Карлово-Сытовского месторождения
.pdf1
Карлово-Сытовского 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 »
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 »
3
Глава 1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Анализ системы сбора продукции скважин
Карлово-Сытовское месторождение расположено на территории Шигонского района Самарской области, в 16 км к востоку от с. Шигоны и 37 км к северо-востоку от крупного промышленного центра – г. Сызрани.
По состоянию на 01.01.2015 г. на Карлово-Сытовском месторождении в промышленной эксплуатации находились залежи нефти пластов Б0 и Б1+Б2.
В эксплуатационном добывающем фонде числились 26 скважин, из них действующих – 23, в бездействии – три скважины. Подъем жидкости из скважин на поверхность осуществляется механизированным способом (с помощью установок ШГН).
Физико-химические свойства нефти Карлово-Сытовского месторождения представлены в таблицах 1.1-1.3.
В таблице 1.4 приведены технические характеристики трубопроводов Карлово-Сытовского месторождения.
На рисунке 1.1 приведена принципиальная схема сбора продукции скважин Карлово-Сытовского месторождения.
Таблица 1.1
Свойства пластовой нефти и воды
|
Пласт Б0 |
|
|
|
||
Наименование |
Количество |
Диапазон |
Принятые |
|||
исследованных |
||||||
|
изменения |
значение |
||||
|
скв. |
|
проб |
|||
|
|
|
|
|||
а) Нефть |
|
|
|
|
|
|
Давление насыщения газом, МПа |
1 |
|
1 |
4,02 |
4,02 |
|
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 |
|
Газосодержание при однократном |
|
1 |
|
1 |
|
|
17,6 |
|
17,6 |
|
|
|
|
|
||||
|
разгазировании, м3/т |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
Газосодержание при дифференциальном |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
разгазировании в рабочих условиях, м3/т |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
Р1=0,22 МПа |
Т1=30 С |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Р2=0,10 МПа |
Т2=30 С |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Р3=0,10 МПа |
Т3=20 С |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Суммарное газосодержание, м3/т |
|
1 |
|
1 |
|
|
16,7 |
|
16,7 |
|
|
|
|
|
||||
|
Объёмный коэффициент при |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
дифференциальном разгазировании в |
|
1 |
|
1 |
|
|
1,039 |
|
1,039 |
|
|
|
|
|||||
|
рабочих условиях |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
Плотность, кг/м3 |
|
|
1 |
|
1 |
|
|
842,0 |
|
842,0 |
|
|
|
|
||||
|
Вязкость, мПа×с |
|
|
1 |
|
1 |
|
|
7,20 |
|
7,20 |
|
|
|
|
|
|||
|
Пластовая температура, С |
|
|
1 |
|
1 |
|
|
31 |
|
31 |
|
|
|
|
|
|||
|
г) Пластовая вода |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
Газосодержание, м3/т |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
в т.ч. сероводорода, м3/т |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
Объёмный коэффициент |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1,0032 |
|
|
|
|
||||
|
Общая минерализация, г/л |
|
|
6 |
|
11 |
|
|
201-213 |
|
208,2 |
|
|
|
|
||||
|
Плотность в пластовых условиях, кг/м3 |
|
6 |
|
11 |
|
|
1137-1195 |
1171 |
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.2 |
|
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 |
|
0,39 |
0,40 |
|
0,00 |
0,00 |
|
0,25 |
|
0,25 |
0,00 |
|
0,01 |
|
0,01 |
|
0,04 |
||
Углекислый газ |
|
0,76 |
0,60 |
|
0,00 |
0,00 |
|
0,67 |
|
0,51 |
0,00 |
|
0,00 |
|
0,02 |
|
0,07 |
||
Азот + редкие |
|
21,22 |
26,30 |
|
0,00 |
0,00 |
|
24,61 |
|
29,14 |
0,00 |
|
0,00 |
|
0,56 |
|
3,84 |
||
Метан |
|
10,16 |
22,00 |
|
0,00 |
0,00 |
|
11,17 |
|
23,12 |
0,00 |
|
0,04 |
|
0,26 |
|
3,08 |
||
Консорциум « Н е д р а »
5
Этан |
|
14,11 |
16,30 |
|
0,06 |
|
0,42 |
15,85 |
17,50 |
0,06 |
|
|
0,42 |
|
0,42 |
2,67 |
|||
Пропан |
|
20,82 |
16,40 |
|
0,29 |
|
1,44 |
20,76 |
15,63 |
0,38 |
|
|
1,87 |
|
0,84 |
3,68 |
|||
Изобутан |
|
6,02 |
3,60 |
|
|
0,17 |
|
0,63 |
5,34 |
3,05 |
0,26 |
|
|
0,97 |
|
0,37 |
1,24 |
||
Н.бутан |
|
14,06 |
8,40 |
|
|
0,89 |
|
3,38 |
12,82 |
7,32 |
0,86 |
|
|
3,23 |
|
1,13 |
3,77 |
||
Изопентан |
|
12,46 |
6,00 |
|
|
0,22 |
|
0,66 |
3,38 |
1,56 |
0,62 |
|
|
1,86 |
|
0,68 |
1,82 |
||
Н.пентан |
|
0,00 |
0,00 |
|
|
0,98 |
|
2,99 |
5,15 |
1,92 |
0,83 |
|
|
2,51 |
|
0,90 |
2,41 |
||
Остаток |
|
0,00 |
0,00 |
|
|
97,3 |
|
90,48 |
0,00 |
0,00 |
96,9 |
|
|
89,09 |
|
94,8 |
77,38 |
||
Молекулярная масса |
|
|
|
|
|
220,00 |
|
|
|
32,98 |
|
218,00 |
|
|
|
193,00 |
|
||
Молек. масса остатка |
|
|
|
|
|
237,00 |
|
|
|
|
|
|
237,00 |
|
|
|
237,00 |
|
|
Плотность: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
газа, кг/м3 |
|
1,494 |
|
|
|
|
|
|
|
1,372 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
газа отн. (по воздуху) |
|
1,240 |
|
|
|
|
|
|
|
1,139 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нефти, кг/м3 |
|
|
|
|
|
857,000 |
|
|
|
|
|
|
857,000 |
|
|
|
842,000 |
|
|
Таблица 1.3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти |
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Пласт Б0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Наименование |
|
|
|
|
Количество |
Диапазон |
|
Среднее |
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
исследованных |
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
изменения |
|
значение |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
скв. |
|
проб |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Вязкость динамическая, мПа×с |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
при 20 ºС |
|
|
|
|
|
|
3 |
|
4 |
10,82-17,99 |
|
14,49 |
|
|
|
|
||
|
Вязкость кинематическая, мм2/с |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
при 20 ºС |
|
|
|
|
|
|
3 |
|
4 |
12,63-20,91 |
|
16,91 |
|
|
|
|
||
|
Температура застывания, ºС |
|
3 |
|
3 |
0-(-8) |
|
-4 |
|
|
|
|
|
||||||
|
Массовое |
|
|
серы |
|
3 |
|
4 |
1,52-1,77 |
|
1,65 |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
смол силикагелевых |
3 |
|
3 |
9,60-11,29 |
|
10,20 |
|
|
|
|
||||||
|
содержание, |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
асфальтенов |
|
3 |
|
3 |
1,50-2,36 |
|
1,83 |
|
|
|
|
|
||||
|
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
парафинов |
|
3 |
|
3 |
4,12-7,00 |
|
5,35 |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
Температура плавления парафина, ºС |
|
3 |
|
3 |
54-60 |
|
58 |
|
|
|
|
|
||||||
|
Объёмный |
|
|
н.к. – 100 ºС |
|
3 |
|
4 |
4-7 |
|
6 |
|
|
|
|
|
|||
Консорциум « Н е д р а »
6
выход фракций, |
до 150 ºС |
3 |
4 |
14-16 |
15 |
% |
до 200 ºС |
3 |
4 |
22-26 |
24 |
|
до 300 ºС |
3 |
4 |
44-46 |
45 |
Классификация нефти |
сернистая, смолистая, парафиновая |
|
|||
Для сбора и промысловой подготовки продукции скважин на месторождении реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа.
Продукция скважин под устьевым давлением по выкидным трубопроводам поступает на УПН «Карлово-
Сытовская».
Установка подготовки нефти Карлово-Сытовского месторождения (в дальнейшем Карлово-Сытовская УПН)
расположена на правом берегу р. Елшанка в трех километрах на северо-восток от п. Львовка. УПН предназначена: для приема продукции скважин Карлово-Сытовского месторождения, подготовки нефти с содержанием воды до 1%, вывоза автобойлерами на Сызранскую УПН; закачки подготовленной пластовой воды в нагнетательные скважины; утилизации
попутного нефтяного газа методом сжигания на факельной свече.
Технологический режим работы скважин представлен в таблице 1.5.
Таблица 1.4
Сведения о состоянии внутрипромысловых нефтепроводов
Наименование |
Параметры трубопровода |
|
Состояние |
Материал |
||||
|
|
|
|
(марка |
||||
трубопровода (участка) |
D, мм |
Нст, мм |
L, км |
Год ввода |
эксплуатации |
|||
стали) |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||
вр. гр38 -> ДНС-УПНКарл.Сыт. |
168 |
8 |
0.395 |
1970 |
Действующий |
Ст.10 |
||
вр.скв.68 -> греб.38 |
73 |
7 |
0.113 |
1984 |
Бездействующий |
НКТ |
||
греб. 13 |
-> греб. 47 |
89 |
8 |
0.04 |
1981 |
Действующий |
ГПМТ |
|
греб. 14 |
-> УЗ-гр14 |
114 |
8 |
0.03 |
1981 |
Действующий |
Ст.20 |
|
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
|
7 |
греб. 28 -> вр. гр38 |
168 |
8 |
0.04 |
1993 |
Действующий |
Ст.10 |
греб. 38 -> вр. гр38 |
168 |
8 |
0.24 |
1993 |
Действующий |
Ст.10 |
греб. 46 -> вр. гр46 |
89 |
8 |
0.472 |
1986 |
Действующий |
ГПМТ |
греб. 47 -> УЗ-гр14 |
168 |
8 |
0.03 |
1981 |
Действующий |
Ст.10 |
греб. 60 -> вр. гр60 |
168 |
8 |
0.228 |
1983 |
Действующий |
Ст.10 |
греб. 8 -> вр. гр8 |
73 |
7 |
0.031 |
1950 |
Действующий |
НКТ |
греб. 99 -> вр. гр99 |
114 |
8 |
0.286 |
1950 |
Действующий |
Ст.20 |
переход 168 - 89 -> вр. гр14 |
89 |
8 |
0.12 |
1989 |
Действующий |
ГПМТ |
переход102-73 -> греб.13 |
73 |
7 |
0.27 |
1970 |
Действующий |
НКТ |
переход73-89 -> греб. 60 |
89 |
7 |
0.016 |
1981 |
Бездействующий |
ГПМТ |
скв.1 -> греб.60 |
73 |
7 |
0.022 |
1986 |
Действующий |
НКТ |
скв.10 -> греб.60 |
73 |
7 |
0.972 |
1981 |
Действующий |
НКТ |
скв.107 -> греб.99 |
89 |
7 |
0.05 |
1981 |
Действующий |
ГПМТ |
скв.12 -> греб.47 |
73 |
7 |
0.551 |
1997 |
Действующий |
НКТ |
скв.14 -> греб.14 |
73 |
7 |
0.166 |
1981 |
Действующий |
НКТ |
скв.16 -> греб.28 |
73 |
7 |
0.095 |
1981 |
Действующий |
НКТ |
скв.17 -> греб.28 |
73 |
7 |
0.102 |
1981 |
Бездействующий |
НКТ |
скв.18 -> греб.28 |
73 |
7 |
0.133 |
1981 |
Бездействующий |
НКТ |
скв.21 -> греб.60 |
73 |
7 |
0.1 |
1981 |
Действующий |
НКТ |
скв.22 -> переход73-89 |
73 |
7 |
0.384 |
1981 |
Действующий |
НКТ |
скв.26 -> греб.60 |
73 |
7 |
0.028 |
1981 |
Действующий |
НКТ |
скв.27 -> греб.60 |
73 |
7 |
0.09 |
1997 |
Действующий |
НКТ |
скв.28 -> греб.28 |
114 |
6 |
0.336 |
1994 |
Бездействующий |
Ст.20 |
скв.29 -> греб. 28 |
73 |
7 |
0.03 |
1984 |
Действующий |
НКТ |
скв.30 -> греб.38 |
73 |
7 |
0.05 |
1981 |
Действующий |
НКТ |
скв.32 -> вр.гр38 |
73 |
7 |
0.05 |
1987 |
Действующий |
НКТ |
скв.33 -> скв.32 |
114 |
6 |
0.212 |
1981 |
Бездействующий |
Ст.20 |
скв.34 -> греб.38 |
73 |
7 |
0.042 |
1981 |
Бездействующий |
НКТ |
скв.37 -> вр.скв.68 |
168 |
8 |
0.03 |
1998 |
Бездействующий |
НКТ |
скв.38 -> греб.38 |
73 |
7 |
0.263 |
1981 |
Действующий |
НКТ |
скв.41 -> греб.8 |
73 |
7 |
0.192 |
1983 |
Бездействующий |
НКТ |
скв.42 -> вр.скв.42,23 |
114 |
8 |
0.14 |
1995 |
Бездействующий |
Ст.20 |
Консорциум « Н е д р а »
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
|
|
|
8 |
|
скв.43 -> греб. 47 |
73 |
7 |
|
0.14 |
1990 |
Бездействующий |
НКТ |
||
скв.45 -> вр.скв.45 |
114 |
8 |
|
0.1 |
1981 |
Бездействующий |
Ст.20 |
||
скв.46 -> греб.46 |
73 |
7 |
|
0.3 |
1981 |
Действующий |
НКТ |
||
скв.48 -> греб.46 |
73 |
7 |
|
0.05 |
1980 |
Бездействующий |
НКТ |
||
скв.5 -> вр.скв.5 |
114 |
8 |
|
0.01 |
1981 |
Бездействующий |
Ст.20 |
||
скв.51 -> вр.скв.51 |
73 |
7 |
|
0.45 |
2004 |
Бездействующий |
НКТ |
||
скв.52 -> вр.скв.52 |
73 |
7 |
|
0.01 |
1981 |
Бездействующий |
НКТ |
||
Продолжение таблицы 1.4 |
|
|
|
|
|
|
|
||
Наименование |
Параметры трубопровода |
|
Состояние |
Материал |
|||||
|
|
|
|
|
(марка |
||||
трубопровода (участка) |
D, мм |
Нст, мм |
L, км |
Год ввода |
эксплуатации |
||||
стали) |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
скв.56 |
-> т.56 |
73 |
5.5 |
0.095 |
1979 |
Действующий |
НКТ |
||
скв.56 |
-> т.56 |
73 |
7 |
0.1 |
1984 |
Бездействующий |
НКТ |
||
скв.6 -> греб. 60 |
73 |
7 |
0.746 |
1995 |
Действующий |
НКТ |
|||
скв.62 -> греб.13 |
73 |
7 |
1.494 |
1981 |
Действующий |
НКТ |
|||
скв.65 -> греб.13 |
114 |
8 |
0.06 |
1981 |
Действующий |
Ст.20 |
|||
скв.67 -> переход102-73 |
102 |
7 |
0.96 |
1981 |
Действующий |
НКТ |
|||
скв.68 -> вр.скв.68 |
73 |
7 |
0.015 |
1981 |
Действующий |
НКТ |
|||
скв.69 -> греб.13 |
73 |
7 |
0.406 |
1981 |
Действующий |
НКТ |
|||
скв.77 -> греб.8 |
73 |
7 |
0.4 |
1997 |
Действующий |
НКТ |
|||
скв.8 -> греб.8 |
73 |
7 |
0.2 |
1981 |
Действующий |
НКТ |
|||
скв.89 |
-> греб.14 |
73 |
7 |
0.61 |
1954 |
Действующий |
НКТ |
||
скв.99 -> греб.99 |
73 |
7 |
0.374 |
1983 |
Действующий |
НКТ |
|||
т.56 -> греб.13 |
73 |
7 |
0.05 |
1981 |
Действующий |
НКТ |
|||
УЗ-гр14 -> переход168-89 |
168 |
8 |
1.2 |
1984 |
Действующий |
Ст.10 |
|||
|
|
214 |
10 |
2.85 |
1950 |
Бездействующий |
Ст.20 |
||
ДНС-УПН Карл.Сыт. ->вр. |
214 |
9 |
3.55 |
1950 |
Бездействующий |
Ст.20 |
|||
ДНСКарлСыт в магистр |
273 |
9 |
1.8 |
1950 |
Бездействующий |
Ст.20 |
|||
|
|
214 |
10 |
1.73 |
1950 |
Бездействующий |
Ст.20 |
||
Таблица 1.5
Технологический режим работы скважин
Консорциум « Н е д р а »