Ибряевского месторождения
.pdf
У Условные обозначения:
1– добывающие скважины Ибряевского месторождения;
2– групповая замерная установка Ибряевского месторождения;
3– продукция скважин Ивановского-2, Агаровского, Барсуковского
мест-й; 4 – продукция скважин Графского, Умирского, Кристального мест-й,
продукция Самодуровской УПСВ;
5– продукция скважин Натальинского, Ново-Жердинского, Кушниковского мест-й, продукция Школьной ДНС, Ботвинской ДНС, Березовской УПСВ;
6– продукция скважин Султангуло-Заглядинского, ЮжноСултангуловского мест-й;
ДНС – дожимная насосная станция;
19
УПСВ – установка предварительного сброса пластовой воды; УПН – установка подготовки нефти;
-НГВ - водогазонефтяная эмульсия;
-НВ - нефтяная эмульсия;
-Нт - товарная нефть;
-Г - попутный газ;
-Ф – факельное хозяйство;
-В - пластовая вода;
-существующие трубопроводы;
-проектируемые трубопроводы.
Рис. 1.1
Схема сбора продукции скважин Ибряевского месторождения
Рис.1.2
Консорциум « Н е д р а »
20
1.2 Описание замерных устройств на Ибряевском месторождении
В качестве устройства, замеряющего дебит водонефтяной эмульсии от добывающих скважин, применяются
автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» (Б-40-14-400) (табл. 2.5).
Таблица 1.5
Техническая характеристика установки «Спутник Б-40-14-400»
Число подключенных скважин |
шт. |
14 |
|
Рабочее давление, |
МПа |
4 |
|
Пределы измерения по жидкости |
м3/сут |
5-400 |
|
Пределы измерения по газу |
м3/сут |
До 500 |
|
Относительная погрешность измерения: |
% |
|
|
по водонефтяной смеси |
|
± 2,5 |
|
по нефти |
|
± 4 |
|
по газу |
|
± 6 |
|
Пропускная способность установки |
м3/сут |
4000 |
|
Суммарная установленная мощность |
кВт |
Не более 10 |
|
Напряжение электрических цепей электроприемников |
В |
380/220 |
|
Температура воздуха в замерно-переключающем блоке и |
°С |
5 — 50 |
|
щитовом помещении |
|||
|
|
||
Габаритные размеры: |
мм |
|
|
замерно-переключающего блока |
|
8350×3200×2710 |
|
блока управления |
|
3100×2200×2500 |
|
Масса, кг: |
кг |
|
|
замерно-переключающего блока |
|
10000 |
|
блока управления |
|
2000 |
Принцип работы АГЗУ «Спутник»:
Консорциум « Н е д р а »
21
Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник»-Б представлена на рис. 1.3.
Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник»-Б
Рис. 1.3
Консорциум « Н е д р а »
22
Продукция скважин по выкидным линиям (1), последовательно проходя через обратный клапан (4), задвижку (2),
поступает в переключатель скважин (3). В переключателе продукция одной скважины через замерный патрубок и поршневой отсекающий клапан КПР-1 (5) направляется в замерный сепаратор (7) устройства «Импульс», где газ отделяется от жидкости. Продукция остальных скважин, пройдя через поршневой отсекающий клапан КПР-1 (6),
поступает в сборный коллектор II.
Выделившийся в сепараторе 7 газ проходит через датчик (12) расходомера «Агат 1П», заслонку (11) и далее поступает в сборный коллектор, где смешивается с общим потоком.
Жидкость направляется в нижнюю полость сепарационной емкости и за счет избыточного давления, поддерживаемого заслонкой (11), продавливается через турбинный счетчик нефти (8), регулятор расхода (9) и датчик влагомера (10) в сборный коллектор.
Регулятор расхода (9) и заслонка (11), соединенная тягами с осью поплавка, обеспечивают циклическое прохождение жидкости через счетчик (8) с постоянными скоростями, что позволяет измерять дебит скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.
На установке предусмотрена возможность подачи химических реагентов в коллектор обводненной нефти. Для этой цели в замерно-переключающем блоке смонтирован дозировочный насос типа НД-0.5Р 10/100 с блоком для реагента (13).
Выводы и рекомендации:
1. Выкидные линии скважин №1649 и №1643; №1547 и №1569; №1554 и №1555 соединяются в одну до замера, поэтому не известен дебит каждой скважины. Необходимо проложить дополнительно выкидные линии, от скважин
Консорциум « Н е д р а »
23
№1649 до АГЗУ-15, и от скважины №1547 до АГЗУ-2а, от скважины №1554 до АГЗУ-10 Свободное место на каждой АГЗУ имеется.
2. На месторождение были опробованы две марки реагентов-деэмульгаторов Рекорд 118, ДИН-8. Оба хорошо справляются с посталенной задачей. Замена не требуется.
3. На месторождении более 90% трубопроводов эксплуатируются более 10 лет, поэтому они сильно изношены в следствии длительной эксплуатации, что не допустимо. Предлагаю изношенные трубопроводы заменить новыми, а точнее на современные гибкие полимерно-металлические трубы ГПМТ-100.
4.На месторождении осуществляется добыча только из одного пласта, поэтому несовместимость продукции отсутствует.
5.Степень правдоподобности получаемой информации. АГЗУ на месторождении работают в нормальном режиме т.к.: обводненность не превышает 98%, максимальное содержание парафина не превышает 7%, содержание сернистых соединений не более 3 %. Свойства добываемой продукции входят в допустимые пределы измерений. Замена АГЗУ не требуется.
1.3Описание установки предварительной подготовки нефти на ДНС c УПСВ-3
Общая характеристика объекта На Ибряевском месторождении дожимная насосная станция построена в 1976г. по проекту института
«Гипровостокнефть» и предназначена для сбора нефтегазоводяной эмульсии со скважин Восточного купола Ибряевского месторождения, дегазирования добываемой жидкости и последующего транспорта ее на УПСВ Ибряевского месторождения. Схема ДНС представлена на рисунке 1.4.
Консорциум « Н е д р а »
24
В2004г. произведена реконструкция дожимной насосной станции в установку предварительного сброса воды, установлены: блочный унифицированный отстойник нефти объемом 50 м3, установка для дозирования реагента; пробурены шурфы для закачки пластовой воды.
В2009г. произведена реконструкция дожимной насосной станции, на установке предварительного сброса воды, демонтирован: блочный унифицированный отстойник нефти объемом 50 м3., установлен блочный унифицированный отстойник нефти объемом 100 м3
На ДНС-3 продукция скважин с АГЗУ № 3,4,10,11,12,15 через трап ТГ-1400, где происходит частичное дегазирование нефти, поступает в отстойник предварительного сброса воды О-1. Частично обезвоженная нефть направляется в буферную емкость БЕ-2, откуда насосами ЦНС-38-220 №1,2 или поршневым насосом 9МГР откачивается в нефтепровод ДНС-3 – УПСВ «Ибряевская».
Выделившиеся в О-1 пластовая вода, поступает в буферную емкость БЕ-1, откуда поступает на прием шурфов № 1, 2, 3 для дальнейшей закачки в систему ППД.
Газ, выделившийся в трапе, транспортируется по газопроводу на УПСВ «Ибряевская». Газ, который выделился в буферной емкости БЕ-2, поступает на факел через счетчик газа, для последующего сжигания.
Объем обрабатываемой жидкости до 2200м3/сут.
Консорциум « Н е д р а »
25
Схема ДНС-3 с УПСВ
Рис.1.4
Консорциум « Н е д р а »
26
|
|
|
|
|
Характеристика исходного сырья |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.6 |
|
|
|
|
|
Характеристика исходного сырья |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
№ |
Наименование |
|
|
|
Наименование |
Направление |
|
|
|
|
|
Объекты анализа |
движения |
|
|
|
|||||
п/п |
сырья |
|
документа |
|
|
|
||||
|
|
|
жидкости |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
Газ попутный |
Согласно области |
|
|
|
|
|
|
|
Продукция |
|
нефтяной, |
аккредитации |
Откачка на |
|
|
|
||
1 |
добывающих |
|
нефть сырая, |
испытательной |
Ибряевскую |
|
|
|
||
|
скважин |
|
попутно-добываемая |
лаборатории |
УПСВ |
|
|
|
||
|
|
|
вода |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.7 |
|
|
|
|
Физико-химические свойства попутного нефтяного газа |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
№ № |
Наименование показателя |
|
Ед.изм. |
|
Величина |
|
|
|
|
|
п/п |
|
|
показателя |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
1 |
Плотность |
|
|
кг/м3 |
|
1,4467 |
|
|
|
|
2 |
Состав газа по ГОСТ 13379-77: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
сероводород |
|
|
% мольн. |
|
1,68 |
|
|
|
|
|
азот |
|
|
% мольн. |
|
30,80 |
|
|
|
|
|
углекислый газ |
|
|
% мольн. |
|
1,68 |
|
|
|
|
|
метан |
|
|
% мольн. |
|
17,95 |
|
|
|
|
|
этан |
|
|
% мольн. |
|
15,12 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пропан |
|
|
% мольн. |
|
19,13 |
|
|
|
|
|
i - бутан |
|
|
% мольн. |
|
2,14 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
n - бутан |
|
|
% мольн. |
|
6,36 |
|
|
|
|
|
i - пентан |
|
|
% мольн. |
|
1,60 |
|
|
|
|
|
n - пентан |
|
|
% мольн. |
|
1,51 |
|
Консорциум « Н е д р а »
27
|
циклопентан |
% мольн. |
0,05 |
|
2,3-диметилбутан+2метилпентан |
% мольн. |
0,34 |
|
3-метилпентан |
% мольн. |
0,27 |
|
n - гексан |
% мольн. |
0,32 |
|
метилциклопентан |
% мольн. |
0,13 |
3 |
газовый фактор |
м3/м3 |
8,5 |
4 |
теплотворная способность газа |
ккал/м3 |
11924,3172 |
Консорциум « Н е д р а »
28
Таблица 1.8
Физико-химические свойства нефти
№ п/п |
Наименование показателя |
Ед.изм. |
УПСВ ДНС-3 |
|
на выходе |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
Плотность по ГОСТ 3900-85 |
кг/м3 |
882,7 / 867,4 |
|
2 |
Вязкость кинематическая по ГОСТ 33-82 при 200 С |
мм2/сек |
16,17 |
|
3 |
Содержание в нефти: |
|
|
|
|
воды по ГОСТ 2477-65 |
% масс. |
7,0 / 0,0 |
|
|
хлористых солей по ГОСТ 21534-76 |
мг/дм3 |
167701,8 / 2395,7 |
|
|
серы по ГОСТ 1437-75 |
% |
2,16 |
|
|
парафина по ГОСТ 11851-86 |
% |
5,20 |
|
|
смол по ГОСТ 11851-86 |
% |
14,90 |
|
|
|
|
|
|
|
асфальтенов по ГОСТ 11851-86 |
% |
2,35 |
|
|
механических примесей по ГОСТ 14981-69 |
% |
0,0300 |
|
4 |
Фракционный состав по ГОСТ 2177-82 |
|
|
|
|
начало кипения |
0С |
53 |
|
|
выход фракции до 1000С |
% |
5 |
|
|
выход фракции до 2000С |
% |
14 |
|
|
выход фракции до 3000С |
% |
43 |
|
5 |
Температура застывания по ГОСТ 20287-74 |
0С |
-10 |
|
|
|
|
|
Таблица 1.9 |
|
Физико-химические свойства попутно-добываемой воды |
|||
|
|
|
|
|
№ п/п |
Наименование показателя |
Ед.изм. |
Величина |
|
показателя |
|
|||
|
|
|
|
|
1 |
Удельный вес при 200С по ГОСТ 3900-85 |
|
1,1570 |
|
Консорциум « Н е д р а »