Сологаевского месторождения
.pdf1
Сологаевского месторождения
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;
•Отделение от продукции скважин 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 »
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 »
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»
3
Глава 1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Анализ системы сбора продукции скважин
Вадминистративном отношении Сологаевское месторождение нефти расположено в пределах Кинель-Черкасского
иПохвистневского административных районов Самарской области в 100 км к северо-востоку от областного центра г. Самара.
Внастоящее время эксплуатацию Сологаевского месторождения осуществляет ЦДНГ № 2 (цех добычи нефти и газа) ОАО «Самаранефтегаз».
Месторождение введено в разработку в 1984 году.
Всоставе Сологаевского месторождения выделяют Сологаевское и Подбельское поднятия.
На Сологаевском месторождении залежи нефти выявлены в следующих продуктивных пластах: В1 турнейского яруса, Дк тиманского горизонта, ДI/, ДI и ДII пашийского горизонта – на Сологаевском поднятии и в пластах В1, Дк, ДI,
ДII – на Подбельском поднятии.
Физико-химические свойства разгазированной нефти Сологаевского месторождения представлены в таблицах 1.1-
1.3.
По состоянию на 01.01.2015 г. действующий фонд добывающих скважин Сологаевского месторождения, дающих продукцию составляет 32 единицы. Из них 28 скважин работают на Сологаевском поднятии, 4 скважины – на Подбельском поднятии.
Консорциум « Н е д р а »
4
На месторождении для сбора продукции скважин реализована напорная герметизированная система сбора нефти и
газа.
Продукция скважин месторождения под давлением, развиваемым электроцентробежными насосами (26 скважин),
глубинными штанговыми насосами (2 скважины), и под давлением свабирования (4 скважины) по выкидным трубопроводам диаметром 108-114 мм, протяженностью порядка 14,4 км, поступает на 7 автоматических групповых замерных установки (АГЗУ-9, 10, 12, 13, 14, 15 на Сологаевском куполе, АГЗУ-11 на Подбельском куполе). После замера дебита продукция скважин в количестве 633 тыс. т/год, обводненностью 79,5% по нефтегазосборным трубопроводам диаметром 114-168мм, протяженностью 12,65 км поступает на Сологаевскую УПСВ.
Далее частично подготовленная продукция с остаточным водосодержанием 2-3% по напорному трубопроводу диаметром 219 мм, протяженностью 11,2 км транспортируется на Мочалеевскую УПСВ для дальнейшей подготовки и затем по существующим напорным трубопроводам диаметром 219-325, протяженностью порядка 58,5 км через Сосновский товарный парк поступает на Похвистневскую УКОН, где осуществляется подготовка нефти до товарной кондиции по ГОСТ Р 51858-2002 г.
Попутный нефтяной газ Сологаевского месторождения, выделившийся в аппаратах Сологаевской УПСВ, по существующей сети газопроводов диаметром 159-425 мм, протяженностью порядка 48 км, под собственным давлением транспортируется на Отрадненский газоперерабатывающий завод (ОГПЗ). В случае необходимости газ может сбрасываться на свечу.
Фактический уровень использования газа Сологаевского месторождения составляет 92,47 %.
Консорциум « Н е д р а »
5
Сведения о состоянии внутрипромысловых трубопроводов и трубопроводов внешнего трубопроводов
Сологаевского месторождения приведены в таблице 1.4.
Схема системы сбора приведена на рисунке Свойства пластовой нефти
|
|
|
|
|
|
Численные значения |
|
Наименование параметра |
|
|
Диапазон |
Среднее |
|||
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
изменения |
значение |
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
2 |
3 |
Давление насыщения газом, МПа |
|
4,35-7,90 |
6,33 |
||||
Газосодержание, м3/т |
|
|
|
23,6-42,6 |
35,4 |
||
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в |
|
|
|||||
рабочих условиях, м3/т |
|
|
– |
30,3 |
|||
в т.ч. по ступеням |
|
|
|
|
|
||
Р1= |
0,75 |
МПа |
Т1= |
20 |
С |
– |
|
Р2= |
0,14 |
МПа |
Т2= |
20 |
С |
– |
|
Р3= |
0,15 |
МПа |
Т3= |
15 |
С |
– |
|
Р4= |
0,11 |
МПа |
Т4= |
18 |
С |
– |
|
Р5= 0,10 МПа Т5= |
18 |
С |
– |
|
|||
Плотность в условиях пласта, кг/м3 |
|
832,0-876,0 |
853,0 |
||||
Вязкость в условиях пласта, мПа с |
|
5,29-14,40 |
8,61 |
||||
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа∙10-4 |
– |
|
|||||
Консорциум « Н е д р а »
6
|
Численные значения |
|
Наименование параметра |
Диапазон |
Среднее |
|
||
|
изменения |
значение |
|
|
|
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 200С |
|
|
-при однократном (стандартном) разгазировании |
1,345-1,512 |
1,422 |
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании |
– |
1,250 |
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 200С |
|
|
-при однократном (стандартном) разгазировании |
871,0-907,0 |
886,0 |
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании |
– |
878,0 |
Таблица 1.2
Физико-химическая характеристика дегазированной нефти
|
Количество |
|
|
|
Наименование параметра |
исследованны |
Диапазон |
Среднее |
|
х |
|
значений |
значение |
|
|
|
|||
|
скв. |
проб |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Плотность при 200С, кг/м3 |
5 |
6 |
867,0-909,0 |
883,0 |
Вязкость, мПа∙с |
|
|
|
|
при 20 0С |
5 |
6 |
14,02-75,50 |
34,54 |
при 50 0С |
|
|
|
|
Молярная масса, г/моль |
|
|
|
|
Температура застывания, С |
2 |
2 |
-11 – (-6) |
-8 |
Массовое содержание, % |
|
|
|
|
серы |
5 |
6 |
1,10-3,56 |
2,43 |
смол силикагелевых |
5 |
6 |
9,76-16,70 |
11,96 |
асфальтенов |
5 |
6 |
1,86-6,46 |
3,19 |
парафинов |
5 |
6 |
4,75-6,57 |
5,28 |
воды |
2 |
2 |
1,0-1,5 |
1,25 |
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
7 |
|
|
Количество |
|
|
|
|
Наименование параметра |
исследованны |
Диапазон |
Среднее |
|
|
х |
|
значений |
значение |
|
|
|
|
|
|||
|
скв. |
проб |
|
|
|
механических примесей |
|
|
|
|
|
Содержание микрокомпонентов, г/т |
|
|
|
|
|
ванадий |
|
|
|
|
|
никель |
|
|
|
|
|
Температура плавления парафина, 0С |
2 |
2 |
57-60 |
58 |
|
Температура начала кипения, 0С |
2 |
2 |
67-77 |
72 |
|
Фракционный состав, % |
|
|
|
|
|
до 100 0С |
5 |
6 |
2-9 |
6 |
|
до 150 0С |
5 |
6 |
8-16 |
13 |
|
до 200 0С |
5 |
6 |
18-27 |
22 |
|
до 250 0С |
5 |
6 |
27-37 |
32 |
|
до 300 0С |
5 |
6 |
36-50 |
43 |
|
Шифр технологической классификации |
высокосернистая, смолистая, парафинистая |
|
|||
Таблица 1.3
Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти
|
|
Сологаевское месторождение |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
Наименование параметра |
при однократном разгазировании |
при дифференциальном разгазировании |
|
|||
пластовой нефти в стандартных условиях |
пластовой нефти в рабочих условиях |
пластовая нефть |
||||
|
||||||
|
выделившийся газ |
нефть |
выделившийся газ |
нефть |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Молярная концентрация |
|
|
|
|
|
|
компонентов, % |
|
|
|
|
|
|
- сероводород |
1,87 |
– |
1,88 |
0,09 |
0,50 |
|
- углекислый газ |
1,87 |
– |
2,23 |
0,01 |
0,52 |
|
- азот + редкие |
11,47 |
– |
14,05 |
– |
3,22 |
|
Консорциум « Н е д р а »
8
|
|
Сологаевское месторождение |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
Наименование параметра |
при однократном разгазировании |
при дифференциальном разгазировании |
|
|||
пластовой нефти в стандартных условиях |
пластовой нефти в рабочих условиях |
пластовая нефть |
||||
|
||||||
|
выделившийся газ |
нефть |
выделившийся газ |
нефть |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Молярная концентрация |
|
|
|
|
|
|
компонентов, % |
|
|
|
|
|
|
в т.ч. гелий |
0,017 |
– |
0,020 |
– |
– |
|
- метан |
30,32 |
0,17 |
36,36 |
0,01 |
8,34 |
|
- этан |
17,99 |
0,31 |
20,27 |
0,66 |
5,15 |
|
- пропан |
21,91 |
1,94 |
17,75 |
4,34 |
7,41 |
|
- изобутан |
2,46 |
0,73 |
1,51 |
1,12 |
1,21 |
|
- н. бутан |
7,11 |
3,13 |
4,05 |
4,31 |
4,25 |
|
- изопентан |
2,08 |
1,49 |
0,57 |
2,06 |
1,72 |
|
- н. пентан |
1,68 |
2,69 |
0,75 |
2,93 |
2,43 |
|
- гексаны |
1,24 |
5,58 |
0,44 |
5,68 |
4,48 |
|
- гептаны |
– |
4,26 |
0,14 |
4,08 |
3,17 |
|
- остаток (С8+высшие) |
– |
79,70 |
– |
74,71 |
57,60 |
|
Молекулярная масса |
34,22 |
277 |
– |
236 |
215 |
|
Плотность: |
|
|
|
|
|
|
- газа, кг/м3 |
1,422 |
– |
1,249 |
– |
– |
|
- газа относительная (по |
1,180 |
– |
1,037 |
– |
– |
|
воздуху), доли ед. |
||||||
|
|
|
|
|
||
- нефти, кг/м3 |
– |
886,0 |
– |
878,0 |
853,0 |
|
Консорциум « Н е д р а »
9
Таблица 1.4
Сведения о состоянии внутрипромысловых трубопроводов и трубопроводов внешнего транспорта
|
|
|
Параметры |
|
|
|
|
|
|
|
Коли- |
трубопроводов |
|
|
|
||
Наименование трубопровода |
Назначение |
Диаметр, |
|
Состояние |
Материал |
Год |
||
чество |
|
|||||||
или участка |
объекта |
толщина |
Длина, |
трубопроводов |
трубы |
ввода |
||
ниток |
||||||||
|
|
стенки, |
м |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
мм |
|
|
|
|
|
Сологаевское поднятие |
|
|
|
|
|
|
|
|
Скв. 124 – АГЗУ-10 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
200 |
действующий |
Ст. 20 |
1994 |
|
Скв. 9 – врезка в в/л скв.129 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
350 |
действующий |
Ст. 20 |
2000 |
|
Скв. 11 – АГЗУ-11 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
2000 |
действующий |
Ст. 20 |
1987 |
|
Скв. 149 – АГЗУ-14 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
450 |
действующий |
Ст.20 |
1994 |
|
Скв. 122 – врезка в в/л скв.159 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
250 |
действующий |
Ст. 20 |
1997 |
|
Скв. 160 – АГЗУ-12 |
Выкидная линия |
1 |
114х8 |
150 |
действующий |
Ст. 20 |
1996 |
|
Скв. 2 – АГЗУ-9 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
100 |
действующий |
Ст. 20 |
1997 |
|
Скв. 6 – АГЗУ-10 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
800 |
действующий |
Ст. 20 |
1985 |
|
Скв. 107 – АГЗУ-10 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
800 |
действующий |
Ст. 20 |
1988 |
|
Скв. 123 – АГЗУ-12 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
200 |
действующий |
Ст. 20 |
1991 |
|
Скв. 126 – АГЗУ-12 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
200 |
действующий |
Ст. 20 |
1991 |
|
Скв. 127 – АГЗУ-10 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
776 |
действующий |
Ст. 20 |
1994 |
|
Скв. 130 – врезка в в/л скв.29 |
Выкидная линия |
1 |
114х8 |
5 |
действующий |
Ст. 20 |
1997 |
|
Скв. 148 – АГЗУ-14 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
300 |
действующий |
Ст. 20 |
1996 |
|
Скв. 155 – АГЗУ-13 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
250 |
действующий |
Ст. 20 |
1993 |
|
Скв. 187 – врезка в в/л 157 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
5 |
действующий |
Ст. 20 |
1993 |
|
Скв. 157 – АГЗУ-12 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
500 |
бездействующий |
Ст. 20 |
1993 |
|
Скв. 196 – АГЗУ-12 |
Выкидная линия |
1 |
114х8 |
300 |
действующий |
Ст. 20 |
1997 |
|
Скв. 304 – АГЗУ-15 |
Выкидная линия |
1 |
114х7 |
121 |
действующий |
Ст. 20С |
2010 |
|
Скв. 143 – врезка в в/л скв.118 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
1025 |
действующий |
Ст. 20 |
1996 |
|
Скв.161 – врезка в в/л скв.148 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
250 |
действующий |
Ст. 20 |
1997 |
|
Скв. 180 – АГЗУ-14 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
100 |
действующий |
Ст. 20 |
1992 |
|
Скв. 182 – АГЗУ-13 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
200 |
действующий |
Ст. 20 |
1992 |
|
Консорциум « Н е д р а »