В административном отношении Островское месторождение расположено на территории Кинель-Черкасского района Самарской области, в 32 км к северо-западу от районного центра Кинель-Черкассы и в 60 км к северо-востоку от областного центра г. Самары.
Осадочный чехол Островского месторождения представлен породами девонского, каменноугольного, пермского, неогенового и четвертичного возраста. Общая вскрытая толщина осадочного чехла изменяется от 2780 м (скв. 73) до 2903 м (скв. 65). Максимальная вскрытая часть пород кристаллического фундамента- 82м.
На Островском поднятии нефтенасыщение по данным ГИС отмечается в пластах Д-I франского яруса (Д3f), ДI/ пашийского и СII, СIII радаевского горизонтов.
Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа пласта Д1 Островского месторождения объёмным методом.
Островского месторождения по состоянию на 01.01.2016г. разрабатывается без организации системы поддержания пластового давления (ППД).
Для сбора продукции скважин на месторождении реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа.
По состоянию на 01.01.2016 г. действующий фонд добывающих скважин Островского месторождения составляет 3 единицы - №№ 71,72,74, эксплуатирующие пласт Д-I франского яруса (Д3f).
Месторождение находится на последних стадиях разработки с маленькими дебитами по нефти и с высокой обводненностью продукции.
Продукция скважин №№ 71,72,74 Островского месторождения под давлением, развиваемым электроцентробежными насосами, по выкидным линиям диаметрами 105-114 мм, протяжённостью порядка 1,226 км поступает на замерную установку (АГЗУ-2), где осуществляется автоматический замер дебита скважин. После замера продукция скважин поступает непосредственно в систему сбора транспорта нефти Екатериновского месторождения в районе АГЗУ №1 Осиновского купола.
Далее продукция скважин Островского месторождения и части скважин Екатериновского месторождения транспортируется до врезки АГЗУ-2 Екатериновского месторождения и затем на Екатериновскую УПСВ, которая предназначена для разгазирования и частичного обезвоживания пластовой жидкости Екатериновского, Островского и Южно-Орловского месторождений и последующей транспортировки ее по на Козловскую УПСВ.
На Козловской УПСВ происходит обезвоживание и разгазирование пластовой продукции, добываемой из скважин Козловского, Казанского, Лагодского, Сургутского, Сидоровского, Лоховского месторождений (угленосный поток нефти) и обезвоженной девонской нефти с Екатериновской УПСВ.
На Козловской УПСВ продукция Островского месторождения поступает на технологическую линию девонского потока и затем частично подготовленная девонская продукция с остаточным водосодержанием до 10% транспортируется на УКПН-1, где осуществляется подготовка нефти до товарной кондиции по ГОСТ Р 51858-2002.
Добываемая продукция скважин совместима. Химические реагенты системе сбора Островского месторождения не применяются.
Попутный нефтяной газ Островского месторождения, выделившийся в аппаратах Екатериновской УПСВ, подаётся на факел для сжигания.
Фактический уровень использования газа Островского месторождения составляет 94,3 %.
Система нефтегазосборных трубопроводов Островского месторождения состоит из:
-выкидных трубопроводов от добывающих скважин до АГЗУ-2;
-нефтесборного трубопровода для транспорта продукции скважин от АГЗУ-2 до Екатериновской УПСВ.
100% протяжённости выкидных линий и нефтегазосборных трубопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94), поэтому необходимо предусмотреть замены наиболее прокорродированных участков трубопроводов месторождения. А так же рекомендуется использовать в системе сбора и транспорта ингибиторы коррозии, как наиболее дешёвых методов борьбы с коррозией на последних стадиях разработки месторождения. Так как рекомендовать замены всех трубопроводов старше десяти лет экономически не выгодно.
Екатериновская УПСВ (установка предварительного сброса пластовой воды) предназначена для первичной сепарации (разгазирования) пластовой жидкости поступающей со скважин Екатериновского, Осиновского, Островского, Богородского и Южно-Орловского месторождений, частичного сброса пластовой воды и последующей транспортировки продукции УПСВ «Козловская».
Производительность установки по жидкости – до 3200 м3/сутки, фактическая производительность по пластовой жидкости – 2148,9 м3/сут. Установка загружена на 67,15%.
Готовой продукцией УПСВ является разгазированная нефть с содержанием воды от 30 до 60 % вес. и соответствующая показателям пункта 1 табл. 2.4.
Согласно «Концепции развития наземной инфраструктуры АО «Самаранефтегаз»» в 2017 г. планируется модернизация Екатериновской УПСВ, включающая установку дополнительного оборудования и расширение системы ППД. После реконструкции Екатериновской УПСВ обводненность на выходе с установки составит не более 5%.
Сырьем для УПСВ «Козловская» является обводнённая нефть, добываемая механизированным способом на вышеперечисленных месторождениях из нефтеносных пластов «С» и «Д».
Вместе с нефтью попутно добывается пластовая вода, которая закачивается в поглощающий горизонт и нефтяной газ, который используется на собственные нужды котельной, путевых подогревателях и частично транспортируется вместе с нефтью на НСП г. Отрадный.
Вспомогательными материалами являются реагенты-деэмульгаторы.
Проектная производительность УПСВ «Козловская» по угленосному потоку:
- по пластовой жидкости до 13730 м3/сут.;
- по выходу нефти (с остаточной водой) до 2000 - 2500 т/сут.;
- по содержанию остаточной воды в нефти, откачиваемой на НСП г. Отрадный не более 10 %;
- по пластовой воде, сбрасываемой в поглощение и на заводнение продуктивных пластов до 11680 м3/сут.
Проектная производительность УПСВ «Козловская» по девонскому потоку:
- по пластовой жидкости до 2000-2500 м3/сут.;
- по выходу нефти (с остаточной водой) до 900 т/сут.;
- по содержанию остаточной попутно добываемой воды в нефти, откачиваемой на НСП не более 10 %;
- по пластовой воде, сбрасываемой в поглощение и на заводнение продуктивных пластов до 1300 м3/сут.
Фактическая производительность УПСВ «Козловская» по угленосному потоку:
- по пластовой жидкости до 13650 м3/сут.
- по выходу нефти (с остаточной водой) до 800т/сут.
- по содержанию остаточной попутно добываемой воды в нефти, откачиваемой на НСП не более 10 %;
- по пластовой воде, сбрасываемой в поглощение и на заводнение продуктивных пластов до 11300 м3/сут.
Фактическая производительность УПСВ «Козловская» по девонскому потоку:
- по пластовой жидкости до 2500 м3/сут.
- по выходу нефти (с остаточной водой) до 400т/сут.
- по содержанию остаточной попутно добываемой воды в нефти, откачиваемой на НСП не более 10 %;
- по пластовой воде, сбрасываемой в поглощение и на заводнение продуктивных пластов до 2000 м3/сут.
Мощности действующей УПСВ обеспечивают нормальный технологический процесс сепарации и перекачки продукции на НСП г. Отрадного.
На установке предварительной подготовки нефти № 3 производится разгазирование обводненной нефти, холодный отстой в резервуарах с отделением нефти и пластовой воды.
Проектная производительность установки №3 по товарной нефти составляет 46000 т/сут. Проектная производительность установки улавливания легких фракций составляет 8,2 м3/мин.
Проектная производительность установки системы измерения количества и показателей качества нефти (СИКН) составляет 800 м3/час.
Проектная производительность насосной внешней перекачки нефти составляет 800 м3/час.
Сырьем установок № 3/1 и № 3/2 является обводненная до 85 % объемных нефть девонских и угленосных горизонтов, которая поступает на данные установки раздельными потоками. Обработка девонской и угленосной нефтей на установках также осуществляется раздельно.
Готовой продукцией на установке № 3 является полностью разгазированная и обезвоженная до 2 % нефть, которая далее подается на установки № 1 и № 2 НСП для подготовки ее до товарных кондиций.
Отделившаяся пластовая вода в технологических резервуарах подается на установку № 4 НСП для ее подготовки и очистки. Выделившийся в результате сепарации попутный нефтяной газ на установке подается по газопроводу на ГКС и ОГПЗ.
В качестве вспомогательных материалов на установке № 3 применяются химические реагенты, такие как метанол и деэмульгаторы.
Комбинированная установка комплексной подготовки нефти № 1 предназначена для доведения показателей качества нефти, поступающей с установки № 3, до величин, указанных в ГОСТ Р 51858-2002.
Проектная производительность установки № 1 по товарной нефти составляет 22000 т/сут.
Сырьем установки № 1 является полностью разгазированная и обезвоженная до 2 % объемных нефть, проходящая с установки № 3.
Готовой продукцией на установке № 1 является товарная нефть по ГОСТ Р 51858-2002, транспортируемая на установку № 3/1. При стабилизации нефти выделяется пентан-гексановая фракция по ТУ 0272-021-00151638-98. Выделившийся при стабилизации нефти газ направляется на Отрадненский газоперерабатывающий завод. В качестве вспомогательных материалов на установке № 1 используется пресная вода для осуществления процесса обессоливания, а также газ (сухой, попутный нефтяной), используемый в качестве топлива для печей.
Комбинированная установка комплексной подготовки нефти № 2 предназначена для доведения показателей качества нефти, поступающей с установки № 3, до величин, указанных в ГОСТ Р 51858-2002.
Проектная производительность установки № 2 по товарной нефти составляет 24000 т/сут.
Готовой продукцией на установке № 2 является товарная нефть по ГОСТ Р 51858-2002, транспортируемая на установку № 3/2. При стабилизации нефти выделяется широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) по ТУ 38101524-93. Выделившийся при стабилизации нефти газ направляется на газокомпрессорную станцию. В качестве вспомогательных материалов на установки № 2 используется пресная вода для осуществления процесса обессоливания, а также газ (сухой, попутный нефтяной), используемый в качестве топлива для печей.
На установке № 2 имеется реагентное хозяйство, предназначенное для хранения реагента и подачи его в поток сырой нефти, приходящей на установку № 3/2. Степень подготовки нефти определяется показателями, приведенными в табл. 2.12.
Таблица 2.12
Группы нефти
Наименование показателя Норма для нефти группы Метод испытания
1 2 3
1. Массовая доля воды, %, не более 0,5 1,0 1,0 По ГОСТ 2477-65
2. Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более 100 300 900 По ГОСТ 21534-76
3. Массовая доля механических примесей, %, не более 0,05 По ГОСТ 6370-59
4. Давление насыщенных паров, кПа 66,7 66,7 66,7 По ГОСТ 17556-52
5. Содержание хлорорганический соединений не нормируется. Определение обязательно. АСТМ Д 4929-99
6. Массовая доля сероводорода, ppm, 20 50 10 ГОСТ 50802-95,
не более п.п.9.9 ГОСТ Р 51858-2002
7. Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, ppm, не более 40 60 100 ГОСТ 50802-95,
п.п.9.9 ГОСТ Р 51858-2002
В качестве вспомогательных материалов на установке № 2 применяются газ, используемый в качестве топлива, пресная вода для осуществления процесса обессоливания, химические реагенты, такие как метанол и деэмульгаторы. Метанол используется для предотвращения образования кристаллогидратов и борьбы с ними.
Для повышения эффективности разделения водонефтяных эмульсий на установку № 3/2 подаются следующие реагенты – деэмульгаторы с установки № 2: Прогалит-20/40, Диссолван-4411, Диссолван-4316, Диссолван-4490, Диссолван-2830, Реапон-4В, Реапон-СТХ-1, ДИН-4.
Внесение изменений в существующий технологический процесс подготовки нефти не требуется.
Проведённое экономическое обоснование и оценка результатов расчёта показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по использованию ингибиторов коррозии в системе сбора и транспорта Островского месторождения экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 7,58 тыс. руб.). Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО ЦДНГ.
В работе проведен:
Литературно-патентный обзор на тему «Защитные покрытия для трубопроводов от коррозии»
Специальный вопрос на тему «Комплекс мероприятий по усовершенствованию работы системы сбора и подготовки Островского месторождения»
Граффический материал в дипломной работе представлен:
1. Обзорная карта месторождений АО "Самаранефтегаз"
2. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта Д1 пашийского горизонта
3. Геолого-литологический профиль по продуктивного пласта Д1 пашийского горизонта
4. Схема сбора нефти Островского месторождения
5. Технологическая схема УПСВ "Екатериновская"
6. Технологическая схемаь УПСВ "Козловская"
7. Технологическая схема установки №3/1 УКПН-1 ЦПНГ-3
8. Технологическая схема установки 1 УКПН-1 ЦПНГ-3
9. Технологическая схема установки 2 УКПН-2 ЦПНГ-3
10. Сепаратор нефтегазовый НГС-1,0-3400 тип II Сборочный чертеж
11. Сепаратор нефтегазовый НГС-1,0-3400 тип II Сборочный чертеж
12. Теплообменник 1400ТП-25-М1 25Г6Кч Сборочный чертеж
Спецификации к техническим чертежам