Средний дебит по нефти за 2014 год составил 10,58 т/сут, средний дебит по жидкости – 60,86 т/сут. По сравнению с 2013 годом дебит нефти стабилен 10,36 т/сут., дебит жидкости вырос на 15 %.

Муравленковское месторождение находится на стадии падающей добычи нефти, основная проблема разработки – необходимость сдерживания темпа падения добычи нефти. На месторождении отмечается тенденция роста отбора жидкости в соответствии с проектными решениями, что привело к снижению процента падения добычи нефти. Несмотря на уменьшение количества действующих скважин в последние годы, за счет проводимых мероприятий добыча жидкости выросла на 10 %, дебиты увеличились на 15 %.

Объем закачки воды в пласт составляет 12574,7 тыс.м³, накопленный объем закачки – 185236 тыс.м³. Текущая компенсация отборов жидкости из пласта закачкой – 106%, накопленная – 105,2 %.

Действующий нагнетательный фонд объекта составляет 207 скважин при действующем фонде добывающих скважин – 481. Соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин – 3:1, что соответствует проекту.

Средняя приемистость нагнетательных скважин объекта БС₁₁ составляет 195,8 м³/сут. Коэффициент приемистости по данным КПД – 26 м^3.сут/МПа.

В целом по залежи нефти объекта БС₁₁ энергетическое состояние оценивается как удовлетворительное. Реализованная на объекте система ППД позволяет поддерживать высокие дебиты жидкости – в среднем 62,1 т/сут. Доля малодебитного фонда на объекте незначительна и составляет 5 %. Низкий дебит скважин связан, в основном, либо с глинизацией разреза в юго-западной части, либо кольматацией призабойной зоны пласта.

В проектном документе по объекту БС₁₀¹ предусмотрено формирование трехрядной системы заводнения. Однако от формирования проектной системы пришлось отказаться по причине уточнения коллекторских свойств пласта. В настоящее время в центральной части залежи скважины работают на режиме истощения. В северной части объекта, где производится основной отбор жидкости по объекту и нет перекомпенсации и высокого заводнения, формируется приконтурная система заводнения. По мере необходимости в центральной части залежи возможна реализация очагового заводнения.

По блокам объекта значения пластового давления ниже первоначального на 1,5-15 % и изменяются от 21,9 МПа (6 участок), где ведется интенсивный отбор жидкости, до 25,4 МПа (2 участок), где в настоящий момент не ведётся закачка и влияние законтурной зоны. Здесь необходимо дальнейшее развитие системы заводнения.

---

2 Технико-технологический раздел

2.1 Система сбора и подготовки скважинной продукции в условиях ДНС-6

Каждое нефтяное месторождение имеет свои особенности (свойства нефти, условия эксплуатации скважин, климат, характер местности и др.). Поэтому единой универсальной системы нефтегазосбора не существует.

По степени герметизации выделяют системы сбора открытые, смешанные (частично герметизированные), герметизированные;

По числу сборных трубопроводов для транспорта продукции скважин - одно-, двух- и трехтрубные;

По величине напора – самотечные, напорные (низко- и высоконапорные);

По типу замерносепарационных установок – с индивидуальными и групповыми установками.

Эти критерии классификации по-разному сочетаются в применяемых системах.

На ранних этапах развития нефтяной промышленности применялся открытый способ добычи, сбора и хранения нефти. Нефтяной газ и легкие фракции нефти улетучивались в атмосферу.
5.2.1 Бакинская (самотечная) система сбора
Первой более совершенной системой была бакинская смешан­ная, самотечная двухтрубная система сбора, которую продол­жают применять на давно разрабатываемых месторождениях (рисунок 5.2, а).

В этой системе совместное герметизированное низконапорное транспортирование нефти осуществляется от сква­жин 1 до индивидуальных 2 (ИЗУ) или групповых 3 (ГЗУ) замерных установок, расположенных на расстоянии от устья не более 500 м. К ГЗУ подключают выкидные линии 5-8 скважин (фонтанных, газлифтных, насосных). На ИЗУ или ГЗУ про­исходит сепарация (разделение фаз) в трапах (сепараторах) 2 при давлении 0,11-0,15 МПа.

Нефть вместе с водой из трапов самотеком (благодаря есте­ственным уклонам на местности) по нефтесборному трубопроводу поступает в резервуары 5 группового сборного пункта (ГСП), из них перекачивается насосами 6 в сырьевые резервуары 7 промыслового парка на центральном сборном пункте (ЦПС) и дальше насосами 8 на установку подготовки нефти (УПН) или на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). Раньше вода из трапов сбрасывалась в канализационную сеть.

Газ из трапа по газопроводу поступает на прием компрессорной станции 9 и дальше подается на газоперерабатывающий (газобензиновый) завод (ГПЗ). Иногда в зависимости от дав­ления на устье скважин применяют две ступени сепарации и предусматривают две газосборные линии (низкого и высокого давлений).

---

Нефть и воду замеряют путем переключения через распределительную батарею 10 в замерном трапе или мернике 4, а газ—с помощью диафрагменного прибора.

Потери нефти вследствие испарения из негерметизированных мерников и резервуаров достигают 3 % от общей добычи. С 50-х годов начали внедрять однотрубные герметизированные системы нефтегазосбора.
5.2.2 Система сбора Бароняна- Везирова
Предложена бакинскими инженерами Ф.Г.Бароняном и С.А.Везировым в 1946 г. Эта система (рисунок 5.2, б) предусматривает однотрубный высоконапорный сбор всей продукции скважин под действием устьевого давления 0,4-0,5 МПа через ГЗУ до группового (участкового) сборного пункта, расположенного на расстоянии 3-8 км.

На ГСП производят сепарацию газа в две ступени: отделяют газ в сепараторе 12 при давлении 0,4-0,5 МПа и отбирают вакуумным компрессором 16 при давлении 0,1 МПа из отстойников 13 и сборных резервуаров 14. Газ через газоосушитель 17 подают на компрессорную станцию 18 и дальше через маслоотделитель 19 на газлифтные скважины или ГПЗ.

Продукция фонтанных скважин проходит также дополни­тельную сепарацию в сепараторах 11 высокого давления (0,4-0,6 МПа), расположенных у скважин или на ГЗУ. Отделившийся газ направляют в сборный газопровод и дальше на ГПЗ или для газлифтной эксплуатации.

Дегазированная обводненная нефть из сепаратора 12 поступает в отстойники 13, где отделяются вода и песок, которые сбрасываются в систему очистки сточных вод. Частично обезвоженную нефть из сборных резервуаров 14 насосами 6 подают в сырьевые резервуары 15 ЦСП и на УПН.

Система нефтегазосбора Бароняна-Везирова не ликвидирует потери нефти от испарения только в сырьевых резервуарах 15. Она широко распространена на месторождениях юга страны, а также в Туркмении.



Рисунок 5.2 – Системы нефтегазосбора

1 – скважина; 2 – трап; 3 – групповая замерная установка; 4 – мерник;

5 – сборные резервуары группового сборного пункта; 6, 8 – насос;

7- сырьевые резервуары про­мыслового парка; 9 – 18-компрессор;

10 – распределительная батарея задвижек; 11 – сепаратор высокого давления; 12 – нефтегазовый сепаратор; 13 – отстойник;

14 – сбор­ные резервуары для нефти; 15 – сырьевые резервуары;

16 – вакуум-компрессор; 17 – газоосушитель; 19 – маслоотделитель;

20 – сепаратор I ступени; 21 – центробежный насос; 22 – сепаратор II ступени; 23 – сепаратор III ступени (пунктиром показаны га­зовые линии)

---

2.2

УПСВ и ее назначение

На установку ДНС-6 с УПСВ поступает водонефтяная эмульсия с кустов скважин на сепарационную установку, где происходит отделение попутного нефтяного газа. Далее нефтяная эмульсия поступает на сооружения УПСВ.

В качестве аппаратов предварительного сброса воды использованы нефтегазоводоразделители с прямым подогревом НГВРП.

После подготовки на установке предварительного сброса воды 5-10 % нефтяная эмульсия, пройдя узел учета нефти, транспортируется в межпромысловый трубопровод на УПН «Муравленковского» ЦПС.

Пластовая вода после очистных сооружений подается в систему ППД.

Попутный газ, выделившийся на ступенях сепарации ДНС-6 и УПСВ, используется: на собственные нужды и отправляется потребителю.

Производительность ДНС-6 с УПСВ Муравленковского месторождения составляет:

- максимальное количество нефти – 850 т /сут;

- максимальное количество жидкости – 19500 м³/ сут.

Назначение установки:

- сбор газонасыщенной обводненной нефти с кустов Муравленковского месторождения;

- частичное отделение попутного нефтяного газа от нефти;

- динамический отстой нефтяной эмульсии;

- предварительный сброс пластовой воды, ее подготовка;

- насосный транспорт подготовленной нефти на ЦПС «Муравленковский».

В состав ДНС-6 с УПСВ входят следующие объекты:

2.3 Комплекс оборудования входящий в УПСВ их назначение
Технологические сооружения ДНС-6:

Сепарационная площадка в составе:

- Сепараторы 1 ступени сепарации С1/1,2 – 2шт.;

- Сепараторы-буферы С2/2,3 – 2шт.;

- Газосепаратор Г1/1 – 1шт.

Б. Технологические сооружения УПСВ на ДНС-6:

- Узел дополнительных работ УДР – 1шт.;

- Площадка нефтегазоводоразделителей с прямым подогревом НГВРП;

- Резервуары – отстойники воды РВС 3000 - Р1,2 – 2шт.;

- Метанольное хозяйство М1 – 1шт.;

- Насосная перекачки нефти с насосами Н1,2 НС1 – 1шт.;

---

- Узел учета нефти УУН – 1шт.;

- Блоки насосов очищенной пластовой воды с насосами НПВ1,2,3 НС2 –

- Узел учета пластовой воды УУВ – 1шт.;

- Сборник утечек с насосов ДЕ-4 – 1шт.;

- Дренажные емкости (подземные) ДЕ1,2,3 – 3шт.;

- Дренажная емкость уловленной нефти ЕН1 – 1шт.;

- Дренажные емкости шлама ЕШ1 – 1шт.;

Реагентное хозяйство:

- Установка дозирования химреагента УДХ – 1шт.;

- Блок ингибитора коррозии БИК – 1шт.

- Склад для реагентов – 1шт.;

Факельное хозяйство:

- Емкость конденсата ЕК1,2 – 2шт.;

- Расширительная камера РК1,2 – 2шт.;

- Факельная установка Ф1 – 1шт.

В. Вспомогательные сооружения:

- станция биологической очистки бытовых сточных вод;

- котельная блочная с котлами КСВ-2,0;

- резервуар чистой воды для котельной V=25 м³;

- резервуар аварийный для топлива V=50 м³;

- емкость приема топлива V=12,5 м³;

- блок КТП с НКУ;

- операторная;

- блок хранения пожинвентаря;

- станция насосная противопожарного водоснабжения;

- резервуары противопожарного запаса воды;

- установка подготовки и подачи питьевой воды;

- мачты прожекторные;

- корпус административно-бытовой;

- здание опорного пункта бригады;

- склад материально-технический;

- ремонтно-механическая мастерская;

- электростанция дизельная;

- проходная;

- ворота откатные механизированные,
2.4 Совершенствование системы сбора скважинной продукции НА УПСВ

Текущее состояние в области фонда скважин

Муравленковское газонефтяное месторождение в настоящее время находится на стадии падающей добычи нефти.

Вовлечены в разработку два основных проектных объекта: БС₁₁ и БС₁₀¹, объекты БС₁₀² и БС₁₂ эксплуатируются как возвратные. Объект БС₁₀³ в разработку не вовлечен.

С начала разработки по месторождению добыто 82740 тыс.т нефти и 164168,4 тыс.т жидкости. Максимальный уровень добычи нефти (9601 тыс.т) и жидкости (13120 тыс.т) по месторождению был достигнут в 1989 году при действующем фонде 852 скважины.

---

Смотрите также файлы

• Некоммерческая образовательная.docx

• Задача 1 государственная итоговая аттестация госпитальная педиатрия Факультет педиатрический Кафедра педиатрии.docx

• Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования тюменский индустриальный.docx

• Анатомия отделы и структуры нервной системы человека принципы выделения и классификации.docx

• .docx