Сосновского месторождения
.pdf1
Сосновского месторождения
Введение
Промышленная эксплуатация Сорокинского месторождения осуществляется с 1959 года. Добываемая продукция представляет собой смесь из угленосной нефти, попутного газа и пластовой воды. На данный момент это сложнейший технологический процесс, в котором задействовано большое число обслуживающего персонала. Цель работы: анализ системы сбора и подготовки продукции Сорокинского месторождения, а также выявление недостатков с дальнейшими рекомендации по усовершенствованию технологического процесса сбора и подготовки нефти, газа и воды, с целью уменьшения затрат на весь процесс подготовки. В курсовом проекте описаны: схема сбора, схема установки подготовки нефти, система поддержания пластового давления. Все выше перечисленные схемы проанализированы, выявлены недостатки и даны рекомендации по реконструкции и техническому усовершенствованию. Также в курсовой проект включены таблицы, которые взяты из регламентов и проектного документа, задействованных в технологическом процессе.
Глава 1. Технологическая часть
1.1 Анализ системы сбора продукции скважин
В настоящее время эксплуатацию Сосновского месторождения осуществляет ЦДНГ № 2 (цех добычи нефти и газа) ОАО «нефтегаз».
Промышленные запасы месторождения приурочены к пластам: PdIII, PdY, А3 подольских и верейских отложений, А4
в башкирском ярусе, Б2 в бобриковском горизонте, В1 в турнейском ярусе, а также Д1 в пашийском горизонте.
Промышленная эксплуатация Сосновского месторождения осуществляется с 1959 года.
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»
2
Схема сбора продукции месторождения представлена на рисунке 1.1.
По состоянию на 01.01.2015 г. действующий фонд добывающих скважин Сосновского месторождения составляет 35 единицы, из них 6 скважин эксплуатируют пласты PdIII, PdV, 13 - пласты А3,А4, 17 – пласты Б2, В1.
Для сбора продукции скважин на месторождении реализована напорная герметизированная система сбора нефти и
газа.
Физико-химические свойства разгазированных нефтей и компонентные составы газов продуктивных пластов Сосновского месторождения представлены в таблицах 1.1-1.4
Продукция скважин Сосновского месторождения под давлением, развиваемым штанговыми глубинными насосами (9 скважин), электроцентробежными насосами (26 скважин) по выкидным трубопроводам диаметром 65-125 мм, протяженностью 14,544 км поступает на 10 автоматизированных групповых замерных установок типа «Спутник» (АГЗУ №№ 5,84-86,123,334,432,508,520,525), где производится замер дебита скважин.
сбора продукции скважин
Рис1.1.
Консорциум « Н е д р а »
3
Таблица 1.1
Свойства пластовой нефти и воды
Наименование |
|
|
|
|
Количество |
Диапазон |
Среднее |
|||
|
|
|
|
|
|
|
Исследованных |
изменения |
значение |
|
|
|
|
|
|
|
|
скв. |
проб |
|
|
а) Нефть |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Давление насыщения газом, МПа |
|
3 |
3 |
3,10–5,36 |
4,45 |
|||||
Газосодержание при однократном |
|
3 |
3 |
21,5–28,8 |
24,5 |
|||||
разгазировании, м3/т |
|
|
|
|
|
|
|
|||
Объемный коэффициент при |
|
|
3 |
3 |
1,056–1,071 |
1,062 |
||||
однократном разгазировании, доли ед. |
|
|
|
|
||||||
Газосодержание при |
|
|
|
|
|
|
|
|||
дифференциальном разгазировании в |
|
|
|
|
||||||
рабочих условиях, м3/т |
|
|
|
|
|
|
||||
Р1= |
0,45 |
|
МПа |
Т1= |
20 |
С |
3 |
3 |
– |
13,33 |
Р2= |
0,15 |
|
МПа |
Т2= |
15 |
С |
3 |
3 |
– |
4,65 |
Р3= |
0,11 |
|
МПа |
Т3= |
18 |
С |
3 |
3 |
– |
1,67 |
Р4= |
0,10 |
|
МПа |
Т4= |
18 |
С |
3 |
3 |
– |
0,42 |
Р5= |
0,11 |
|
МПа |
Т5= |
30 |
С |
3 |
3 |
– |
1,20 |
Р6= |
0,10 |
МПа |
Т6= |
30 |
С |
3 |
3 |
– |
0,42 |
|
Суммарное газосодержание, м3/т |
|
3 |
3 |
– |
21,70 |
|||||
Объемный коэффициент при |
|
|
3 |
3 |
– |
1,061 |
||||
дифференциальном разгазировании в |
|
|
|
|
||||||
рабочих условиях |
|
|
|
|
|
|
|
|||
Плотность, кг/м3 |
|
|
|
3 |
3 |
863,0–869,0 |
865,0 |
|||
Вязкость, мПа с |
|
|
|
3 |
3 |
30,02–37,00 |
32,5 |
|||
Температура насыщения парафином, С |
– |
– |
– |
– |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
б) Газ газовой шапки |
|
|
|
|
|
|
|
|||
Давление начала и максимальной |
|
|
|
|
|
|||||
Консорциум « Н е д р а »
4
конденсации, МПа |
|
|
|
|
Плотность, кг/м3 |
|
|
|
|
Вязкость, мПа • с |
|
|
|
|
Содержание стабильного конденсата, |
|
|
|
|
г/м3 |
|
|
|
|
в) Пластовая вода |
|
|
|
|
Газосодержание, м3/т |
|
|
|
|
в т.ч. сероводорода, м3/т |
|
|
|
|
Объемный коэффициент |
|
|
|
|
Вязкость, мПа • с |
- |
- |
- |
1,15 |
Общая минерализация, г/л |
1 |
2 |
234,41- |
234,53 |
|
|
|
234,64 |
|
Плотность, кг/м3 |
1 |
2 |
1,154-1,154 |
1,154 |
Консорциум « Н е д р а »
5
Таблица 1.2
Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти.
|
При однократном разгазировании |
При дифференциальном |
|
|
|
|||||||
|
пластовой нефти в стандартных |
разгазировании пластовой нефти при |
Пластовая нефть |
|||||||||
Параметры |
|
|
условиях |
|
|
рабочих условиях |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
выделившийся газ |
нефть |
выделившийся газ |
нефть |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
масс., % |
мольн., % |
масс., % |
мольн., % |
масс., % |
мольн., % |
масс., % |
мольн., % |
масс., % |
мольн., % |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Сероводород |
3.30 |
|
3.40 |
0.00 |
0.00 |
3.14 |
2.87 |
0.02 |
|
0.18 |
0.08 |
0.52 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Углекислый газ |
2.35 |
|
1.87 |
0.00 |
0.00 |
3.07 |
2.18 |
0.00 |
|
0.02 |
0.06 |
0.29 |
Азот+редкие |
15.21 |
|
19.03 |
0.00 |
0.00 |
21.56 |
24.00 |
0.00 |
|
0.00 |
0.37 |
3.00 |
В т. ч. гелий |
0.00 |
|
0.026 |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
0.031 |
0.00 |
|
0.00 |
0.00 |
0.00 |
Метан |
8.05 |
|
17.60 |
0.01 |
0.19 |
11.58 |
22.52 |
0.00 |
|
0.02 |
0.20 |
2.83 |
Этан |
21.47 |
|
25.03 |
0.09 |
0.80 |
26.75 |
27.74 |
0.15 |
|
1.29 |
0.60 |
4.60 |
Пропан |
23.21 |
|
18.47 |
0.43 |
2.58 |
19.39 |
13.71 |
0.66 |
|
3.86 |
0.98 |
5.09 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Изобутан |
4.89 |
|
2.95 |
0.24 |
1.08 |
3.09 |
1.66 |
0.30 |
|
1.34 |
0.35 |
1.38 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Н-бутан |
11.82 |
|
7.13 |
0.62 |
2.83 |
5.83 |
3.13 |
0.81 |
|
3.59 |
0.89 |
3.53 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Изопентан |
4.96 |
|
2.41 |
0.74 |
2.74 |
1.76 |
0.76 |
0.83 |
|
2.95 |
0.84 |
2.68 |
Н-пентан |
2.33 |
|
1.13 |
0.79 |
2.90 |
1.60 |
0.69 |
0.81 |
|
2.90 |
0.82 |
2.62 |
Гексаны |
2.41 |
|
0.98 |
2.50 |
7.71 |
1.51 |
0.55 |
2.49 |
|
7.48 |
2.48 |
6.61 |
Гептаны |
0.00 |
|
0.00 |
2.89 |
7.68 |
0.53 |
0.17 |
2.87 |
|
7.41 |
2.83 |
6.50 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Остаток |
0.00 |
|
0.00 |
91.69 |
71.49 |
0.19 |
0.02 |
91.06 |
|
68.96 |
89.50 |
60.35 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Молекулярная масса |
|
35,44 |
266.00 |
31.15 |
258.30 |
230.00 |
||||||
Молекулярная масса остатка |
|
|
– |
341.00 |
|
– |
341.00 |
341.00 |
||||
Плотность: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
газа, кг/м3 |
|
1.473 |
|
– |
1.296 |
|
– |
|
|
– |
||
газа относительная (по воздуху) |
|
1.222 |
|
– |
1.076 |
|
– |
|
|
– |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
6
нефти, кг/м3 |
– |
906.0 |
– |
902.0 |
891.0 |
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
7
Таблица 1.3
Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
Наименование |
Количество |
|
|
|||
|
|
|
исследованн |
Диапазон |
Среднее |
|
|
|
|
ых |
|
|
|
|
|
|
скв. |
проб |
изменения |
значение |
Вязкость динамическая, мПа с: |
|
|
|
|
||
при |
20 С |
1 |
1 |
– |
32,5 |
|
|
50 С |
– |
– |
– |
– |
|
Вязкость кинематическая, м2/ с |
|
|
|
|
||
при |
20 С |
1 |
1 |
– |
39,5х10-6 |
|
|
50 С |
– |
– |
– |
– |
|
Температура застывания, С |
1 |
1 |
– |
-9 |
||
Температура насыщения парафином, С |
– |
– |
– |
– |
||
|
|
Серы |
3 |
3 |
2,77–3,65 |
3,21 |
|
|
Смол силикагелевых |
3 |
3 |
12,86–23,89 |
17,68 |
|
|
Асфальтены |
3 |
3 |
5,50–6,58 |
6,02 |
|
|
Парафинов |
3 |
3 |
5,21–6,91 |
6,15 |
Массовое |
|
Солей |
– |
– |
– |
– |
содержание, % |
Мехпримесей |
– |
– |
– |
– |
|
Содержание воды, %об |
– |
– |
– |
– |
||
Температура плавления парафина, С |
2 |
2 |
– |
57 |
||
|
|
н.к.–100 С |
3 |
3 |
3,0-8,0 |
5,0 |
Объемный |
|
до 150 С |
3 |
3 |
8,0–15,0 |
11,0 |
выход |
|
до 200 С |
3 |
3 |
15,0–22,0 |
18,0 |
фракций, % |
|
|
|
|
|
|
|
|
до 250 С |
3 |
3 |
23,0–30,0 |
27,0 |
|
|
до 300 С |
3 |
3 |
31,0–41,0 |
35,0 |
Классификация нефти |
высокосернистая, высокосмолистая, |
|||||
|
|
|
высокопарафиновая |
|
||
Консорциум « Н е д р а »
8
Таблица 1.4
Содержание ионов и примесей в пластовой воде.
Содержание ионов, |
Количество |
|
Среднее |
||
моль/м3 |
исследованных |
Диапазон изменения |
|||
значение |
|||||
и примесей, г/м3 |
скв. |
проб |
|
||
|
|
||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Cl- |
1 |
2 |
4052,89-4053,23 |
4053,06 |
|
SO42- |
1 |
2 |
8,24-8,48 |
8,36 |
|
HCO3- |
1 |
2 |
0,0 |
0,0 |
|
Ca2+ |
1 |
2 |
226,55-258,53 |
242,54 |
|
Мg2+ |
1 |
2 |
94,82-94,94 |
94,88 |
|
Na+ + K+ |
1 |
2 |
3359,65-3424,65 |
3392,15 |
|
Примеси: |
- |
- |
- |
- |
|
PH |
- |
- |
- |
- |
|
Консорциум « Н е д р а »
9
После замера на АГЗУ продукция скважин по нефтегазосборным трубопроводам диаметрами 100-200 мм, общей протяженностью 8,524 км поступает непосредственно на установку предварительного сброса (УПСВ-95) Сосновского месторождения (вместе с потоком жидкости Боголюбовской ДНС) для предварительной подготовки.
Далее разгазированная продукция с остаточным водосодержанием 3-5% по напорному трубопроводу диаметром
168-219 мм, протяженностью 4,6 км транспортируется на Сосновский ТП и далее по трубопроводам, протяженностью порядка 36,5 км откачивается на Похвистневскую УКОН, где осуществляется подготовка нефти до товарной кондиции по ГОСТ Р 51858-2002 г.
Попутный нефтяной газ Сосновского месторождения, выделившийся в аппаратах Сосновской УПСВ, используется на собственные нужды, в качестве топлива для путевого подогревателя нефти ПП-1,6, остаток поступает на свечу сжигания газа.
Фактический коэффициент использования газа Сосновского месторождения составляет 46,02%.
Сведения о состоянии нефтепромысловых трубопроводов Сосновского месторождения приведены в таблице 1.5.
Система внутрипромысловых трубопроводов Сосновского месторождения состоит из:
-выкидных трубопроводов от добывающих скважин до АГЗУ;
-нефтесборных трубопроводов для транспорта продукции скважин от АГЗУ до пункта предварительной подготовки нефти и газа – УПСВ.
Система построена с переменными диаметрами труб по участкам в зависимости от количества собираемой продукции. Трубопроводы проложены из стальных бесшовных и электросварных труб, изготовленных из спокойных,
полуспокойных углеродистых низколегированных сталей и гибких полимерно-металлических труб (ГПМТ),
соответствующих требованиям приведенных ниже стандартов технических условий:
Консорциум « Н е д р а »