Анализ действующей технологической обвязки Оросительного сепаратора с РВС-1000(№1)-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефт

Анализ действующей технологической обвязки Оросительного
сепаратора с РВС-1000(No1)-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

Сепарация газа на Лиственской ДНС, согласно технологического регламента, должна осуществляться в две ступени,
Первая – в горизонтальном сепараторе и вторая – в оросительном сепараторе вертикального исполнения.
Оросительный сепаратор был включен в работу на основании результатов приемочных его испытаний и составления акта, утвержденного первым заместителем управляющего ОАО «Удмуртнефть» В.А. Шмелевым от 15 декабря 1997 года.
В момент пуска и в период начальной эксплуатации Лиственской ДНС с организацией процесса сепарации газа в оросительном сепараторе нагрузка по жидкости составляла 2300 м3/сут. При этом процесс предварительного обезвоживания нефти в РВС-1000 No 1, по рекомендации осуществлялся при температуре не ниже 12 оС.
Затем нагрузка по жидкости в последующие годы эксплуатации постепенно возрастала, Несмотря на это оросительный сепаратор до 2002 года стабильно эксплуатировался с высокой эффективностью.
И как следствие, обводненность предварительно обезвоженной нефти в РВС-1000 No1 снизилась с 42 % до 3 - 5 %. Но в первые годы эксплуатации оросительного сепаратора на Лиственском месторождении не была организована в полном объеме система утилизации дренажных вод в пласт. Поэтому остаточное содержание воды в обезвоженной нефти, откачиваемой на Мишкинскую УПН, искусственно поддерживалась на уровне 10-25 %. 
В 2002 году внезапно произошел выброс жидкости (нефти) из оросительного сепаратора на факельную свечу.
Причиной выброса нефти на факел, согласно гипотезе Воткинского НГДУ, – увеличение нагрузки на ДНС по добываемой жидкости.
Поэтому оросительный сепаратор был отключен из системы сепарации газа. Одновременно РВС-1000 No1 был выведен в ремонт, так как он с 1997 года, т.е. с момента пуска в эксплуатацию оросительного сепаратора (практически 5 лет !), не подвергался чистке.
Вскрытие резервуара показало, что на его днище содержание отложений достигает высоты до 1 м и более и частично перекрывает патрубок приема отсепарированной жидкости в РВС.
Возможно это и явилось одной из причин выброса нефти на факельную свечу. Другими причинами снижения пропускной способности оросительного по жидкости могли быть:
 повышенное гидравлическое сопротивление в трубах обвязки его с РВС-1000 No 1 в связи с ростом нагрузки по жидкости в сравнении с первоначальным;
 эксплутационным персоналом допущено превышение уровня жидкости в РВС-1000 No 1 выше критического. В этом случае, так как сепаратор и РВС являются сообщающими сосудами, возникают неотвратимые условия переполнения сепаратора с выбросом жидкости на факельную свечу;
 образования отложений в самом оросительном сепараторе.
Указанные предположения о наличии отложений в оросительном сепараторе 2 и в трубах обвязки его с РВС-1000 No 1 в период с 2002 по настоящее время не проверялись, мотивируя тем, что в нижней части оросительного сепаратора не предусмотрен люк для его чистки. Кроме того, следует указать, что в этот период истек срок временного разрешения Ростехнадзора на применение сепаратора.
В данной работе:
 показаны расчетным путем возможность образования отложений в сепараторе и влияния существующей системы трубопроводной обвязки «оросительный сепаратор - РВС-1000 No 1» на величину гидравлического сопротивления потоку жидкости объемом 6500 м3/сут., т.е. отвечающей нагрузки ДНС в 2008 году;
 разработаны мероприятия и выданы рекомендации на проектирование трубопроводной системы « оросительный сепаратор - РВС-1000 No 1» с пониженным гидравлическим сопротивлением;
 разработаны и рекомендованы конкретные мероприятия по врезке люка в нижней части оросительного сепаратора и безопасной организации чистки его и трубопроводной обвязки «оросительный сепаратор – РВС-1000 No1;
 рекомендованы, с целью повышения эффективности предварительного обезвоживания нефти, восстановить тепловой режим процесса.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1 . Текущее состояние разработки нефтяного месторождения
2.1.1.Текущее состояние разработки башкирско-верейского объекта
Разработка объекта началась в 1986 году вводом в эксплуатацию 11 добывающих скважин. Средний дебит введённых в эксплуатацию скважин составлял 3,9 т/сут безводной нефти. Разбуривание залежи в проектных объемах завершилось в 1995 году.
По состоянию на 01.01.06. из объекта добыто 1895,6 тыс. т. нефти, что составляет 38,2% от утвержденных начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент извлечения нефти 0,128. В настоящее время объект находится в третьей стадии разработки и характеризуется падающей добычей нефти в связи с ростом обводненности добываемой продукции. Максимальная добыча нефти (167 тыс. т.) была получена в 1992 году. В 2005 году добыча нефти составила 56,7 тыс. т. (что соответствует темпу отбора от НИЗ 1,1%), добыча жидкости – 279,3 тыс. т., среднегодовая обводненность продукции 79,7%.
На башкирско-верейском объекте разработки проводилась закачка воды, загущенной полимером (ПАА). Полимерное воздействие было начато в 1988 году и закончено в мае 2003 года. За этот период в пласты башкирско-верейского объекта разработки было закачано 4411,3 тыс.м3 воды загущенной ПАА. С июня 2003 года в пласты башкирско-верейского объекта закачивается пресная вода. В 2005 году объем закачки составил 287,7 тыс. м3. Накопленная закачка агента составляет 4995 тыс. м3.
Среднегодовой дебит добывающих скважин башкирско-верейского объекта за 2005 год составил: по жидкости - 15,3 т/сут, по нефти - 3.1 т/сут.
По башкирско-верейскому объекту наблюдается опережающее обводнение скважин закачиваемой водой (текущая обводненность – 79,7 % при отборе от НИЗ 38,2%). Опережающее обводнение над выработкой запасов закономерно для залежей с карбонатными коллекторами и высоковязкими нефтями. В некоторой степени опережающее обводнение связано с перекомпенсацией отборов жидкости закачкой на начальных стадиях разработки объекта (так, в 1989 году текущая компенсация составила 157% и до 1993 года держалась в среднем на уровне 135%).
Реализованная на объекте система полимерного заводнения оказалась недостаточно эффективной. Основной целью полимерного заводнения является снижение темпов обводнения добываемой продукции. Этого по объекту не наблюдается, о чём свидетельствует постоянно растущее опережение обводненности над выработкой запасов. Кроме того, на недостаточную эффективность полимерного заводнения указывает и превышение фактической обводненности над проектной.
Начиная с 1999 года уровень добычи жидкости на объекте растёт небольшими темпами (исключение – 2002 год, когда добыча жидкости резко выросла и составила 385 тыс.т.). Вместе с тем, в 2005 году наблюдается резкое падение объемов добываемой жидкости (в 2004 году было добыто 357 тыс.т. жидкости, а в 2005 – 279 тыс.т.), при этом темп падения уровня добычи нефти за эти годы не изменился.
В настоящее время на объекте наблюдается неуклонное снижение темпов отбора от НИЗ, за 2005 год темп отбора составил 1,1%.
По утвержденному в проекте разработки варианту на объекте предусматривались следующие мероприятия:
- зарезка 15 БГС на пласт B-II, в том числе 1 БГС в 2005 году;
- проведение 12 дострелов и перестрелов продуктивных частей пластов с использованием глубокопроникающей перфорации (ГПП), в том числе 4 ГПП в 2005 году;
- организация физико-химического воздействия на фонде ППД с обработкой скважин потокоотклоняющими составами для выравнивания профиля приемистости и кальматации уже «намытых каналов воды» (18 мероприятий, год не указан);
- организация заводнения в циклическом режиме на скважинах нагнетательного фонда башкирско-верейского объекта.
Утвержденные в проекте разработки мероприятия в 2005 году выполнены не были.

2.1.2. Текущее состояние разработки визейского объекта
Разработка объекта началась в 1986 году вводом в эксплуатацию скважины 4107. Разбуривание залежи в проектных объемах завершилось в 1995 году.
По состоянию на 01.01.06. из объекта добыто 2698,2 тыс. т. нефти, что составляет 85,3% от утвержденных начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент извлечения нефти 0,273. В настоящее время объект находится в третьей стадии разработки. Максимальная добыча нефти (190 тыс. т.) была получена в 1991 году. В 2005 году добыча нефти составила 153 тыс.т.(что соответствует темпу отбора от НИЗ 4,8%), добыча жидкости – 705,7 тыс.т., среднегодовая обводненность продукции 78,3%.
Среднегодовой дебит добывающих скважин визейского объекта за 2005 год составил: по жидкости - 33,6 т/сут, по нефти - 7,2 т/сут. Объект разрабатывается на естественном упруговодонапорном режиме.
Разработка объекта протекает достаточно эффективно. Начиная с 2002 года, на объекте наблюдается рост уровня добычи нефти (116 тыс. т. в 2002 году, 129 тыс. т. в 2003 году, и 137 тыс. т. в 2004 году). Отборы жидкости также растут, так, в 2003 году добыча жидкости составила 449 тыс. т., а в 2004 году – уже 625 тыс. т. Рост добычи нефти обусловлен тремя причинами:
- во-первых, ростом отборов жидкости;
- во-вторых – достаточно большим количеством эффективных геолого-технических мероприятий, проведенных на скважинах объекта в период 2001-2005 г.г. (в том числе – успешное бурение 4-х БГС в 2005 году);
- в-третьих – наличием в составе визейского объекта высокопродуктивного алексинского горизонта.
В настоящее время на объекте наблюдается рост темпов отбора от НИЗ, по сравнению с 2003 годом темп отбора нефти от НИЗ вырос с 3,7% до 4,8%.
По утвержденному в проекте разработки варианту на объекте предусматривались следующие мероприятия:
- зарезка 5 БГС на пласты С1-Al, Tl-II,Bb-I,II; в том числе 1 БГС в 2005 году;
- проведение 1 дострела продуктивных частей пластов с использованием глубокопроникающей перфорации (ГПП) – 2005 год, пласт Bb-I.
 По факту на объекте в 2005 году было пробурено 3 БГС на пласт С1-Al и 1 БННС на пласт Tl-II.

2.1.3. Текущее состояние разработки турнейского объекта
Разработка объекта началась в 1986 году вводом в эксплуатацию 3 добывающих скважин. Средний дебит введённых в эксплуатацию скважин составлял 3,7 т/сут. Разбуривание залежи в проектных объемах завершилось в 1993 году.
По состоянию на 01.01.07. из объекта добыто 1106,6 тыс.т. нефти, что составляет 63,1% от утвержденных начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент извлечения нефти 0,195. Начиная с 1991 года, добыча нефти на объекте начала падать, и в 2000 году упала до уровня 42 тыс.т. Начиная с 2001 года, добыча нефти стала расти, что связано в первую очередь с ростом отборов жидкости на объекте. В 2005 году добыча нефти составила 96,8 тыс.т. (что соответствует темпу отбора от НИЗ 5,5%), добыча жидкости – 659,5 тыс.т., среднегодовая обводненность продукции 85,3%.
Среднегодовой дебит добывающих скважин башкирско-верейского объекта за 2005 год составил: по жидкости - 15,3 т/сут, по нефти - 3.1 т/сут. Разработка объекта протекает достаточно эффективно. Начиная с 2000 года, на объекте наблюдается рост уровня добычи нефти (с 42 тыс.т. в 2000 году до 97 тыс.т. в 2005 году). Отборы жидкости также растут, так, в 2003 году добыча жидкости составила 336 тыс.т., а в 2005 году – уже 659 тыс.т. Рост добычи обусловлен ростом отборов жидкости на объекте. В связи с этим в настоящее время на объекте наблюдается рост темпов отбора от НИЗ, по сравнению с 2000 годом темп отбора нефти от НИЗ вырос с 2,4% до 5,5%.
По утвержденному в проекте разработки варианту на объекте предусматривались следующие мероприятия:
- проведение 3 дострелов и перестрелов продуктивных частей пластов с использованием глубокопроникающей перфорации (ГПП), в том числе 1 ГПП в 2005 году;
- проведение 2-х скважино-операций по ремонтно-изоляционным работам (РИР), в том числе 1 РИР в 2005 году.
Утвержденные в проекте разработки мероприятия в 2005 году выполнены не были.
В пересчете запасов нефти Лиственского месторождения было отмечено следующее: по материалам ГИС визейского фонда эксплуатационных скважин в турнейском разрезе пласта C1-t выявлена группа небольших залежей нефти в пределах Центрально-Лиственского поднятия. На дату пересчета было опробовано 5 скважин, из них 3 (125, 219, 304) дали притоки пластовой воды и оказались в законтурной части залежей. Из скважины 4082 был получен приток пластовой жидкости, в т.ч. 0,03 м3 нефти при наличии заколонных перетоков пластовой воды, из скважины 4172 – приток пластовой воды с плёнкой нефти. Данные запасы были отнесены к категории С1. В связи с тем, что для опробования был использован старый визейский фонд эксплуатационных скважин, не давший объективной оценки продуктивности и нефтеносности турнейских пластов (наличие заколонных перетоков и, возможно, других технических причин), запасы их были отнесены к забалансовым, вовлечение которых в разработку технически невозможно. В связи с этим никаких мероприятий по вовлечению в разработку данных запасов в проекте разработки предусмотрено не было.

2.2. Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения
Лиственское месторождение открыто в 1969 году. Промышленная эксплуатация месторождения начата в 1986 году. На месторождении выделено 3 объекта разработки:
- башкирско-верейский (пласты B-II, B-IIIа верейского горизонта и А4-1, А4-2, А4-3, А4-4 башкирского яруса);
- визейский (пласт C1-al алексинского горизонта, пласт Тл-II тульского горизонта, и пласты Бб-I, Бб-II бобриковского горизонта);
- турнейский (пласт C1-t черепетского горизонта турнейского яруса).
Разбуривание месторождения закончено в 1995 году. По состоянию на 01.01.07. в промышленной разработке находятся все три вышеназванных объекта.
По состоянию на 01.01.2007 года накопленная добыча по Лиственскому месторождению составила 5700,4 тыс.т. нефти, что составляет 57,6% от начальных извлекаемых запасов нефти, текущий коэффициент извлечения нефти 0,188, всего отобрано 14552,9 тыс.т. жидкости. С начала разработки в продуктивные пласты башкирско-верейского объекта разработки закачано 4995 тыс.м3 воды, в том числе воды, загущенной ПАА – закачано 4411,3 тыс.м3.
За истекший 2005 год из Лиственского месторождения добыто 306,5 тыс.т. нефти (что соответствует темпу отбора от НИЗ 3,1%). Годовая добыча жидкости составила 1644 тыс.т., среднегодовая обводненность добываемой жидкости – 83%. Месторождение находится в III стадии разработки: максимальный уровень добычи нефти на месторождении был достигнут в 1992 году и составил 409 тыс.т. Вместе с тем в последние 3 года наблюдается некоторый рост добычи нефти, связанный в первую очередь с интенсификацией разработки визейского и турнейского объектов.
Ниже приводится таблица 5 распределения запасов по объектам (в соответствии с «Пересчетом запасов нефти Лиственского месторождения»). Основная часть запасов приходится на башкирско-верейский объект разработки (50,2 % от извлекаемых запасов месторождения) и на визейский объект разработки (32% от извлекаемых запасов месторождения).
Основная часть накопленной добычи нефти приходится на визейский (48%) и башкирско-верейский (33%) объекты.
Основная часть годовой добычи нефти приходится на визейский (49%) и турнейский (32%) объекты. Доля добычи башкирско-верейского объекта
составила 19%.
Динамика основных технологических показателей разработки месторождения в целом приведена на рисунках 2-3. Далее приведен краткий анализ текущего состояния разработки каждого объекта.

Проведенный мониторинг эксплуатации системы сепарации газа на Лиственской ДНС показал следующее:
1. Оросительный сепаратор был принят в эксплуатацию в 1997 году для обработки 2300 м3сут жидкости. Разработчик сепаратора предусматривал возможность эксплуатации его при производительности до 10 тыс м3/сут т.е. при максимальной скорости движения жидкости в сепараторе равной 0,1 м/с.
2. Сепаратор эксплуатировался с РВС-1000 No 1, как сообщающийся сосуд, При этом диаметр сепаратора соответствовал, чтобы скорость движения жидкости в нем была больше, чем в РВС-1000 No 1 в 77,7 раз.
3. При выводе в ремонт РВС-1000 No 1 после 5 летней работы без чистки (1997 -2002 г.г.) обнаружено накопление в нем отложений в среднем 1 м (1000 мм). Очевидно, если провести аппроксимацию соответствия толщины отложений с величинами скоростей движения жидкости, можно ожидать, что в сепараторе слой отложений составляет 1000:77,7= 12,9 мм, что не могло отразится на стабильности работы оросительного сепаратора.
4. Вероятной причиной выброса жидкости с сепаратора на факельную свечу, видимо, явились прикрытие отверстия приема жидкости с сепаратора в РВС-1000 No 1 или повышение уровня нефти в РВС выше допустимых норм.
5. В 2008 году нагрузка Лиственской ДНС возросла до 6500 м3/сут. При этом скорость движения потока водонефтяной эмульсии в оросительном сепараторе составляет 0,07 м/с, что ниже предусмотренной разработчиком максимальной скорости в 1,4 раза. Следовательно, сепаратор может эксплуатироваться и при нагрузке по жидкости 2008 года. Стабильный процесс сепарации газа при нагрузке оросительного сепаратора по жидкости 6500 м3/сут. возможен при следующих технологических и конструктивных параметрах эксплуатации:
- организации поддержания уровня жидкости в сепараторе и РВС-1000 No 1, при давлении в газовой фазе оросительного сепаратора 0,01 МПа, ниже рабочей критической величины (h 30м), а именно 1-3 м.;
- снижения гидравлического сопротивления перетоку жидкости из сепаратора в РВС-1000 No 1 путем замены трубы dу 200 мм на dу 500 мм при одновременном снижении местных сопротивлений применением конических переходов 300х5000 мм на выкиде жидкости из сепаратора и 500х200мм при соединении трубы dу 500 к задвижке No 25 dу 200. При реализации данного мероприятия критическая высота перепада снизится с 0,97м до h= 0,21 м.
6. Оросительный сепаратор не оснащен площадками обслуживания и люком для его осмотра и чистки. Поэтому, до пуска его в эксплуатацию рекомендуется:
- врезать люк для его периодического осмотра и чистки;
- оснастить сепаратор площадками обслуживания.
7. В настоящее время истек срок действия Разрешения Ростехнадзора на применение. Рекомендуется организовать ходатайство перед Ростехнадзором по продлению указанного разрешения.
8. Рекомендуется разработать инструкцию по безопасной эксплуатации сообщающихся сосудов: оросительный сепаратор – РВС-1000 No1 и ознакомить с ней эксплуатационный персонал. При этом в инструкции рекомендуется указать:  
- при эксплуатации оросительного сепаратора совместно с РВС поддерживать перепад уровней в сепараторе и РВС не менее 1-3 м.;
- процесс обезвоживания проводить при температуре не менее 12-15оС.
9. На рис. 10 показана дополнительная труба поз 17 (dу 200 и длиной 20 м), по которой часть объема нефти можно направить в РВС-1000 No 2. В этом случае гидравлическое сопротивление системы еще более снизится.