Туймазинское месторождение

Принцип работы ДНС: нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе.

Установка предварительного сброса воды УПСВ  предназначена для отделения от нефти воды и попутного газа. УПСВ состоит из следующих комплексов оборудования:

· Узел сепарации.

· Резервуарный парк.

· Насосный блок (УПСВ может быть оборудовано несколькими насосными блоками).

          Узел сепарации может иметь несколько ступеней сепарации с применением различного типа оборудования (НГС, ГС, УБС, ОГ, РК, УСТН). Резервуарный парк состоит из одного или нескольких резервуаров, вместимостью от нескольких сотен до десятков тысяч м3 жидкости. В основном употребляются вертикальные стальные резервуары РВС.

          После ДНС или УПСВ нефть поступает на  подготовку.

Установки подготовки нефти УПН представляют собой блочно-комплексные автоматизированные установки и предназначены для эффективного нагрева, обезвоживания и обессоливания нефтяных эмульсий и подготовки товарной нефти.

Технологический цикл подготовки нефти включает в себя следующие основные этапы: дегазации нефти, стабилизации нефти, подогрев, обезвоживание и обессоливание нефти.

Установка подготовки нефти может включать следующее технологическое оборудование:

-резервуары, дренажные  и накопительные емкости;

-отстойники, теплообменники, электродегидраторы;

-блок коммерческого  учета нефти;

-блок обезвоживания  и обессоливания нефти, дозирования химреагентов, подготовки газа, гребенки;

-БКНС;

-нефтяные и  газовые сепараторы;

-печи подогрева  нефти;

-оборудование  КИПиА, запорно-регулирующая арматура, АСУ, факельные установки.

На УПН (ЦППН) жидкость поступает на узел сепарации. После сепарации жидкость направляется в печи для подогрева эмульсии с реагентом. Нагревается до 50о и поступает в отстойники, где происходит разделение эмульсии  на нефть и воду. Вода сбрасывается в очистные резервуары, где происходит гравитационный отстой остаточных нефтепродуктов, содержащихся в воде, и далее направляется  на БКНС.  Нефть из отстойников направляется  в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды.

Нефть с содержанием воды > 10%  с установок предварительного сброса воды насосами ЦНС  подается на установки подготовки нефти (УПН – 1, 2) в печи-нагреватели ПТБ-10 . В поток нефти, на прием насосов подается дозируемый расход реагента - деэмульгатора в количестве > 20 г/т. Нагрев в печах производится до 45-50оС, после чего нефть поступает в  электродегидраторы, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти. Нефть, с содержанием воды до 1% и температурой 44-49оС  поступает в сепараторы “горячей сепарации” для дальнейшего разгазирования (стабилизации), оттуда следует в товарные резервуары РВС.

Товарная нефть проходит проверку качества с помощью лабораторных методов и подается насосами ЦНС через узел учета нефти (УУН) на центральный товарный парк (ЦТП)  или в магистральный нефтепровод.  С ЦТП нефть подается для окончательной переработки на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

 

 

 

6 МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ ДЕБИТА

 

Если на первом этапе разработки месторождения прирост добычи-осуществлялся за счет увеличения фонда нефтяных скважин, то в дальнейшем этого оказалось недостаточно. Был разработан и осуществлен целый ряд геологических, технических и организационных мероприятий. Среди них: пуск скважин из бездействия, консервации, перевод с одного способа добычи на другой, увеличение производительности насосов, возврат на новые эксплуатационные горизонты, воздействие на призабойную зону скважин кислотами, теплом, взрывом, изоляционные работы.

Внедрение мероприятий носило систематический и планируемый характер и охватывало не только отдельные скважины, но и участки.

Преобладающими как в количественном, так и в качественном отношении являлись мероприятия по увеличению глубины подвески насосов. Они обеспечивали более высокую депрессию на пласт и, следовательно, большие отборы. Однако в условиях жесткой системы ППД, каким к этому времени стал режим разработки месторождения, невозможно стало поддерживать интенсивный отбор при рекомендованной по известным методикам величине погружения насоса под уровень. Стремление таким образом оптимизировать работу насосов натолкнулось на реально существующие на месторождении колебания динамических уровней, вызываемые остановкой объектов ППД — кустовых насосных станций и нагнетательных скважин. Это приводило к выходу из строя насосов и потребовало внесения коррективов в методики их подбора к скважинам.

Комплексное и повсеместное внедрение мероприятий позволило на некоторое время замедлить темп падения добычи нефти по НГДУ в целом, что для обустроенного месторождения, обладающего значительными невыработанными запасами, свободными мощностями по подготовке нефти и высококвалифицированными кадрами, было весьма важно.

 

6.1 Гидравлический  разрыв пласта

        Сущность процесса ГРП состоит в нагнетании в скважину жидкости под высоким давлением, а результате чего в призабойной зоне пласта раскрываются существующие трещины или образуются новые. После разрыва пласта за счет продолжающейся закачки жидкости образовавшаяся трещина увеличивается в размерах, далее этой же жидкостью транспортируется в трещину расклинивающий агент, называемый проппантом. Он удерживает трещину в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления.

      Выбор скважин производится на основе следующих посылок:

- отсутствие подошвенной воды;

- низкий дебит - от 1 до 5 т/сут (это ограничение не имеет принципиального значения).

         Перед ГРП производится дополнительная перфорация пласта в интервале от 20 до 150 выстрелов ПК-103 на 1м. В скважине, как правило, устанавливают пакер и якорь во избежание повреждения эксплуатационной колонны.

 

 

 

Рисунок 25 - Схема гидравлического разрыва пласта.

Жидкости, применяемые при ГРП: жидкость разрыва - это рабочая жидкость, при закачивании которой в пласт создается давление, достаточное для нарушения целостности пород. В качестве жидкости разрыва используется дегазированная девонская нефть, нефть с добавкой до 3% СНС, нефть с добавкой до 2% асфальтита, нефть с примесью до 0,2% ОП-7. Жидкость-песконоситель - это рабочая жидкость, используемая для транспортирования проппанта с поверхности до трещин и для их заполнения. Продавочная жидкость - должна быть с наименьшей вязкостью и плотностью, что снижает потери напора при прокачке и облегчает освоение скважины после ГРП. Жидкостью-песконосителем и продавочной жидкостью служит также дегазированная девонская или угленосная нефть и нефтемазутные смеси. В нагнетательных скважинах жидкостью разрыва были вода, загущенная соляная кислота, водные растворы сульфит-спиртовой барды (ССБ).

         В качестве жидкости-песконосителя применяются водные растворы ССБ, нейтрализованный черный контакт.

В качестве расклинивающих агентов используются зернистые материалы. Первым материалом, который использовался для удержания трещины в раскрытом состоянии, был хорошо окатанный однородный кварцевый песок размером от 0,25 до 1,6мм. Учитывая высокую плотность песка и недостаточную прочность на смятие, были созданы искусственные проппанты. Для предотвращения обратного выноса проппанта на последних стадиях применяется крупный проппант с полимерным покрытием. Концентрация расклинивающего материала в жидкости-песконосителе зависит от фильтруемости и удерживающей способности жидкости и изменяется в пределах 40-600кг на 1м3 жидкости.

Для ГРП применяется отечественные агрегаты АН-500, ЦА-320, АН-700, автоцистерны ЧЦР.

                  В настоящее время используются мобильные комплексы, в состав которого входят пескосмесительная установка (блендер), насосный агрегат, блок манифольда, песковоз, станция контроля, емкости для приготовления технических жидкостей.

         Расстояние между технологическими емкостями не менее 1м, между агрегатами - не менее 1м, между агрегатами и скважиной - не менее 10м.

     1 - устье скважины; 2 - агрегат насосный; 3 - автоцистерна; 4 - пескосмеситель; 5 - агрегат насосный; 6 - гибкие шланги; 7 - трубопровод.

           Рисунок 26 - Схема расположения оборудования при ГРП.

Процесс ГРП проводится в следующей последовательности.

1  Расстанавливается  оборудование, согласно утвержденной  схемы, насосные агрегаты через  блок манифольда обвязываются  с устьем скважины трубами  с быстроразъемными соединениями. Блендер-пескосмеситель обвязываются с емкостями и по мере перемешивания технологической жидкости в емкости вводится гелеобразователь. После расстановки и обвязки оборудования производится опрессовка нагнетательных линий при закрытой устьевой задвижке на полуторакратное давление от максимального ожидаемого рабочего давления.

2  Насосные  агрегаты подключаются к станции  управления, где в процессе работы  регистрируется давление, расход, обороты  двигателя, и устанавливается предельное  давление, при превышении которого происходит автоматическое отключение агрегатов.

3  В процессе  проведения операции по ГРП  управление насосными агрегатами  осуществляется руководителями  работ из станции управления, каждому агрегату присваивается  свой номер и он подключается  кабелем к соответствующему номеру пульта станции управления. Все кабели, идущие к станции, укладываются на подставки. Все параметры в процессе ГРП регистрируются, и распечатывается диаграмма на компьютере.

4  Непосредственно  операция по ГРП включает в  себя закачку жидкости разрыва для создания трещины, закачку жидкости-песконосителя с постепенным увеличением концентрации проппанта, продавку технологической жидкостью.

5  По окончании  продавки закрывается устьевая  задвижка, давление с линии манифольда  стравливается, скважина оставляется на 48 часов для распада геля и стабилизации давления на устье.

Таблица 4 - Результаты воздействия ЗГРП на призабойную зону пласта

 

Номер скважины	Дебит, т/ сут						Дополнительная добыча нефти, с начала воздействия на скважину, тонн
	до ОПЗ			после ОПЗ
	Qж	Qн	% воды	Qж	Qн	% воды
538	2.6	4.9	42.1	3.9	7	40.1	2010
2338	1.9	3.5	21	2.1	3.3	21	852
278	1.5	2.1	26.7	3.4	4,9	27.7	2093
1542	3,6	5.1	21	7.1	10.2	21.3	2130

 

        6.2 Соляно-кислотные обработки пласта

 

Соляно-кислотные обработки ПЗП — одно из эффективных мероприятий, направленных на увеличение проницаемости. Технология их проведения заключалась в следующем. После подъема подземного оборудования эксплуатационную колонну шаблонируют и промывают забой скважины методом обратной промывки. После этого трубы с шаблоном поднимают и в скважину на НКТ спускают пакер, после чего скважину промывают водой повторно.

Пакер устанавливают на 10-20м выше верхних отверстий интервала перфорации, ниже пакера спускают "хвост" из НКТ таким образом, чтобы концы труб находились на уровне нижних отверстий интервала перфорации. Пакер спрессовывается на полуторакратное давление, ожидаемое при закачке кислоты.

 

Соляно-кислотный, раствор представляет собой смесь соляной кислоты с пресной водой плотностью 1190 кг/м3 и концентрацией 12%. Раствор закачивают в скважину насосными агрегатами через НКТ при открытом затрубном пространстве и продавливают в пласт водой в объеме НКТ.

Скважину закрывают на 16 часов для реагирования. Объем закачиваемой кислоты берется из расчета 2м3 на 1м толщины пласта. После реагирования кислоты пакер разгерметизируют и скважину промывают водой с целью удаления продуктов реакции.

Таблица 5 - Результаты воздействия  соляно-кислотной обработки ПЗП

Номер скважины	Дебит нефти  т/ сут				Дополнительная добыча нефти , с начала воздей- ствия на сква- жину, тонн
	До ОПЗ		После ОПЗ
	Qн	Обвод- ненность,%	Qн	Обвод- ненность,%
119	1.2	27.5	2.3	28.2	2980
599	1.5	14.7	1.7	14.7	1852
458	0.3	23.5	1.2	23.9	1998
916	1.1	22	1.8	22	1093