5.4. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
Нефти промысловых объектов Ульяновского месторождения в среднем содержат: смол силикагелевых – от 7.6 до 9.2%, асфальтенов – от 1.5 до 2.3%, парафинов – от 2.92% до 4.33%.Средняя величина пластовой температуры объектов разработки изменяется от 760С до 1010С.
Межочистной период для объекта БС41(1-2) превышает 100 суток. Согласно с проектными рекомендациями, по всем скважинам, оборудованным УШГН, систематически проводятся обработки горячей нефтью для удаления АСПО. В скважинах с УЭЦН применяется механический метод – скребок-пробойник. Рекомендуется принятую технологию обработоксохранить.
При значительном объеме содержания тугоплавких составляющих отложений тепловые методы обработки с помощью АДП могут не обеспечить полного растворения отложений. После первой промывки межочистной период (МОП) уменьшается на 20%, после третьей на 75%. Кроме того, тугоплавкие составляющие размягчаются и «сползают» по трубам в насос.
Повысить эффективность тепловых обработок можно добавлением в теплоноситель растворителей (200 – 300 л). Растворитель и объемы дозирования его в теплоноситель определяет ЦНИПР НГДУ. На глубине начала отложений следует устанавливать реагентный клапан.
Для низкопродуктивных добывающих и нагнетательных скважин в условиях Западной Сибири существует возможность замерзания устья скважины иманифольдов в зимнее время года. Решается данная проблема электроподогревом и теплоизоляцией оборудования.
Кроме вышеперечисленных проблем, возможны осложнения на стадии ремонта скважин. Подготовку скважины к подземным работам и непосредственно ремонт проводят в соответствии с действующими нормативно-техническими документами. В процессе ремонта при глушении скважин возможно загрязнение пространства вокруг ствола с ухудшением коллекторских свойств призабойных зон.
Для решения данных проблем при смене штанговых насосоврекомендуется повсеместно применять вставные насосы с клапанами-отсекателями. Скважины с УЭЦН рекомендуется глушить солевыми растворами, облагороженными ПАВ, или другими жидкостями, не снижающими коллекторских свойств призабойной зоны.
5.5. Анализ системы сбора и подготовки нефти
В настоящее время на месторождении имеются 9 кустов и одна площадка одиночных скважин. Всего с вариантом на полное развитие предусмотрено максимально бурение 74 добывающих и 23 нагнетательных скважин. При полной реализации программы бурения необходимо построить дополнительно 5 кустов.
На Ульяновском месторождении реализована однотрубная герметизированная система сбора. Продукция добывающих скважин под давлением на устьях скважин 1.5 – 2.0 МПа, пройдя замерную установку (АГЗУ), где осуществляется замеры дебита жидкости, массы нефти, объема газа («Спутник», БИУС), поступает на ДНС Ульяновского месторождения.
На Ульяновскую ДНС дополнительно поступает продукция скважин Третьяковского (максимальный отбор жидкости - 178 тыс.т в 2013 г) и южной части Камынского месторождений. ДНС совмещена с установкой предварительного сброса пластовой воды.
Производственные мощности Ульяновской ДНС приведены в табл. 25. Загрузка ДНС составляет порядка 40%. Как видно из приведенных показателей, мощности ДНС в настоящее время и на перспективу в состоянии обеспечить прием и обработку поступающего сырья с учетом максимальной добычи жидкости по трем месторождениям.
Установленное на УПСВ оборудование в состоянии обеспечить предварительное обезвоживание до 10% всей добываемой на месторождении жидкости. С ДНС обводненная нефть по нефтепроводу диаметром 273 мм и протяженностью 16.6 км направляется до врезки в действующую систему нефтепроводов с ДНС Камынского месторождения, откуда совместно с нефтью других месторождений НГДУ подается на Алёхинский ЦПС и далее на Федоровский ФКСУ.
Имеющиеся мощности на этом объекте обеспечат получение нефти, соответствующей требованиям ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия», на перспективу. Для обеспечения показателей разработки, назначенных данным
проектным документом, система внешнего транспорта нефти расширения не требует.
Рис. 14. Принципиальная схема сбора нефти на Ульяновском месторождении. АГЗУ – групповые замерные установки, УДР – узел дополнительных работ, С – сепаратор, Х-Т – установка Хиттер-Триттер, оРВС – отстойник, КНС – кустовая насосная станция, ДНС – дожимная насосная станция.
Таблица 19
Характеристика технологического оборудования ДНС Ульяновского
|
№ п/п |
Показатели |
Количество |
|
1 |
Тип насоса: ЦНС-60*297 |
3 |
|
2 |
Производительность: проектная, тыс т/сут фактическая по нефти, тыс т/сут по жидкости, тыс т/сут |
5.0 1.55 2.02 |
|
3 |
Нефтегазосепараторы 1 ступени (давление, МПа/объем, м /шт) |
0.8/50/2 |
|
4 |
Нефтегазосепараторы 2 ступени, шт |
2 |
|
5 |
Газосепараторы Г-1 (объем, м3/шт) |
50/1 |
|
6 |
Количество УПСВ (Хиттер-Триттер), шт |
1 |
|
7 |
Резервуары РВС-3000, м3 |
4 |
|
8 |
Давление на приеме ДНС, МПа |
0.22 |
|
9 |
Давление на выходе ДНС, МПа |
0.13 |
|
10 |
Обводненность на выходе, % |
9.5 |
Утилизация попутного газа осуществляется на Ульяновском месторождении на собственные нужды нефтедобычи (котельная на ДНС, УПСВ). В перспективе намечено строительство газопровода до ДНС Камынского месторождения и доведение уровня утилизации газа к 2012 году до 95%.
При дальнейшей эксплуатации месторождения для утилизации газа необходимо предусмотреть строительство газопровода до действующей системы газосбора или ГТЭС.
Таким образом, существующие системы сбора и подготовки продукции скважин обеспечивают в целом текущие и перспективные потребности Ульяновского и соседних месторождений. В рамках реализации текущего документа требуется:
- построить и оборудовать 5 кустовых площадок;
- построить 16.6 км газопровода до Камынской ДНС.