Кулешовского месторождения

1

Кулешовского месторождения

Введение

Промышленная эксплуатация Кулешовского месторождения осуществляется с 1952 года. Добываемая продукция представляет собой смесь из нефти, попутного газа и пластовой воды. На данный момент это сложнейший технологический процесс, в котором задействовано большое число обслуживающего персонала. Цель курсовой работы: анализ системы сбора и подготовки продукции Кулешовского 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 Кулешовского месторождения осуществляет ЦДНГ № 9 (цех добычи нефти и газа) ОАО «Самаранефтегаз».

На Кулешовском месторождении залежи нефти и газа открыты в продуктивных пластах:

•С3-I, ПД-I, ПД-II, А-0, А-2, А-3,А-4, А-5, О-1, О-2, О-3,О-4, О-5, Б-0, Б-2, Д-III, Д-IV, К-IIА, К-IIБ, К-IIВ – на

Западном куполе Кулешовского поднятия;

Консорциум « Н е д р а »

2

•С3-I/, С3-I, С3-II/, С3-II, А-0, А-1, А-2, А-3, А-4, Д-III/, Д-III, Д-IV, К-IIА, К-IIБ, К-IIВ – на Центральном куполе Кулешовского поднятия;

•А-0, А-2, А-3, А-4, В-1, ДК, Д-I – на Благодаровском поднятии;

•О-2, Д-I, Д-V/– на Корнеевском поднятии;

•ДК, Д-I – на Отрожском поднятии.

Промышленная эксплуатация Кулешовского месторождения осуществляется с 1960 года.

Физико-химические свойства разгазированных нефтей и компонентные составы газов продуктивных пластов Кулешовского месторождения представлены в разделе 2.4 настоящей работы.

Для сбора продукции скважин на месторождении реализована напорная герметизированная система сбора нефти и

газа.

Схема системы сбора приведена на рисунке 1.1.

Продукция скважин Кулешовского месторождения в количестве 1839,741 тыс.т./год, обводненностью 64,7% под давлением, развиваемым центробежными насосами (87 скважин), глубинными штанговыми насосами (37 скважин) и давлением фонтанирования и свабирования (9 скважин) по выкидным трубопроводам диаметрами 73, 89, 114 мм, протяженностью порядка 62,09 км поступает на 21 автоматическую групповую замерную установку (АГЗУ № 1119 (612)

– на Благодаровском поднятии, АГЗУ №341А, 341Б, 452 на Западном куполе Кулешовского поднятия и АГЗУ №52, 53,

57, 58, 73, 100, 101, 103 (978), 109, 414, 419, 428, 435, 807, 918, 1053, 1054 – на Центральном куполе Кулешовского поднятия) и на 2 гребенки (№436, 445).

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

После замера дебита продукция скважин рассматриваемых куполов по существующим нефтесборным трубопроводам, диаметрами 75, 90, 108, 114, 168, 219, 273, 325, 377 и 426 мм, протяженностью порядка 55,831 км под устьевым давлением поступает на узлы сепарации Нефтегорского нефтестабилизационного производства (НСП), где осуществляется подготовка нефти до товарных кондиций по ГОСТ Р 51858-2002.

Выделившийся попутный нефтяной газ на аппаратах НСП направляется на Нефтегорский ГПЗ. Фактический коэффициент использования газа Кулешовского месторождения составляет 98,52%.

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 стандартов и технических условий: ГОСТ 1050-76, 1050-86, 1050-87, 105088, 10705-80, 10705-89, 1054-74, ТУ 1317-006.1-593377520-2003, ТУ 2707-1188-78.

На состояние построенных выкидных линий и нефтегазосборных трубопроводов влияют сроки службы с момента ввода их в эксплуатацию. Длительная эксплуатация неизбежно приводит к сильному коррозионному износу, происходит постоянное уменьшение толщины стенок труб, старение изоляции, снижение прочностных характеристик трубной стали, проявляется усталостное разрушение труб.

Свойства пластовой продукции представлены в таблице 1.1-1.3.

Технологический режим работы скважин приведен в таблице 1.3. Перечень трубопроводов системы сбора приведен в таблице 1.5.

Консорциум « Н е д р а »

4

Схема системы сбора и ППД Кулешовского месторождения

Рис.1.1Таблица 1.3

Свойства пластовой нефти пласта Кулешовского месторождения

Консорциум « Н е д р а »

5

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 0,76%), малосмолистая (4,05%),

парафинистая (4,58%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 61,0%.

В таблице 1.4 представлена физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта Кулешовского месторождения

После расчета дифференциального разгазирования плотность нефти составила 795,0 кг/м3, газосодержание – 79,2

м3/т, объёмный коэффициент – 1,215, динамическая вязкость разгазированной нефти – 2,96 мПа·с.

В таблице 1.5 представлен компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти.

Таблица 1.4

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти Кулешовского месторождения

Консорциум « Н е д р а »

Консорциум « Н е д р а »

7

Консорциум « Н е д р а »

8

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода – 0,75%, азота –13%, гелия – 0,039%, метана – 25,81%, этана – 22,14%, пропана –

23,41%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 38,64%. Относительная плотность газа по воздуху – 1,182, а

теплотворная способность – 60608,0 кДж/м3.

Консорциум « Н е д р а »

9

Таблица 1.4

Технологический режим работы скважин

Консорциум « Н е д р а »