, мПа·с	0,22	0,22
Коэффициент продуктивности, м /сут*МПа	132,73	157,54
Пластовая температура, С	108,0	120,0
Температура на устье, С	85,0
Обводненность, %	-	-

В расчетах приняты  следующие значения параметров:

• давление насыщения на устье Рнас=23 МПа;
• средняя плотность нефти Р_н=580 кг/м³  (при движении жидкости по

              НКТ она охлаждается и ее плотность изменяется, поэтому р_н = ( p₃+p_у)/2, 

               где р₃ и р_у - плотности жидкости при термодинамических условиях

             забоя и устья скважины);

• средняя вязкость μ=0,22 мПа·с.

 

Решаются  совместно задачи движения жидкости по стволу скважины и притока жидкости из пласта. Задача решалась на ЭВМ (Приложение А). По результатам расчёта строятся  характеристические кривые подъемника и индикаторные линии зависимости  дебита от забойных давлений для значений коэффициентов продуктивности К_пр=10, 30, 50, 100, 150, 200, 360 м³/сут· МПа.

Для обеспечения  заданных проектных отборов условия  работы подъемника по II варианту следующие:

                                                                Iобъект             II объект

• давление устьевое, Мпа                  23,0                     23,0
• давление забойное, Мпа                 75,0                      75,0
• диаметр НКТ, мм                            89,0                      89,0
• максимальный дебит, м³/сут          1200,0                 1100,0

 

Таблица 1.7 - Характеристика показателей эксплуатации

 

Способ эксплуатации	Показатели	Годы
		1999	2000	2001	2002
фонтанный	Ввод скважин	10	8	8	12
	Средний эксплуатационный фонд	59	67	75	87
	Дебит по жидкости, т/сут	504,5	525,0	535,1	511,2
	Обводненность, %	-	-	-	-

В таблице 1.7 приведена характеристика показателей эксплуатации. К концу рассматриваемого периода фонд скважин возрастает с 59 до 87 скважин, а дебит изменяется от 504,5 до 511,2 м³/сут и обеспечивает проектную добычу при коэффициенте эксплуатации К_экс=0,892 (коэффициент эксплуатации принят по фактическим данным).

Условия  длительного  фонтанирования  скважин  месторождения  Тенгиз обусловлены  аномально высоким пластовым давлением   в залежи   а также высокими значениями газосодержания (I объект - 579,6 м³/т, II объект - 593 м³/т).

1.3.3 Система поддержания пластового давления

Решающее значение при выборе системы  разработки массивных нефтяных залежей имеет степень гидродинамической связи по вертикали. В соответствии с характером этой связи меняется подход к организации, как закачки газа, так и закачки воды /4/.

В настоящее  время пластовое давление в 1-м  объекте разработки снизилось примерно на 20,0 МПа. Большинство замеров пластового давления имеется по скважинам, вскрывшим верхнюю часть эксплуатационного объекта, и лишь в небольшой части скважин нижняя дыра перфорации находится в его подошвенной части.

В Технологической  схеме разработки месторождения Тенгиз приведены четыре варианта разработки, с применением различных методов поддержания пластового давления.

При разработке месторождения при естественном упруго-замкнутом режиме (1-й вариант) скважины размещаются по равномерной  квадратной сетке с расстоянием между скважинами 1000 м, соответственно плотность сетки составляет 100 га/скв. Подобная сетка скважин обоснована еще в первой технологической схеме разработки 1986 года. 

По 2-му варианту (закачка газа) могут быть два  варианта размещения скважин. Первый вариант полностью совпадает с размещением скважин при 1-м варианте разработки (естественный режим), т. е. скважины размещаются по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 1000 м. Рассмотрен также вариант размещения скважин, в соответствии с которым в центральной части платформы, в зоне размещения нагнетательных скважин, предполагается разбурить по квадратной сетке 750´750 м, оставив сетку 1000´1000 м на ее краях и в бортовой трещиноватой зоне.

3-й и 4-й  варианты предусматривают осуществление закачки воды, причем по 3-му варианту вода закачивается по всей толщине пласта 1-го объекта и нефть вытесняется водой вдоль напластования, а по 4-му варианту – в подошвенную часть 1-го объекта на платформе и на границе 2-го объекта и девона в трещиноватой зоне пласта. По обоим вариантам разработки размещение и число скважин является одинаковым.

В условиях очень  сложного геолого-физического строения месторождения Тенгиз любой метод  воздействия на пласт, закачка газа или закачка воды, нуждается в  испытании на специальных опытных участках. Только после получения фактических данных по опытной закачке газа или воды, можно сделать выводы об эффективности того или иного метода воздействия на пласт.

1.4 Сбор и подготовка скважинной продукции

Система сбора продукции скважин должна соответствовать требованиям РД 39-0148311-605-86 «Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов» и должна осуществлять:

- замер дебита нефти и газа по каждой скважине;

- однотрубный транспорт;

- полную герметичность процесса;

- максимальное использование пластового давления.

Выполнение указанных требований обеспечивает более безопасные условия  эксплуатации объектов сбора и, что самое главное, обеспечивает сохранение природной среды.

Наиболее существенными факторами, определяющими параметры процесса промысловой подготовки нефти, являются ее физико-химические свойства, а также фракционный и компонентный состав непосредственно определяющие последовательность и технологические параметры операций при подготовке нефти. Кроме того следует учитывать динамику добычи продукции скважин, определяющую мощность производства и последовательность ее наращивания при стадийном строительстве данных объектов /5/.

В соответствии с РД 39-0147035-207-86 мощности сооружений по сбору и подготовке нефти нефтяного месторождения Тенгиз должны быть рассчитаны на максимальные уровни отборов нефти, газа и воды /6/.

На сегодняшний день на месторождении  функционируют 9 замерных установок (ЗУ), оснащенных сепараторами, позволяющими проводить замеры дебита по системе газ-жидкость-вода. Каждая ЗУ подключена к центральному промысловому манифольду (ЦПМ) и далее к центральному пункту сбора. В частности, К ЗУ-5 подходят выкидные линии от 4 скважин, к ЗУ-8 - 5, к ЗУ-9 – 10, к ЗУ-12 – 4, к ЗУ-14 – 5, к ЗУ-15 – 9, к ЗУ-17 - 9, к ЗУ-19 – 5, к ЗУ-20 – 7 (рис. 1.5).

Давление на устье действующих  скважин изменяется от 9,3 МПа до 42,4 МПа, а температура от 52 ^оС до 108 ^оС при изменении дебита от 118 до 2055 т/сутки. При теплоизоляции сборных трубопроводов из 25 мм полиуретана температура на манифольде завода около 60 ^оС, а давление около 7 МПа.

 

 

 

Основными факторами определяющими  параметры и количество ступеней подготовки нефти до товарного качества, в данном случае являются:

- аномально высокое давление в системе сбора и значительное газосодержание (потребуют проведения газосепарации в три технологические ступени при появлении воды в количестве более 3÷4 % имеется возможность вывода «свободной воды» на I ступени методом трехфазного разделения);

- высокое содержание в продукции сероводорода до 17 % и низших меркаптанов (потребует проведения стабилизации нефти до остаточного содержания не более 20 ррm сероводорода и отделения метил- и этилмеркаптанов в отпарной колонне с доведением товарной нефти до остаточного давления насыщенных паров ниже 0,066 МПа);

- наличие в продукции пластовой воды с минерализацией от 110 до 180 г/л по различным источникам (требует включения в технологическую схему электрообессоливания сырья с промывкой пресной промывной водой). Обессоливание ведется в электродегидраторах обычного или электростатического типа, подбираемых по необходимой мощности и необходимому времени пребывания, обеспечивающих остаточное содержание хлористых солей в нефти не более 100 мг/л товарной нефти и менее 0,5 % остаточной воды. Дренажные воды ступени используются для распреснения продукции с промысла, либо поступают в секцию водоочистки;

- реализация товарной нефти месторождения в основном происходит через систему экспортных трубопроводов (КТК) поэтому она должна быть подготовлена до требований для налива в морские танкеры (не ниже 1-ой группы качества ГОСТ 9965-76^*).

- стабилизация подготовленной нефти осуществляется в отпарной колонне и ведется при условиях обеспечивающих давления насыщенных паров товарной нефти и допустимые параметры по остаточному содержанию метил- и этил-меркаптанов соответствующих требованиям отгрузки. Газы этой ступени сепарации очищаются и утилизируются в зависимости от их свойств.

 

    

 

 

 

 

 

Рисунок 1.6 Блок-схема технологической структуры подготовки продукции скважин при разработке месторождения с поддержанием пластового давления методом закачки газа (вариант 1)..

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1.7 Блок-схема  технологической структуры подготовки продукции скважин при разработке месторождения с поддержанием пластового давления методом заводнения (Вариант 2)

 

По товарной характеристике нефть  сернистая (массовое содержание серы 0,95%), молосмолистая (1,02 %), парафиновая (3,92 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 ^о  С – 70 %.

Анализ приведенных данных, а  также существующей технологии подготовки нефти (КТЛ-1, КТЛ 2, 3) на месторождении  показывает, что можно в наиболее общем виде представить процесс промысловой подготовки тенгизской нефти в виде ряда последовательных стадий, представленных схематически на рисунках 1.6-1.7.

К 2021 - 2022 г.г. ожидается увеличение объема газонефтяной смеси протекающей  по сборным трубопроводам примерно в три раза. Это приведет к возрастанию перепада давлений по длине сборных трубопроводов также в три раза. Поэтому при проектировании развития системы сбора необходима прокладка новых сборных трубопроводов с учетом снижения давления на устье добывающих скважин.

Как показали реологические исследования нефть Тенгизского месторождения  не образует стойких эмульсий «вода  в нефти» при температурах в системе  сбора продукции скважин. Поэтому возрастание перепадов давлений в сборных трубопроводах за счет этого не ожидается. Вязкость водонефтяных эмульсий будет не выше вязкости безводной нефти при температуре в сборных трубопроводах.

1.4.1 Защитные мероприятия по обеспечению надежности эксплуатации оборудования и коммуникации, применяемые при данной стадии разработки месторождения Тенгиз

Меры по защите оборудования и коммуникаций системы добычи и 

сбора

Защита подземного оборудования скважин. Конструкция  обсадки скважины и колонна выполнены  в антикоррозионном исполнении. Трубы  НКТ защищаются катодной поляризацией.