Презентация-Воробьевско1е. Анализ разработки и повышение эффективности системы подготовки нефти на Воробьевском месторождении
 Скачать 1.05 Mb.
|
 Презентация к дипломной работе Тема: «Анализ разработки и повышение эффективности системы подготовки нефти на Воробьевском месторождении» Студент группы ОРНз-13-01 Коннов Максим Сергеевич_ Тема дипломного проекта: Анализ разработки и повышение эффективности системы подготовки нефти на Воробьевском месторождении Объектом, рассматриваемым в данной работе, является система сбора и подготовки нефти Воробьевского месторождения НГДУ «Бузулукнефть». В административном отношении Воробьевское месторождение расположено в восточной части Бузулукского района Оренбургской области, вблизи границы с Тоцким районом. Районные центры – г.Бузулук и пос.Тоцкое – расположены соответственно в 19 км к ЗСЗ и 15 км к ЮВ от Воробьевского месторождения. Карты Воробьевского месторождения с указанием размещения объектов системы сбора и подготовки нефти, а также и схема нефтяных месторождений района Воробьевского месторождения с элементами тектоники приведены на рис. 1, 2, 3. Рассмотрены основные показатели разработки месторождения и система сбора и подготовки скважинной продукции на Воробьевском месторождении. Выполнено: -анализ разработки Воробьевского месторождения; -расчет оборудования системы сбора и подготовки скважинной продукции; -рассмотрены осложнения, возникающие при эксплуатации системы сбора и подготовки скважинной продукции; -предложены мероприятия, направленные на совершенствование системы сбора и подготовки скважинной продукции на Воробьевском месторождении. -разработан раздел «Безопасность и экологичность проекта»  Рис.1. Обзорная ката района Воробьевского месторождения  Рис. 2 Схема нефтяных месторождений района Воробьевского месторождения с элементами тектоники   Состояние разработки Месторождение введено в промышленную разработку в 1980 году. Промышленная нефтеносность Ворбьевского месторождения приурочена к отложениям бобриковского горизонта (пласт Б2-1) каменноугольной системы, пашийского горизонта (пласты Д0+Д1) верхнего девона. Кроме того, выявлена нефтеносность в отложениях турнейского яруса (пласт Т1), пластам башкирского яруса (пласт А-4) и бобриковского горизонта (пласт Б2-2). По объектам реализованы треугольные системы размещения скважин с очаговым и приконтурным заводнением с расстоянием между скважинами 500 м. На 01.01.2017 г. в фонде Воробьевского месторождения числится 20 скважин, из них: 16 добывающих и 4 нагнетательных. С 2010 года месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления. На 01.01.2017 г. в нагнетательном фонде скважин числится четыре скважины, все находятся под закачкой. Добыча нефти на месторождении ведется механизированным способом (установками ЭЦН). Действующий добывающий фонд превышает проектный на 5 скважин, фактическая добыча нефти в текущем году составила 151,0 тыс. т, что выше проектного уровня (127,7 тыс. т) на 23,3 тыс. т (18,2 %). Среднее значение дебита нефти по скважинам в 2016 году составляет 39,3 т/сут и ниже проектного значения (41,7 т/сут) на 2,4 т/сут (или 5,7 %), дебит жидкости составил 58,9 т/сут, превышение над проектным значением (50,3 т/сут) составило 17,1 % или 8,6 т/сут. Всего с начала разработки по состоянию на 01.01.2017 г. по Воробьевскому месторождению отобрано нефти 841,9 тыс. т (по проекту – 833,6 тыс. т), жидкости – 1043,5 тыс. т (по проекту – 973,6 тыс. т).  Коэффициент извлечения нефти по месторождению на 01.01.2017 г. составил 0,059, что немного выше проекта (проект – 0,058). Отбор от утвержденных извлекаемых запасов составляет 12,1 % (по проекту – 12,0 %). Накопленные показатели проектного документа по добыче нефти и жидкости на месторождении достигнуты, фактическая добыча нефти за 2016 год превышает проектную на 18,26%, жидкости – на 46,9 %. Превышение показателей достигнуто за счет опережающего бурения, обводненность же продукции по факту значительно выше проектного значения; показатели по дебитам действующего фонда практически соответствуют проекту. Таким образом, разработка Воробьевского месторождения ведется с отклонениями от проектных решений. Месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления, накопленная закачка воды на 01.01.2017 г. – 389,0 тыс. м3, что на 14,0 % выше проектного значения, накопленная компенсация – 31,2 %. Фактический ВНФ (текущий) на 01.01.2017 г. составил 0,239 долей ед., проектный – 0,168 долей ед., обводненность продукции действующего фонда скважин – 33,3 % (проект – 17,0 %). По сравнению с 2015 годом обводненность повысилась на 12,4 %. Выработка запасов по пластам ведется неравномерно, неравномерность в степени выработанности запасов нефти обусловлена как особенностями геологического строения, так и спецификой разработки каждой залежи. Технологические показатели разработки Воробьевсконо месторождения за период 2012–2016 г.г приведены в таблице 1. .   Система сбора и промысловой подготовки продукции скважин Воробьевского месторождения Сбор нефтегазовой смеси скважин Воробьевского месторождения осуществляется по выкидным трубопроводам до замерных установок АГЗУ-2,3 (рис.3), где происходит автоматический учет жидкости. Далее по нефтегазосборному коллектору продукция скважин транспортируется до ДНС «Воробьевская». На ДНС «Воробьевская» также поступает скважинная продукция от АГЗУ-1 Никифоровского месторождения. Дальнейший транспорт нефти с помощью насосов типа ЦНС60-330 производится до врезки в нефтепровод ДНС «Пронькинская» - Покровская УПН. диаметром 159 мм. На Покровских ГС осуществляется окончательная подготовка нефти до товарных кондиций. Система сбора продукции скважин Воробьевского месторождения является герметизированной однотрубной напорной. Конструкция промысловых трубопроводов обеспечивает проведение технологических операций в процессе эксплуатации, таких как депарафинизация трубопроводов и др. Замер и учет количества добываемой нефтегазовой смеси со скважин Воробьевского месторождения производится на АГЗУ-2, 3. АГЗУ - автоматизированная групповая замерная установка модель «Спутник АМ-40-14-400», Q=400 м3/сут. На рис. 4 приведена принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник-А». Спутник-А состоит из двух блоков: замерно-переключающего и блока местной автоматики (БМА), в котором автоматически регистрируется измеренный дебит скважин, и скважины переключаются на замер. Спутник-А работает по программе, обеспечивающей поочередное подключение на замер скважин на строго определенное время.   ДНС со сбросом пластовой воды «Воробьевская» Продукция скважин Воробьевского нефтяного месторождения от замерных установок поступает на ДНС со сбросом пластовой воды «Воробьевская». Основное оборудование ДНС с УПСВ - сепаратор нефтегазовый со сбросом воды С-1/1 25м3 – 1 шт. - аппарат обезвоживания нефти БУОН 100м3 – 1 шт. - буферная емкость обезвоженной нефти Бн-1 100м3 – 1 шт. - печь нагрева ПТБ-10 – 1 шт. - насосы обезвоженной нефти Н-1/1, 2 Q-180м3/ч – 2 шт. - отстойник пластовой воды ОВ-1, 200м3 – 1 шт. - газосепаратор ГС-1 1,6 м3 – 1 шт. - насосы откачки пластовой воды Н-2/1, 2 Q=180 м3/ч – 2 шт Технологическая схема ДНС с УПСВ «Воробьевская» приведена на рис. 5. Устройство оборудования ДНС с УПСВ приведено на рис. 6-10. Характеристика оборудования ДНС с УПСВ приведена в таблице 2.        После АГЗУ нефтяная эмульсия поступает в нефтегазовый сепаратор со сбросом воды С-1 на ДНС с УПСВ «Воробьевская», где при давлении 0,8-0,6 МПа происходит отделение нефтяного газа и воды от нефти. Отсепарированный в сепараторе С-1 газ проходит очистку в гасосепараторе ГС, где отбивается капельная жидкость, и через узел учета поступает для собственных нужд (печь-подогреватель, для отопления операторной). Далее осуществляется подогрев нефти в подогревателе П-1 (ПТБ-10) до температуры 40ºС. Жидкость (частично обезвоженная нефть) из НГСВ после прохождения через подогреватель поступает в аппарат обезвоживания нефти БУОН (объемом 100 мЗ). Обезвоженная до остаточной обводненности 5 % нефть поступает в буферную емкость по нефти Бн обьемом 100м3. После буферной емкости предварительно обезвоженная нефть поступает в насосную внешнего транспорта. Подтоварная вода из БУОН после очистки в жидкостном гидрофобном фильтре, поступает в отстойник ОВ-200 в систему ППД. Внешний транспорт нефти с помощью насосов типа ЦНС60-330 производится по нефтепроводу диаметром 159 мм до врезки в нефтепровод ДНС «Пронькинская» - УПН «Покровская». На УПН «Покровская» (Покровские ГС) осуществляется окончательная подготовка нефти до товарных кондиций. Технологическое оборудование ДНС с УПСВ оснащено приборами контроля состояния оборудования, автоматического регулирования и автоматического управления, сигнализацией отклонения параметров от заданных значений, приборами местного и дистанционного управления с выводом показаний приборов на пульт управления в операторной ДНС с УПСВ.      |