Кабановского месторождения
.pdf1
Кабановского месторождения
Введение
Кабановское месторождение введено в эксплуатацию в 1969 году. На Кабановском месторождении выделен один объект разработки: турнейский ярус - Т1 и бобриковский горизонт – Б2.
На данный момент это сложнейший технологический процесс, в котором задействовано большое число обслуживающего персонала. Цель курсовой работы: анализ системы сбора и подготовки продукции 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.
Кабановское месторождение расположено в республике Удмуртия, в Игринском районе.
На Кабановском месторождении осуществлена однотрубная герметизированная система сбора нефти со скважин.
Продукция от эксплутационных скважин направляется по выкидным линиям на автоматизированные групповые
Консорциум « Н е д р а »
Консорциум « Н е д р а »
2
установки (АГЗУ), где проводится замер дебитов скважин, и результаты с помощью системы телемеханики передаются на диспетчерский пункт промысла (ЦДНГ-1).
Система сбора включает:
•выкидные линии со скважин
•нефтесборные коллекторы от АГЗУ до ДНС;
•АГЗУ.
•дожимная насосная станция, работающая по схеме УПСВ;
•нефтепровод от ДНС до Кабановской УПН;
•газопровод от ДНС до Кабановской УПН.
Дожимная насосная обеспечивает сепарацию нефти с подачей газа в газопровод ДНС - УПН Кабановская - УПН Игринская.
Газ первой ступени сепарации в полном объёме используется на собственные нужды в котельных и печах нагрева нефти на установках подготовки нефти. При существующих объёмах добычи нефти и жидкости настоящая система сбора обеспечивает пропуск этих объёмов.
Схема сбора продукции скважин и организации ППД с местоположением скважин приводится на рисунке 1.
Физико-химические свойства пластовой, разгазированной нефти, компонентные составы нефти и газа приведены в таблицах 1.1-1.5.
Консорциум « Н е д р а »
3
Схема сбора нефти и системы ППД Кабановского месторождения.
Рис.1.1
Консорциум « Н е д р а »
4
Таблица 1.1
Геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов
Параметры |
Объекты |
|
|
Б2 |
Т1 |
||
|
|||
Средняя глубина залегания, м |
1650 |
1660 |
|
Тип залежи |
пласт |
масс |
|
Тип коллектора |
терриг |
карб |
|
Площадь нефтегазонасыщенности, тыс. м2 |
5668 |
12244 |
|
Средняя общая толщина, м |
12,5 |
9,6 |
|
Средняя газонасыщенная толщина, м |
|
|
|
Средняя эффективная нефтенасыщенная |
5,2 |
6,4 |
|
толщина, м |
|||
|
|
||
Пористость, % |
19 |
14 |
|
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед. |
|
|
|
Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед. |
|
|
|
Средняя нефтенасыщенность пласта, доли ед. |
0,8 |
0,87 |
|
Средняя насыщ. газом газовой шапки, доли ед. |
|
|
|
Проницаемость, мкм2 |
0,331 |
0,04 |
|
Коэффициент песчанистости, доли ед. |
0,29-0,52 |
0,76- |
|
0,79 |
|||
|
|
||
Коэффициент расчлененности, доли ед. |
1,17-1,9 |
1,3-4,8 |
|
Начальная пластовая температура, °С |
34 |
35 |
|
Начальное пластовое давление, МПа |
16,7 |
16,7 |
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа×с |
23,1 |
10,64 |
|
Вязкость нефти в поверхностных условиях, |
|
|
|
мПа×с |
|
|
|
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м 3 |
0,87 |
0,86 |
|
Плотность нефти в поверхностных условиях, |
0,894 |
0,887 |
|
т/м3 |
|||
|
|
||
Абсолютная отметка ВНК (УПУ), м |
-1503 |
-1523 |
|
Объемный коэффициент нефти, доли ед. |
1,049 |
1,065 |
Консорциум « Н е д р а »
5
|
Содержание серы в нефти, %. |
|
|
2,93 |
|
|
3,35 |
|
|
|
|
Содержание парафина в нефти, %. |
|
|
6,4 |
|
|
6,03 |
|
|
|
|
Давление насыщения нефти газом, МПа |
5,46 |
|
|
6,55 |
|
|
|
||
|
Газосодержание нефти, м3 /т |
|
|
22,8 |
|
|
30,2 |
|
|
|
|
Содержание сероводорода, % |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа×с |
1,26 |
|
|
1,25 |
|
|
|
||
|
Вязкость воды в поверхностных условиях, |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
мПа×с |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.2 |
|
Свойства пластовой нефти Кабановского месторождения |
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Пласт Б2 |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
Наименование |
Количество |
|
Численные значения |
|
|||||
|
исследованных |
|
диапазон |
|
среднее |
|
||||
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
значение |
|
||
|
|
скв. |
|
проб |
|
значений |
|
|
||
|
|
|
|
|
принятое |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
2 |
|
3 |
|
4 |
|
5 |
|
||
|
Пластовое давление, МПа |
2 |
|
2 |
|
9,26-16,98 |
|
12/ |
|
|
|
|
|
|
16,97 |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Пластовая температура, °С |
2 |
|
2 |
|
34,0-35,0 |
|
34,5 |
|
|
|
Давление насыщения, Мпа |
2 |
|
2 |
|
4,95-5,64 |
|
5,46 |
|
|
|
Газосодержание, м3/т |
2 |
|
2 |
|
22,0-23,6 |
|
22,8 |
|
|
Объемный коэффициент при однократном |
2 |
|
2 |
|
1,045- |
|
1,046/ |
|
||
|
разгазировании, доли ед. |
|
|
1,047 |
|
1,045 |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
||||
Объемный коэффициент при |
2 |
|
2 |
|
- |
|
1,049 |
|
||
дифференциальном разгазировании**, доли ед. |
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Газовый фактор при дифференциальном |
2 |
|
2 |
|
- |
|
19,6 |
|
||
разгазировании в рабочих условиях**, м3/т |
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Р1 = 2,8 Мпа; t1 = 16 °С |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Р2 = 0,11 Мпа; t2= 16 °С |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Р3 = 0,10 Мпа; t3 = 18 °С |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
6
|
|
Р4 = 0,10 Мпа; t4 = 20 °С |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Р5 = 0,10 Мпа; t5 = 35 °С |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Плотность нефти в условиях пласта, кг/м |
|
2 |
|
2 |
0,871- |
0,8728 |
|
|||
|
|
|
|
0,874 |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Плотность при давлении насыщения, кг/м3 |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
Вязкость нефти в условиях пласта, мПас |
|
2 |
|
2 |
18,37- |
23,1 |
|
|||
|
|
|
|
27,83 |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициент сжимаемости, 10-41/атм |
|
|
|
|
|
4,68 |
|
|||
|
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа-10-4 |
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 °С |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
- при однократном (стандартном) |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
разгазировании |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- при дифференциальном (ступенчатом) |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
разгазировании |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
20 °С |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- при однократном (стандартном) |
|
2 |
|
2 |
0,895- |
0,8989 |
|
|||
|
|
разгазировании |
|
|
|
|
0,902 |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.3 |
|
Физико-химическая характеристика дегазированной нефти Кабановского месторождения |
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Наименование параметра |
|
Кол-во |
|
|
Диапазон |
Среднее |
|
|
|
|||
|
|
|
исследованных |
|
значений |
значени |
|
|
|
|||
|
|
|
скважин |
про |
|
|
|
е |
|
|
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
2 |
3 |
|
4 |
|
5 |
|
|
|
|
Плотность при 20°С, кг/м3 |
|
2 |
5 |
|
0,8966 |
0,901 |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
0,9059 |
|
|
|
|
|
|
Вязкость, мПа-с |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
при 20°С |
|
2 |
5 |
|
83,11- |
101,8 |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
133,17 |
|
|
|
|
|
|
при 50°С |
|
- |
- |
|
- |
|
- |
|
|
|
||
Консорциум « Н е д р а »
7
Вязкость кинематическая, 10-6 м2/с |
|
|
|
|
при 20°С |
- |
- |
- |
- |
при 50°С |
- |
- |
- |
- |
Молярная масса, г/ моль |
|
|
|
|
Температура застывания, °С |
2 |
4 |
-15(-5) |
-8,25 |
Массовое содержание, % |
|
|
|
|
серы |
2 |
5 |
3,01-3,24 |
3,14 |
смол силикагелевых |
2 |
4 |
14,4-19,20 |
16,71 |
асфальтенов |
2 |
5 |
5,42-8,16 |
7,27 |
парафинов |
1 |
4 |
4,99-7,76 |
6,78 |
воды |
1 |
3 |
0,01-0,1 |
0,07 |
механических примесей |
- |
- |
- |
- |
Содержание солей, мг/л |
- |
- |
- |
- |
Содержание микрокомпонентов, г/т |
|
|
|
|
ванадий |
- |
- |
- |
- |
никель |
- |
- |
- |
- |
Температура плавления парафина, °С |
2 |
3 |
49-50 |
49,7 |
Температура начала кипения, °С |
2 |
4 |
44-60 |
52,5 |
Фракционный состав (объемное содержание |
|
|
|
|
выкипающих ),% |
|
|
|
|
до 100°С |
2 |
5 |
3-7 |
5 |
до 150°С |
2 |
5 |
10-12 |
11 |
до 200°С |
2 |
5 |
19-21 |
20 |
до 250°С |
2 |
5 |
26-29 |
28 |
до 300°С |
2 |
5 |
35-42 |
38 |
Шифр технологической классификации (по |
высокосернистая, высокопарафинистая, |
|||
ГОСТ, ОСТ ) |
высокосмолистая |
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
Консорциум « Н е д р а »
8
Таблица 1.4
Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти
Наименование |
|
|
|
Пласт Б2 |
|
|
|
|
При однократном |
При |
|
|
Пластовая нефть |
||
|
разгазировании |
дифференциально |
|
|
|||
|
пластовой нефти в |
м разгазировании |
|
|
|||
|
стандартных |
пластовой нефти в |
|
|
|||
|
условиях |
|
рабочих условиях |
|
|
||
|
выделив |
нефть |
выделив |
|
нефть |
однократное |
диф-е |
|
шийся |
|
шийся |
|
|
разгазирован |
разгази |
|
газ |
|
газ |
|
|
ие |
рование |
1 |
2 |
3 |
4 |
|
5 |
6 |
7 |
Мольное содержание компонентов, % |
|
|
|
|
|
||
Сероводород |
0,64 |
- |
0,74 |
|
0,04 |
0,11 |
0,11 |
Углекислый газ |
1,14 |
- |
1,85 |
|
0,02 |
0,2 |
0,2 |
Азот + редкие |
3,83 |
- |
6,83 |
|
- |
0,67 |
0,67 |
в т.ч. гелий |
0,024 |
- |
0,0276 |
|
- |
- |
- |
Метан |
26,41 |
- |
46,53 |
|
0,08 |
4,64 |
4,64 |
Этан |
17,85 |
- |
22,74 |
|
1,01 |
3,14 |
3,14 |
Пропан |
27,88 |
- |
15,84 |
|
3,71 |
4,9 |
4,9 |
Изобутан |
3,36 |
- |
0,85 |
|
0,56 |
0,59 |
0,59 |
Н. бутан |
10,29 |
0,4 |
3,06 |
|
2,89 |
2,91 |
2,91 |
Изопентан |
3,08 |
0,2 |
0,95 |
|
3,23 |
0,99 |
3,01 |
Н. пентан |
3,22 |
0,4 |
0,44 |
|
1,56 |
1,45 |
1,45 |
Гексаны |
2,3 |
0,8 |
0,09 |
|
1,05 |
0,96 |
0,96 |
Гептаны |
- |
0,6 |
- |
|
- |
2,02 |
- |
Метилцеклопентан |
- |
- |
- |
|
- |
- |
- |
Циклогексан |
- |
- |
- |
|
- |
|
- |
Остаток |
- |
97,6 |
0,08 |
|
85,85 |
77,42 |
77,42 |
Молярная масса, г/ |
- |
202 |
- |
|
184 |
167 |
167 |
моль |
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »