Гасанов Р.А

Тюменский Индустриальный Университет, г.Тюмень

Самсонов Д.О

Тюменский Индустриальный Университет, г.Тюмень

АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ И СИСТЕМЫ СБОРА,

ПОДГОТОВКИ НЕФТИ ЗАПАДНО-ТУГРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Аннотация

Всего

на

разработку

Западно-Тугровского

нефтяного

месторождения

составлено

два

проектных

технологических документа. Западно-Тугровское месторождение открыто в 1992 году, в промышленную

разработку введено в 2008 году. На месторождении выделено два эксплуатационных объекта (Ю2-6 и

Ю10), формируется девятиточечная система разработки. На данный момент месторождение находится на

начальной стадии разработки. Накопленная добыча нефти на 01.01.2017 г. составила 1454,2 тыс. т (по

проекту

–

1735,7

тыс.

т),

текущий

коэффициент

нефтеизвлечения

–

0,026,

отбор

от

начальных

извлекаемых запасов – 8,9 %. Отклонение фактических уровней добычи от проектных обусловлено более

высокой входной обводненностью новых скважин, что связано с неподтверждением нефтенасыщенности

в

новых

скважинах

влиянием

и

гидроразрывом

пласта

в

водонефтяной

зоне.

Сбор

продукции

осуществляется по проектной однотрубной напорной системе трубопроводов от добывающих скважин,

размещённых на кустовых площадках на дожимной насосной станции с установкой предварительного

сброса

воды.

Все

нефтесборные

трубопроводы

относятся

к

категории

«новые»,

имеют

заводское

сертифицированное антикоррозионное покрытие внутренней стенки на основе эпоксидной порошковой

краски. Данные трубы имеют наружное заводское антикоррозионное покрытие из термоусаживающейся

полимерной ленты.

Ключевые слова

Нефть, трубопровод, юрские отложения, состояние разработки, подготовка скважинной продукции.

Всего

на

разработку

Западно-Тугровского

нефтяного

месторождения

составлено

два

проектных технологических документа:

«Технологическая

схема

опытно-промышленной

разработки

Западно-Тугровского

месторождения» (протокол ТО ЦКР Роснедра по ХМАО № 915 от 15.05.2007 г.) [4];

«Технологическая

схема

разработки

Западно-Тугровского

нефтяного

месторождения»

(протокол ЗСНС ЦКР Роснедра по УВС № 98-13 от 25.12.2013 г.) [5], со следующими основными

положениями:

–

Выделение двух эксплуатационных объектов: Ю

2-6

и Ю

10

;

–

Система

заводнения

–

девятиточечная,

с

плотностью

сетки

16

га/скв.

на

нефтенасыщенных

толщинах

более

6

м,

при

нефтенасыщенных

толщинах

менее

6

м

сетка

разрежается до 32 га/скв.;

–

Общий фонд скважин всего – 327, в том числе добывающих – 229, нагнетательных –

91, водозаборных – 7;

–

Фонд скважин для бурения – 250, в том числе добывающих – 172, нагнетательных - 76,

водозаборных – 2;

Западно-Тугровское

месторождение

открыто

в

1992

году,

в

промышленную

разработку

введено в 2008 году [1, 2, 3].

На

месторождении

выделено

два

эксплуатационных

объекта

(Ю

2-6

и

Ю

10

),

формируется

девятиточечная система разработки. На данный момент месторождение находится на начальной

стадии разработки.

По состоянию на 01.01.2017 г. фонд скважин на месторождении составляет 204 единицы, из

них 144 добывающих (в т. ч.: 133 – действующие, 3 – в бездействии, 8 – в консервации), 46

нагнетательных (в т. ч.: 43 – под закачкой, 2 – в бездействии, 1 – в освоении), 14 водозаборных (в т. ч.:

6 – действующих, 1 – в бездействии, 5 – в освоении, 2 – ликвидированные).

44 добывающие

скважины оборудованы установками ОРД, 30 нагнетательных скважин - ОРЗ. Проектный фонд

реализован на 61 %.

Накопленная добыча нефти на 01.01.2017 г. составила 1454,2 тыс. т (по проекту – 1735,7

тыс. т), текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,026, отбор от НИЗ – 8,9 %.

За 2016 год на месторождении отобрано 375,5 тыс. т нефти (по проекту – 488,1 тыс. т), добыча

жидкости составила 1385,1 тыс. т (по проекту – 1278,4 тыс. т), закачано в продуктивные пласты

1496,1 тыс. м

3

воды (по проекту – 1526,9 тыс. м

3

). Текущая компенсация составила 94,3 %.

Отклонение фактических уровней добычи от проектных обусловлено более высокой входной

обводненностью новых скважин, что связано с неподтверждением нефтенасыщенности в новых

скважинах влиянием и ГРП в водонефтяной зоне.

Добываемая

газонефтяная

эмульсия

(далее

по

тексту

–

«сырая

нефть»)

по

внутрипромысловым трубопроводам ЦДНГ-7 поступает на УДР, приемную гребенку. Температура

поступающей на ДНС УПСВ жидкости плюс 15…20 ºС, с давлением 0,7…1,3 МПа (изб), рабочее 0,8

МПа (изб) и обводненностью 37-61 %.

С приемной гребенки сырая нефть поступает на установку предварительного отбора газа

УПОГ-1. Частично разгазаированная сырая нефть после УПОГ-1 направляется в установку нагрева

водонефтяной эмульсии (УНВНЭ), где нагревается до температуры плюс 40ºС, с целью обеспечения

лучшего расслоения воды и нефти.

После нагрева сырая нефть поступает в установку предварительного отбора газа УПОГ-2

(успокоительная труба УТ с устройством для отбора газа) в которой при давлении 0,3…0,8 МПа

происходит

дополнительное

успокоение

потока

жидкости

и

вторичная

дегазация

эмульсии,

направляемого так же как и с УПОГ-1 в сборный коллектор на вход газовых сепараторов ГС-1/1,2.

Далее сырая нефть поступает в нефтегазовые сепараторы со сбросом воды НГСВ-1/1,2, где

осуществляется сепарация и обезвоживание нефти до остаточного содержания воды менее 5%.

Сепараторы НГСВ-1/1,2 снабжены блоками предохранительных клапанов, сброс газа которых при

превышении максимально допустимого давления направляется на факельную установку (ФУ).

Поток нефти из сепараторов НГСВ-1/1,2 поступает на прием насосов МНС для последующей

перекачки ее на дожимную насосную станцию с установкой предварительного сброса воды (ДНС с

УПСВ) Ловинского месторождения.

Отделившаяся вода из сепараторов НГСВ-1/1,2 подается в буферную емкость пластовой воды

БЕ-1.

В буферной емкости БЕ-1 дополнительно улавливается нефть. Далее пластовая вода подается

через узел учета воды (УУВ) на БКНС и направляется в систему поддержания пластового давления

(ППД).

С

целью

предотвращения

коррозийного

износа

технологического

оборудования

и

трубопроводов

предусмотрена

подача

ингибитора

коррозии.

Дозирование

ингибитора

коррозии

осуществляется в линию сброса пластовой воды из буферной емкости БЕ-1 на БКНС, дозировочными

насосами типа НД 1, 0Р 10/100, расположенными в блоке дозирования химреагента (УДР).

Подготовленная нефть (с обводненностью не более 5 %), направляется на МНС поступает на

прием мультифазных насосов Rosscor MR 250-I (1 раб + 1 рез) первой ступени, далее нефть через

буферные емкости (БЕ-1, БЕ-2) подается на прием мультифазных насосов Rosscor MR 250-III (1 раб +

1

рез)

второй

ступени,

и

далее

через

камеру

запуска

очистных

устройств

(КЗС)

в

УДР

через

приемную гребенку ПГ-1 в напорный нефтепровод, для транспорта нефти и газа на ДНС УПСВ

Ловинского месторождения.

Оставшийся в небольшом количестве газ из буферной емкости БЕ-1 подается на факельную

установку (ФУ) для сжигания.

Учет газа предусмотрен:

- на линии подачи топливного газа на УНВНЭ;

- на линии газа на основные горелки УНВНЭ;

- на линии газа на запал факельной системы;

- на линии газа, сбрасываемого на факельную установку;

- на линии газа с ГС на МНС.

Жидкость с концевой сепарационной установки (сепараторы С-2/1,2) может направляться:

-

сырая

дегазированная

нефть

в

аварийный

резервуар

РВС-5000

м³,

при

возникновении

аварийного режима на ДНС УПСВ, отсутствии откачки на внешний транспорт;

- подготовленная нефть в аварийный резервуар РВС-5000 м³, при отсутствии (ограничении)

откачки на внешний транспорт.

Подготовленная нефть на пункт налива нефти, при необходимости на нужды промысла.

Литература

1.

Андронов Ю.В., Стрекалов А.В. Исследование применения ансамблей нейронных сетей для

повышения качества решения задач регрессии. Нефтегазовое дело. 2015. 13(1), С. 50-55.

2.

Иванов

А.В.,

Стратов

В.Д.,

Стрекалов

А.В.

ОПТИМИЗАЦИЯ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

РЕЖИМОВ ДОБЫЧИ ГАЗОКОНДЕНСАТА НА БОВАНЕНКОВСКОМ. Современные проблемы науки и

образования. 2015. № 1.

3.

Андронов Ю.В., Мельников В.Н., Стрекалов А.В. Оценка прогнозирующих способностей

многослойного персептрона с различными функциями активации и алгоритмами обучения. Геология,

геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2015. -№9, – С. 18-20.

4.

Морозов В.Ю., Стрекалов А.В. Технология регулирования систем поддержания пластового

давления нефтяных промыслов (монография).Санкт-Петербург Недра. 2014.

5.

А.В. Стрекалов, А.В. Саранча. Результаты применения моделей вычислительного комплекса

немезида-гидрасим на пластах Ван-Еганского месторождения Известия высших учебных заведений.

Нефть и газ. 2016. № 1. С. 74-85.

6.

Стрекалов

А.В.,

Хусаинов

А.Т.,

Грачев

С.И.

Стохастико-аналитическая

модель

гидросистемы продуктивных пластов для исследования проводимостей между скважинами. Научно-

технический журнал «Известия вузов. Нефть и газ». 2016. №.4-С.37-44.

7.

Стрекалов А.В., Саранча А.В. Применение нелинейных законов фильтрации природных

поровых коллекторов в гидродинамических моделях ФУНДАМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ. №

11/2015. Часть 6. 1114–1119 c

8.

Грачев C.И., Cтрекалов А.В., Cаранча А.В. Особенности моделирования трещинопоровых

коллекторов в свете фундаментальных проблем гидромеханики сложных систем. Фундаментальные

исследования. № 4 (часть 1) 2016, стр. 23-27.

9.

Глумов Д.Н., Стрекалов А.В. КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ И РАЗВИТИЯ РЕЖИМА ТЕЧЕНИЯ

МНОГОФАЗНОЙ

СИСТЕМЫ

ДЛЯ

ЧИСЛЕННЫХ

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ

МОДЕЛЕЙ.

©

Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2016. No 6. с 117–197.