Крюковского месторождения
.pdf21
При дифференциальном разгазировании в рабочих условиях плотность нефти 0,796 г/см3, газосодержание 102,0
м3/т, объемный коэффициент 1,289, динамическая вязкость разгазированной нефти по поверхностной пробе 2,41 мПа∙с.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 1,67%, азота 8,66 %, метана 14,22 %, этана 17,49 %, пропана 25,11 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 57,38 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,495.
По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 0,75 %), малосмолистая (1,68 %),
парафинистая (3,71 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 67 % (таблица 3.3).
Таблица 3.3 - Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти
|
|
Крюковское месторождение |
|
|
Параметр |
Пластовая |
При однократном разгазировании пластовой нефти в |
||
стандартных условиях |
|
|||
|
|
|
||
|
нефть |
выделившийся газ |
|
нефть |
Молярная концентрация компонентов, %: |
|
|
|
|
сероводород |
0,71 |
1,9 |
|
0,05 |
двуокись углерода |
0,24 |
0,68 |
|
- |
азот+редкие |
3,59 |
10,02 |
|
- |
в т.ч. гелий |
- |
0,022 |
|
- |
метан |
5,9 |
16,38 |
|
0,05 |
этан |
7,37 |
19,58 |
|
0,55 |
пропан |
11,57 |
26,16 |
|
3,43 |
изобутан |
4,14 |
7,17 |
|
2,44 |
норм. бутан |
7,36 |
10,45 |
|
5,63 |
изопентан |
4,23 |
3,36 |
|
4,72 |
норм. пентан |
4,37 |
2,63 |
|
5,34 |
гексаны |
7,31 |
1,22 |
|
10,71 |
гептаны |
6,9 |
0,45 |
|
10,5 |
остаток |
36,31 |
- |
|
56,58 |
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»
22
Молекулярная масса, г/л |
116 |
- |
158 |
Плотность: |
|
|
|
газа, кг/м3 |
|
|
|
газа относительная |
|
1,395 |
|
(по воздуху), доли ед. |
|
|
|
|
|
|
|
нефти, кг/м3 |
731 |
|
796 |
Водоносность пласта А4 изучалась по данным опробования в открытом стволе с помощью ИПГ четырех разведочных скважин. Дебит притока чистой пластовой воды в скв.54 (интервал 1864-1868 м), расположенной в северо-
восточной части поднятия, составил 294 м3/сут, плотностью 1,137 г/см3. Сведения об исследовании воды отсутствуют. В
скв. 55, из интервала 1874-1889 м также получили 2,8 м3 пластовой воды, дебит испытания составил 96 м3/сут в ИПУ
1469-1166, которая была принята в качестве коррелятива на воду пласта А4. Плотность воды составляла 1,163 г/см3, в ее составе содержалось 5,4 г/л ионов кальция и 210 мг/л брома. В скв.50, расположенной на южном окончании поднятия из интервалов 1814-1821 м была получена нефть с пластовой водой дебитом 221,5 м3/сут в ИПУ 1514-850 м. Судя по пониженной плотности (1,063 г/см3), вода, скорее всего, была разбавлена техническим раствором. Из скв.51 из интервала
1834-1841 м была получена пластовая вода с пленкой нефти, дебитом 252 м3/сут. Плотность воды составляла 1,165 г/см3,
в ее составе содержалось 4,2 г/л ионов кальция, 0,97 г/л магния и 149 мг/л брома (таблица 3.4).
Таблица 3.4 – Свойства и химический состав пластовых вод
Параметр |
Диапазон значений |
Среднее значение |
Плотность воды, кг/м3: |
|
|
- в стандартных условиях |
- |
1,164 |
-в условиях пласта |
1,063-1,165 |
1,156 |
Вязкость в условиях пласта, мПа*с |
- |
1,037 |
Коэффициент сжимаемости, 10-4*МПа-1 |
- |
4,41 |
Объемный коэффициент, единиц |
- |
- |
Химический состав вод, г/дм3 |
|
|
Консорциум « Н е д р а »
23
- Na+ + K+ |
29,83-89,21 |
68,82 |
- Ca+2 |
1,9-5,4 |
3,8 |
- Mg+2 |
0,55-1,28 |
0,93 |
- Cl- |
49,64-146,99 |
114,44 |
- HCO3- |
0,24-0,73 |
0,43 |
- CO3-2 |
- |
- |
- SO4-2 |
1,19-1,33 |
1,26 |
- NH4+ |
- |
- |
- Br- |
0,149-0,21 |
0,18 |
- J- |
0,001-0,004 |
0,0027 |
- B+3 |
- |
- |
- Li |
0,0042-0,0051 |
0,0047 |
- Sr |
0,07-0,3 |
0,19 |
- Rb |
0,0001-0,0004 |
0,00017 |
- Cs |
0,00003 |
0,00003 |
Общая минерализация, г/дм3 |
83,84-242,7 |
189,73 |
Водородный показатель, рН |
- |
- |
Химический тип воды, преимущественный |
хлоркальциевый |
хлоркальциевый |
(по В.А. Сулину) |
|
|
Количество исследованных проб (скважин) |
|
3(4) |
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»
24
3.2 Физико-химические свойства товарной продукции подготовленной к транспорту Готовой продукцией УПН является нефть первой группы качества.
Физико-химическая характеристика товарной продукции приведена в таблице 3.5
Таблица 3.5 - Физико-химическая характеристика товарной продукции
№ |
Наименование сырья, |
Номер государствен- |
Показатели качества, |
Норма по ГОСТ, ОСТ, СТП, |
Область |
п/п |
материалов, реагентов, |
ного стандарта, |
обязательные для |
ТУ (заполняется при |
применения |
|
изготовляемой |
|
проверки |
необходимости) |
изготовляемой |
|
продукции |
|
|
|
продукции |
1. |
Товарная нефть |
ГОСТ 3900-85 |
Плотность, г/см3 |
Не более 0,85 |
|
|
По ГОСТ Р 51858-2002 |
изм. №1, поправки |
|
|
|
|
|
ГОСТ 2477-83,изм. |
Вода, % масс. |
Не более 0,5 |
|
|
|
№1,2,3 |
|
|
|
|
|
ГОСТ 21534-76, изм. |
Соли, мг/дм3 |
Не более 100 |
|
|
|
№1,2 |
|
|
|
|
|
ГОСТ Р 50802 95 |
Сероводород |
Не регламентируется |
|
|
|
ГОСТ 6370-83 |
|
|
|
|
|
Изм. №1 |
Мех. примеси, |
Не более 0,05 |
|
|
|
|
% масс. |
|
|
|
|
ГОСТ 1437-75, |
|
|
|
|
|
изм. №1,2,3 |
Содержание серы, % |
Не более 0,6 |
|
|
|
|
масс. |
|
|
|
|
ГОСТ 9965-76 изм. |
|
|
|
|
|
№1,2, поправка |
Давление насыщенных |
Не более 500 |
|
|
|
дополнение |
паров, |
|
|
|
|
|
мм рт. ст. |
|
|
2. |
Углеводород-ный газ |
ГОСТ 22985-90 |
Сероводород |
Не регламентируется |
Сырье для |
|
|
|
Оксид углерода |
Не регламентируется |
получения |
|
|
|
|
|
топливного газа |
4. |
Пластовая сточная вода |
|
Сероводород |
Не регламентируется |
Рабочий агент |
|
|
|
Оксид углерода |
Не регламентируется |
для заводнения |
|
|
|
Общая мине- |
|
продуктивных |
Консорциум « Н е д р а »
25
|
|
ОСТ 39-225-88 |
рализация |
Не регламентируется |
пластов |
|
|
ОСТ 39-133-81 |
|
|
|
|
|
ОСТ 39-231-89 |
Нефть |
До 15 мг/л |
|
|
|
|
Мех. примеси |
До 15 мг/л |
|
3.3 Анализ физико-химических свойств скважинной продукции, выявление факторов осложняющих процесс подготовки нефти
Основными факторами осложняющими процесс подготовки нефти это содержание в ней сероводорода. Как следствие высокая скорость коррозии трубопроводов, и технологического оборудования. Необходимо строительство установки сероочистки газа. А также высокая обводненность продукции скважин.
Для борьбы с сероводородом необходимо оборудовать скважины установками дозации реагента для подачи ингибитора коррозии на прием насоса, на устье скважин, на АГЗУ.
Для отделения пластовой воды на текущий момент применяются отстойники.
4. ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ ГАЗА НА МЕСТОРОЖДЕНИИ.
4.1 Описание системы сбора и подготовки продукции скважин.
Система сбора и транспортировки продукции Крюковского месторождения является однотрубной, герметизированной, напорной.
Продукция добывающих скважин по выкидным трубопроводам диаметром 100 мм поступает на площадки групповых замерных установок АГЗУ-1 «Спутник» (Скв. №№ 50, 51, 56, 101, 202, 203, 302, 451 и 452) и АГЗУ-2 «ОЗНА-
Массомер» (Скв. 55). От АГЗУ-1 водогазонефтяная жидкость по нефтегазосборному трубопроводу диаметром 114 мм
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»
26
протяженностью 0,98 км подается на площадку пункта налива нефти (ПНН) Крюковского месторождения. От АГЗУ-2
водогазонефтяная жидкость также поступает на ПНН по нефтегазосборному трубопроводу диаметром 219 мм и протяженностью 1,65 км 11].
На ПНН Крюковского месторождения осуществляется полное разгазирование поступающей жидкости в две ступени и налив разгазированной нефти в автоцистерны.
В состав ПНН входят следующие технологические сооружения:
-сепарационные емкости (3 шт.);
-буферные емкости (2 шт.);
-подогреватели нефти ПП-0,63 (2 шт., в т.ч. один в резерве);
-стояки герметичного налива нефти;
-факел сжигания газа высотой 15 м.
На ПНН продукция скважин через путевой подогреватель поступает в сепаратор 1 ступени с температурой 50 -
65°С, где происходит первичное разгазирование. Затем нефть поступает в сепаратор 2 ступени, в котором происходит её окончательное разгазирование. Далее разгазированная нефть подается в буферные емкости, из которых через стояки налива разливается в автоцистерны и транспортируется на Константиновскую установку предварительной подготовки нефти (УППН).
На Константиновской УППН осуществляется сброс пластовой воды до остаточного водосодержания 1-3%. С УППН нефть автоцистернами транспортируется на ППН «Просвет» для подготовки до товарного качества, замера нефти на коммерческом узле учета и сдачи в АК «Транснефть».
Схема системы сбора и транспорта продукции представлена на рисунке 4.1.
Консорциум « Н е д р а »
27
4.2 Краткие сведения о трубопроводах системы сбора Список трубопроводов Крюковского месторождения представлен в таблице 4.1.
Таблица 4.1 - Сведения о состоянии нефтепромысловых трубопроводов Крюковского месторождения
Наименование трубопровода (участка) |
|
Параметры трубопровода |
Состояние эксплуатации |
Материал (марка |
|||
D, мм |
Нст, мм |
L, м |
Год ввода |
стали) |
|||
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Скв 302- АГЗУ-2 |
114 |
7 |
166 |
2002 |
Действующий |
Ст.10 |
|
Скв 202- АГЗУ-2 |
114 |
7 |
185 |
2002 |
Действующий |
Ст.10 |
|
Скв 50- АГЗУ-2 |
114 |
7 |
308 |
2002 |
Действующий |
Ст.10 |
|
Скв 452- АГЗУ-2 |
114 |
7 |
480 |
2003 |
Действующий |
Ст.10 |
|
Скв 203- АГЗУ-2 |
114 |
7 |
590 |
2003 |
Действующий |
Ст.10 |
|
Скв 101- АГЗУ-2 |
114 |
7 |
600 |
2004 |
Действующий |
Ст.10 |
|
Скв 451- АГЗУ-2 |
114 |
7 |
1100 |
2005 |
Действующий |
Ст.10 |
|
Скв 56- АГЗУ-2 |
114 |
7 |
1250 |
2005 |
Действующий |
Ст.10 |
|
Скв 51- АГЗУ-2 |
114 |
7 |
1300 |
2006 |
Действующий |
Ст.10 |
|
Скв 55- АГЗУ-1 |
114 |
7 |
1400 |
2007 |
Действующий |
Ст.10 |
|
Все трубопроводы системы сбора отслужили свой нормативный срок 10 лет, необходима их замена на новые металло-пластиковые, т.к. они обладают меньшей шероховатостью, большим сроком эксплуатации, и не подвержены коррозии.
Консорциум « Н е д р а »