Самодуровское месторождение
.pdf1
Самодуровское месторождение
ВВЕДЕНИЕ
Система сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях – это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки её до пунктов подготовки нефти, газа и воды.
Каждое месторождение имеет свои особенности, связанными с природно-климатическими условиями, размещением скважин, способами, объемами добычи и физико-химическими свойствами нефти, газа и воды. Поэтому на каждом месторождении применяют такую систему сбора продукции скважин, которая наиболее приемлема для данного месторождения.
Любая система сбора нефти, газа и воды должна обеспечивать возможность осуществления следующих операций:
•Измерение количества продукции, получаемой из каждой скважины (дебита скважины);
•Максимальное использование пластовой энергии или давления, создаваемого скважинными насосами, для транспортирования продукции скважин до пунктов её подготовки;
•Сепарацию нефти и газа и подачу газа на пункты её подготовки или потребителям;
• от свободной воды;
•Раздельный сбор продукции скважин, существенно отличающиеся по обводненности, физико-химическим параметрам, давлению и иным признакам, если смещение разносортной продукции нецелесообразно по технико-
экономическим соображениям;
•Подогрев продукции скважин при невозможности её сбора и транспортирования при обычных температурах
(например, при добыче высокопарафинистой нефти).
Консорциум Н е д р а |
Самодуровское месторождение |
Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:
«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»
2
Для получения товарной нефти и нефтяного газа, а также пластовой воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт, применяют специальные технологические установки.
Технологические установки подготовки нефти, газа и воды – это комплекс блочного автоматизированного оборудования и аппаратов, в которых последовательно и непрерывно происходят процессы обезвоживания и обессоливания нефти, осушка (от водяных паров) и очистка (от сероводорода H2S и двуокиси углерода СО2) нефтяного газа, а также очистка пластовой воды от капелек нефти, механических примесей, железа сероводорода, углекислого газа и кислорода.
Обезвоживание и обессоливание добытой на поверхность нефти проводят для:
•Уменьшения транспортных расходов;
•Предотвращения образования стойких эмульсий;
•Снижения коррозионного разрушения промыслового, магистрального и заводского оборудования.
•Осушку и очистку нефтяного газа проводят для:
•Предотвращения гидратообразования в газопроводах;
•Снижения коррозионного разрушения газопроводов и оборудования, установленного на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ).
Очистку и ингибирование пластовой (сточной) воды проводят для:
•Сохранения «чистоты» призабойной зоны или, иными словами, сохранения приемистости нагнетательных скважин;
Предотвращения образования коррозионных разрушений в напорных трубопроводах и в эксплуатационных колоннах нагнетательных скважин.
Консорциум Н е д р а |
Самодуровское месторождение |
3
Глава 1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Анализ системы сбора продукции скважин
Самодуровское месторождение расположено на территории Матвеевского района Оренбургской области.
Ближайший к месторождению населенный пункт, село Матвеевка, расположен в 5 км к востоку от границы месторождения. В 15 км от месторождения проходит железная дорога Бугуруслан-Абдулино. Район преимущественно сельскохозяйственный. Ближайшими разрабатываемыми месторождениями являются Школьное, Тарханское, Спасское
[1].
Схема сбора продукции скважин представлена на рисунке 1.1.
Список трубопроводов системы сбора представлен в таблице 1.1. Технологический режим работы скважин приведен в таблице 1.2.
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.1 |
|
|
Список трубопроводов системы сбора |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Параметры трубопроводов |
|
|
Год ввода в |
|
Наименование |
|
|
Диаметр, |
|
Состояние |
Материал |
|
Назначение объекта |
|
|
эксплуатац |
||||
трубопровода или участка |
|
толщина |
Длина, м |
трубопроводов |
трубы |
||
|
|
ию |
|||||
|
|
|
стенки, мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Скважина 20 → АГЗУ- |
Выкидная линия |
|
105х15 |
683 |
действующий |
Ст.20 |
1995 |
457 |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Скважина 22 → АГЗУ- |
Выкидная линия |
|
114х4,5 |
75 |
действующий |
Ст.20 |
1983 |
457 |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Скважина 25 → АГЗУ- |
Выкидная линия |
|
114х4,5 |
1071 |
действующий |
Ст.20 |
1983 |
457 |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум Н е д р а |
Самодуровское месторождение |
4
Скважина 27 → АГЗУ- |
Выкидная линия |
|
114х4,5 |
|
|
80 |
|
|
действующий |
Ст.20 |
1995 |
||||||
457 |
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Скважина 52 → АГЗУ- |
Выкидная линия |
|
114х4,5 |
|
|
1071 |
|
|
действующий |
Ст.20 |
1992 |
||||||
457 |
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Скважина 56 → АГЗУ- |
Выкидная линия |
|
114х4,5 |
|
|
1071 |
|
|
действующий |
Ст.20 |
1999 |
||||||
457 |
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Скважина 58 → АГЗУ- |
Выкидная линия |
|
114х4,5 |
|
|
1071 |
|
|
действующий |
Ст.20 |
1998 |
||||||
457 |
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АГЗУ-457 → ДНС |
Нефтесборный |
|
|
168х7 |
|
|
8900 |
|
|
действующий |
Ст.20 |
1978 |
|||||
Школьная |
трубопровод |
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Технологический режим работы скважин |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
№ скв |
|
|
Насос |
|
Р лин |
Q нефти |
Q жид |
|
Обводненность |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
кости |
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
атм |
|
т/сут |
м3/сут |
|
% |
|
|
|
|
|
|
25 |
|
|
ЭЦН5-60-2450 |
|
17,0 |
16,6 |
20,0 |
|
|
3,3 |
|
|
|
||
|
|
56 |
|
|
ЭЦН5-60-2300 |
|
16,0 |
3,0 |
4,0 |
|
|
12,2 |
|
|
|
||
|
|
58 |
|
|
ЭЦН5-50-2000 |
|
21,0 |
19,1 |
25,0 |
|
|
12,8 |
|
|
|
||
|
|
22 |
|
ЭЦН5А-160-1650 |
|
11 |
32 |
153 |
|
|
75,4 |
|
|
|
|||
|
|
20 |
|
ЭЦН5-200-1750 |
|
12 |
35 |
162 |
|
|
74,1 |
|
|
|
|||
|
|
27 |
|
|
ЭЦН5-80-1950 |
|
11 |
21 |
214 |
|
|
88,1 |
|
|
|
||
|
|
52 |
|
|
ЭЦН5-60-2450 |
|
12 |
15 |
112 |
|
|
83,6 |
|
|
|
||
|
|
56 |
|
|
ЭЦН5-50-2500 |
|
15 |
11 |
57 |
|
|
77,3 |
|
|
|
||
|
|
58 |
|
|
ЭЦН5-45-2350 |
|
27 |
8 |
58 |
|
|
82,9 |
|
|
|
||
|
|
Схема сбора продукции скваэин Самодуровского месторождения |
|
|
|||||||||||||
Консорциум Н е д р а |
Самодуровское месторождение |
5
Схема системы сбора
Рис.1.1
По товарной характеристике нефти Самодуровского месторождения средние, тяжелые (плотность изменяется от
856,0 кг/м3 до 921,0 кг/м3), сернистые, высокосернистые (1,13-2,40 %), смолистые (7,35-11,0 %), парафиновые (4,0-5,3
%). В газе, выделившемся из нефти, сероводорода нет.
Продукция скважины под давлением, развиваемым центробежными электронасосами по выкидным трубопроводам поступает на одну АГЗУ-457, где производится замер дебита скважин. После замера продукция скважин по нефтегазосборным трубопроводам поступает на УПСВ Тархановскую.
Тархановская УПСВ предназначена для разгазирования и обезвоживания продукции скважин, и транспортировки разгазированной нефти через на Заглядинскую УПН для дальнейшей подготовки, где осуществляется подготовка нефти до товарной кондиции по ГОСТ Р 51858-2002 г [2].
Консорциум Н е д р а |
Самодуровское месторождение |
6
Попутный нефтяной газ, выделившийся при разгазировании на ДНС, поступает по газопроводу на Тархановскую УПСВ, где совместно с газом, выделившимся на данной установке, частично используется на технологические нужды.
Фактический уровень использования газа Самодуровском месторождении месторождения составляет 56 %.
Свойства пластовой продукции представлены в таблице 1.3-1.5
Таблица 1.3
Свойства пластовой нефти и воды
|
|
Количество |
Диапазон |
Принятое |
||
Наименование |
исследованных |
|||||
изменения |
значение |
|||||
|
|
скв. |
проб |
|||
|
|
|
|
|||
а) Нефть |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Давление насыщения газом, МПа |
1 |
1 |
5,98 |
5,98 |
||
Газосодержание при однократном |
1 |
1 |
18,3 |
18,3 |
||
разгазировании, м3/т |
|
|||||
|
|
|
|
|
||
Газосодержание при дифференциальном |
|
|
|
|
||
разгазировании в рабочих условиях, м3/т |
|
|
|
|
||
Р1=0,20 МПа |
Т1=23 С |
|
|
|
|
|
Р2=0,115 МПа |
Т2=23 С |
|
|
|
|
|
Р3=0,10 МПа |
Т3=23 С |
|
|
|
|
|
Суммарное газосодержание, м3/т |
1 |
1 |
16,8 |
16,8 |
||
Объёмный коэффициент при |
|
|
|
|
||
дифференциальном разгазировании в |
1 |
1 |
1,046 |
1,046 |
||
рабочих условиях |
|
|
|
|
|
|
Плотность, кг/м3 |
|
1 |
1 |
898,0 |
898,0 |
|
Вязкость, мПа с |
|
1 |
1 |
30,6 |
30,6 |
|
Пластовая температура, С |
1 |
1 |
50 |
50 |
||
г) Пластовая вода |
|
|
|
|
|
|
Консорциум Н е д р а |
Самодуровское месторождение |
7
Объёмный коэффициент |
|
|
|
1,0085 |
Общая минерализация, г/л |
3 |
26 |
237,53-289,36 |
262,51 |
Плотность в пластовых условиях, кг/м3 |
3 |
26 |
1160-1175 |
1167 |
Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти.
|
При однократном разгазировании пластовой |
При дифференциальном разгазировании |
Пластовая нефть |
|||||||
|
нефти в стандартных условиях |
|
пластовой нефти в рабочих условиях |
|||||||
Наименование |
|
|
|
|||||||
выделившийся газ |
нефть |
|
выделившийся газ |
нефть |
|
масс. % |
мольн. % |
|||
|
|
|
||||||||
|
масс. % |
мольн. % |
масс. % |
мольн. % |
масс. % |
мольн. % |
масс. % |
мольн. % |
||
|
|
|
||||||||
Сероводород |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
Углекислый газ |
3,45 |
2,32 |
0,00 |
0,00 |
3,71 |
2,34 |
0,01 |
0,04 |
0,08 |
0,43 |
Азот + редкие |
12,21 |
12,88 |
0,00 |
0,00 |
14,13 |
14,02 |
0,00 |
0,00 |
0,27 |
2,39 |
Метан |
21,45 |
39,53 |
0,02 |
0,37 |
25,42 |
44,05 |
0,01 |
0,18 |
0,49 |
7,65 |
Этан |
25,42 |
24,98 |
0,04 |
0,38 |
25,68 |
23,75 |
0,11 |
1,12 |
0,60 |
4,97 |
Пропан |
16,32 |
10,94 |
0,17 |
1,18 |
14,00 |
8,83 |
0,28 |
1,84 |
0,54 |
3,03 |
Изобутан |
3,21 |
1,63 |
0,12 |
0,59 |
2,63 |
1,26 |
0,14 |
0,69 |
0,18 |
0,79 |
Н.бутан |
6,39 |
3,25 |
0,35 |
1,79 |
5,39 |
2,58 |
0,39 |
1,98 |
0,49 |
2,08 |
Изопентан |
4,61 |
1,89 |
0,61 |
2,54 |
2,99 |
1,15 |
0,66 |
2,68 |
0,70 |
2,42 |
Н.пентан |
3,03 |
1,24 |
0,60 |
2,46 |
2,43 |
0,94 |
0,61 |
2,48 |
0,64 |
2,22 |
Гексаны |
3,91 |
1,34 |
2,29 |
7,92 |
2,62 |
0,85 |
2,17 |
7,43 |
2,18 |
6,31 |
Гептаны |
0,00 |
0,00 |
2,00 |
5,94 |
1,00 |
0,23 |
1,97 |
5,79 |
1,95 |
4,84 |
Остаток |
0,00 |
0,00 |
93,8 |
76,83 |
0,00 |
0,00 |
93,6 |
75,77 |
91,8 |
62,87 |
Молекулярная масса |
|
|
299,00 |
|
27,76 |
|
294,00 |
|
248,00 |
|
Молек. масса остатка |
|
|
364,00 |
|
|
|
364,00 |
|
364,00 |
|
Плотность: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
газа, кг/м3 |
1,241 |
|
|
|
1,155 |
|
|
|
|
|
газа отн. (по |
1,030 |
|
|
|
0,958 |
|
|
|
|
|
воздуху) |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нефти, кг/м3 |
|
|
922,600 |
|
|
|
921,000 |
|
898,000 |
|
Консорциум Н е д р а |
Самодуровское месторождение |
8
Таблица 1.5
Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
|
|
количество |
диапазон |
принятое |
|
Наименование |
|
исследованных |
|||
|
изменения |
значение |
|||
|
|
скв. |
проб |
||
|
|
|
|
||
Вязкость динамическая, мПа·с |
|
|
|
|
|
при 20 ºС |
|
1 |
1 |
>200,0 |
>200,0 |
Вязкость кинематическая, мм2/с |
|
|
|
|
|
при 20 ºС |
|
1 |
1 |
215,2 |
215,2 |
Температура застывания, ºС |
1 |
1 |
-3 |
-3 |
|
|
серы |
1 |
1 |
2,40 |
2,40 |
Массовое |
смол силикагелевых |
1 |
1 |
11,00 |
11,00 |
содержание, % |
асфальтенов |
1 |
1 |
6,40 |
6,40 |
|
парафинов |
1 |
1 |
4,00 |
4,00 |
Температура плавления парафина, ºС |
1 |
1 |
68 |
68 |
|
|
н.к. – 100 ºС |
1 |
1 |
1 |
1 |
Объёмный выход |
до 150 ºС |
1 |
1 |
5 |
5 |
фракций, % |
до 200 ºС |
1 |
1 |
12 |
12 |
|
до 300 ºС |
1 |
1 |
26 |
26 |
Классификация нефти |
высокосернистая, смолистая, парафиновая |
||||
1.2 Анализ работы АГЗУ
Описание автоматизированной групповой замерной установки «Спутник» АМ-40-8-400.
Установка предназначена для периодического определения по программе количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, и контроля их работы на нефтяных месторождениях [3].
Основные технические данные:
- производительность – до 16 м3/час;
Консорциум Н е д р а |
Самодуровское месторождение |
9
-количество подключающих трубопроводов от скважин – до 14 шт.;
-рабочее давление – до 40 кгс/см2.
Принципиальная схема установки – рис.1.3
Устройство и принцип работы
Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель (1) ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в замерный сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12).
В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (54) поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.
С помощью расхода (6) и заслонки (54), соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости TOP 1-50 (7) с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.
За время продавки жидкость проходит через счетчик ТОР 1-50 и направляется в общий трубопровод.
Счетчик ТОР 1-50 выдает на блок управления и индикации (БУИ) импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.
Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики.
Консорциум Н е д р а |
Самодуровское месторождение |