 |
Нефтяной промысел. 3 Анализ системы сбора и подготовки газа и газового конденсата. 3. 1 характеристика действующей системы сбора продукции скважин
|
|
|
|
Нефтяной промысел.
На Уренгойском месторождении в пласте Ач61 выделена нефтянная отторочка, геолого-физическая характеристика которой приведена в таблице 3. 3.
Рассмотрим возможности применения различных способов добычи для обеспечения проектных дебитов жидкости и забойных давлений на скважинах Уренгойского месторождения.
| Параметры | Пласт Ачб1 |
| Абсолютная отметка ГНК, м | |
| Начальная пластовая температура, оС | |
| Начальное пластовое давление, МПа | 60, 7 |
| Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3 | 0, 612 |
| Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см | 0, 814 |
| Вязкость нефти в пластовых условиях, мПахс | 0, 55 |
| Объемный коэффициент нефти, доли ед. | 1, 618 |
| Давление насыщения, МПа | 60, 7 |
| Газовый фактор, м3/т | 289, 4 |
| Содержание серы, % | 0, 12 |
| Содержание парафинов, % | 3, 03 |
Таблица 3. 3 – Геолого-физическая характеристика пласта Ач61
При чрезмерном снижении забойного давления (например, при Рзаб< Рнас) может произойти необратимое снижение продуктивности скважин. Этот факт следует учитывать при эксплуатации рассматриваемого месторождения. При определении допустимого забойного давления можно воспользоваться выражением:
Рзаб- допустимое забойное давление, Па;
G-газовый фактор, м3/т;
Рнас-давление насыщения, Па;
Рпл-давление пластовое, Па
На рисунке 3. 2 приводится зависимость допустимого забойного давления от текущего пластового давления для пласта Ач61
Рисунок 3. 2 – Зависимость допустимого забойного давления от текущего давления нефтяной оторочки Уренгойского месторождения.
Выбор величины забойного давления по скважинам должен производиться индивидуально с проведением мониторинга за депрессиями и выносом мехпримесей из пласта и скважины.
|
|
|
Рисунок 3. 3 – Характеристика фонтанирования скважин пласта Ач61 с различной обводненностью продукции для НКТ 73 мм
Из рисунка 3. 3 видно, что стабильных режимов фонтанирования на скважинах пласта Ач61 не будет. Поэтому эксплуатацию нефтяной отторочки рекомендуется начинать сразу с механизированной добычи.
3 АНАЛИЗ СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА
3. 1 Характеристика действующей системы сбора продукции скважин
На лицензионных участках АО «РОСПАН-ИНТЕРНЕШНЛ» Уренгойского месторождения добыча продукции осуществляется газоконденсатными скважинами, сгруппированными в кустовые основания, также одиночными скважинами. Количество добывающих газоконденсатных скважин, находящихся в работе по состоянию на 01. 01. 2017, составляет:
– на Ново-Уренгойском ЛУ – 51 шт.
– на Восточно-Уренгойском ЛУ – 22 шт.
Система сбора и транспорта обеспечивает транспорт и учет газа и конденсата на всем протяжении движения углеводородов от куста скважин до пункта сдачи продукции. Система представляет собой единый технологический комплекс, включающий в себя объекты:
– замера продукции скважин;
– сбора и транспорта продукции до технологической площадки – пункта сбора;
– подготовки и разделения продукции скважин на газ, конденсат;
– учета и сдачи сухого газа и стабильного конденсата;
– комплекс объектов вспомогательного и обслуживающего назначения, обеспечивающий стабильную и безопасную работу системы.
Пластовый флюид с температурой +15, 0…+55, 0 оС поступает в устьевую фонтанную арматуру, где последовательно расположены регулируемый и нерегулируемый штуцеры, которые снижают давление газоконденсатной смеси до давления 8, 0-12, 0 МПа. Далее, флюид по коллекторам-шлейфам транспортируется на УКПГ-1 Ново-Уренгойской и УКПГ-2 Восточно-Уренгойской, где осуществляется подготовка газа и конденсата к дальнейшему транспорту.
|
|
|
С целью предупреждения возможного гидратообразования в трубопроводы системы сбора газа (шлейфы) Ново-Уренгойского и Восточно-Уренгойского ЛУ осуществляется дозированная подача метанола, который является ингибитором гидратообразования. Метанол (ингибитор) подается на кусты скважин по ингибиторопроводам условным диаметром 50, 0 мм от насосных установок, размещенных на площадках УКПГ Ново-Уренгойской и Восточно-Уренгойской.
Расчетное давление газосборных трубопроводов и метанолопроводов составляет 16, 0 МПа.
Основным способом прокладки существующих газосборных трубопроводов и ингибиторопроводов является подземный.
Схемы сбора продукции скважин на Ново-Уренгойском и Восточно-Уренгойском лицензионных участков представлены соответственно на рисунках 3. 1, 3. 2.
Эксплуатация кустов скважин, газопроводов и ингибиторопроводов ведется в соответствии с технологическими регламентами по эксплуатации кустов скважин, газопроводов и ингибиторопроводов на Ново-Уренгойском и Восточно-Уренгойском ЛУ.
Подготовленный (товарный) газ от Ново-Уренгойской УКПГ-1 подается в трубопроводы внешнего транспорта условным диаметром 300, 0 и 500, 0 мм и далее транспортируется до точки врезки в существующую систему газопроводов «Уренгойская ГРЭС» условным диаметром 700, 0 мм с максимально возможным давлением 7, 1 МПа.
Подготовленный (товарный) газ от Восточно-Уренгойской УКПГ-2 подается в трубопровод внешнего транспорта условным диаметром 500, 0 мм и транспортируется до точки врезки в газопровод условным диаметром 1400, 0 мм восточного коридора межпромысловых газопроводов Уренгойского месторождения (ООО «Газпром добыча Уренгой») с максимально возможным давлением 7, 5 МПа.
Существующие (действующие) схемы внешнего транспорта газа от НовоУренгойской и Восточно-Уренгойской УКПГ представлены соответственно на рисунках 3. 3 и 3. 4.
Отделенный на УКПГ-1 и УКПГ-2 газовый конденсат вывозится автотранспортом на железнодорожную станцию «Коротчаево».
Рисунок 3. 1 - Существующая схема сбора продукции скважин на Ново-Уренгойском ЛУ
|
|
|
Рисунок 3. 2 - Существующая схема сбора продукции скважин
на Восточно-Уренгойском ЛУ
Рисунок 3. 3 - Действующая схема внешнего транспорта
газа с Ново-Уренгойского ЛУ
Рисунок 3. 4 - Действующая схема внешнего транспорта
газа с Восточно-Уренгойского ЛУ
|
|
|
