Кусты скважин западно-таркосалинского месторождения

В проекте предусматривается обустройство 19 эксплуатационных скважин на 2 кустах и разведочной скважины №11. Скважины на каждом кусте размещаются группами с разрывом между осями смежных скважин 60 м. такое размещение скважин принято согласно «Протокола рассмотрения основных технических решений по «Установке комплексной подготовки газа и конденсата (УКПГК) Западно-Таркосалинского месторождения» от 23 июля 2001г.

Количество эксплуатационных скважин в динамике приведено в табл. 3.2.

Таблица 3.2 - Количество эксплуатационных скважин в динамике






















































































































































































Год разработки



Куст 2К



Куст 1К



III

объект



IV

объект



V

объект



Всего



III объект



IV объект



V

объект



Всего



1 (I полугодие)



1



-



1



2



-



-



-



-



1 (II полугодие)



2



1



1



4



-



-



-



-



2 (I полугодие)



3



2



2



7



-



-



-



-



2 (II полугодие)



4



3



2



9



-



-



-



-



3 (I полугодие)



4



3



2



9



2



-



1



3



3 (II полугодие)



4



3



2



9



4



1



1



6



4 (П полугодие)



4



3



2



9



6



2

В проекте предусматривается обустройство 19 эксплуатационных скважин на 2 кустах и разведочной скважины №11. Скважины на каждом кусте размещаются группами с разрывом между осями смежных скважин 60 м. такое размещение скважин принято согласно «Протокола рассмотрения основных технических решений по «Установке комплексной подготовки газа и конденсата (УКПГК) Западно-Таркосалинского месторождения» от 23 июля 2001г.

Количество эксплуатационных скважин в динамике приведено в табл. 3.2.

Таблица 3.2 - Количество эксплуатационных скважин в динамике














































































































































































































































Год разработки



Куст 2К



Куст 1К



III

объект



IV

объект



V

объект



Всего



III объект



IV объект



V

объект



Всего



1 (I полугодие)



1



-



1



2



-



-



-



-



1 (II полугодие)



2



1



1



4



-



-



-



-



2 (I полугодие)



3



2



2



7



-



-



-



-



2 (II полугодие)



4



3



2



9



-



-



-



-



3 (I полугодие)



4



3



2



9



2



-



1



3



3 (II полугодие)



4



3



2



9



4



1



1



6



4 (П полугодие)



4



3



2



9



6



2



2



10



5



4



3



2



9



6



2



2



10



Технологические показатели разработки по кустам приведены в табл. 3.3.

Таблица 3.3 - Технологические показатели разработки по кустам


























































































































Год разра­ботки



Устьевое давление газа. МПа



Устьевая темпера­тура газа,

°С



Добыча газа, млрд. м3 *



Добыча стабильного конденсата, тыс. т *



Куст 2К



Куст 1 К



Куст 2К



Куст 1 К



1



15,49



41,20



0,132



-



40,60



-



2



14.71



39,70



0.432



-



125.32



-



3



13.78



39.40



0.508



0.110



136.80



26.95



4



12.89



38,70



0.425



0,329



100.80



73,80



5



11.96



37.90



0,371



0,421



73.80



82,80



* - максимальное количество рабочих дней в году принято 360.

Режим работы скважин - безгидратный. Выкидные трубопроводы эксплуатационных скважин подключаются к шлейфу.

Снижение устьевого давления газа на скважинах не предусматривается, поэтому обвязка кустов запроектирована на статическое давление газа.

В обвязке устьев скважин предусмотрены клапана-отсекатели на Ру 32 МПа для отключения скважин в случае порыва шлейфа и устройства регулирующие на Ру 32 МПа для выравнивания давления в выкидных трубопроводах. Для замера дебита выкидные трубопроводы скважин оборудуются сужающими быстросменными устройствами на Ру 25 МПа.

На трубопроводе выхода газа с куста устанавливается дистанционно управляемый кран для отключения шлейфа при падении давления газа в нём.

Газ при выводе скважин на режим отводится для сжигания на горизонтальный факел. При этом газ предварительно должен очищаться от капельной влаги и конденсата в факельном сепараторе, затем газ проходит через устройство редуцирующее для снижения давления до 6 МПа.


Рекомендуется использовать один на месторождение передвижной факельный сепаратор. Сепаратор должен быть установлен на раме с поддоном для предотвращения возможных утечек конденсата.

Горизонтальный факел  предусматривается один на куст, для разведочной скважины свой горизонтальный факел.

Для проведения работ по исследованию скважин подключение установки предусматривается к тому же узлу, что и факельного сепаратора.

Газ при проведении работ по исследованию скважин возвращается в шлейф или сжигается на факеле.

Предусматривается подача метанола в выкидные трубопроводы от УКПГК с целью предупреждения возможного гидратообразования в шлейфах в период их ввода в эксплуатацию. В последующие годы высокие устьевые температуры газа позволяют поддерживать в шлейфах температуру, достаточную для обеспечения безгидратного режима работы.

При глушении скважин подача раствора хлористого кальция предусматривается от передвижного задавочного агрегата и емкостей через задавочные трубопроводы, выведенные к проезду куста. Каждый трубопровод заканчивается арматурой и гнездом конуса для подключения задавочного агрегата.

Проектом предусмотрены: местный замер давления и температуры по каждой скважине на выкидном трубопроводе и в шлейфах на выходе газа с куста, давления на факельном трубопроводе после редуцирующего устройства; дистанционный замер расхода, давления и температуры по каждой скважине на выкидном трубопроводе, давления и температуры в шлейфах на выходе газа с куста.

Технологические трубопроводы в пределах площадки куста и на факел прокладываются надземно на опорах без теплоизоляции.

Защита надземных трубопроводов от коррозии предусмотрена лакокрасочным покрытием - эмалью ХВ-124 по ГОСТ 10144-89 по грунтовке ФЛ-03К по ГОСТ 9109-81.

Выбор труб и деталей трубопроводов произведён в соответствии с требованиями Инструкции по применению труб в газовой и нефтяной промышленности, трубопроводы запроектированы из труб группы В, сталь 09Г2С, сортамент по ГОСТ 8732-78, технические условия на изготовление по ГОСТ 8731 -74.

Выбор трубопроводной арматуры осуществлен с учетом статического давления, максимальных и минимальных температур, которые принимает арматура в процессе эксплуатации. Арматура принята исполнения ХЛ.

В качестве запорной арматуры на выходе шлейфов с кустов применены шаровые краны с электроприводом наземной установки производства 000 „Самараволгомаш класса давления 1500. Запущено в эксплуатацию в ноябре 2002 года.

на
Ярлыки:

Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога