Краснонивского месторождения
.pdf1
Краснонивского месторождения
Введение
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 Краснонивского 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.
1.Технологическая часть
1.1Анализ системы сбора продукции скважин
Краснонивское месторождение расположено на территории Борского района Самарской области и Бузулукского района Оренбургской области. Месторождение было открыто в 1956 г., в промышленной разработке находится с 1964 г.
Консорциум « Н е д р а »
2
Нефти разрабатываемых пластов относятся к легким с плотностью разгазированной нефти от 0,782 до 0,849 т/м3,
маловязким и вязким, с динамической вязкостью нефти в поверхностных условиях от 2,6 до 13,2 мПа с. Газосодержание изменяется от 6,9 (пласт КI) до 401,7 (пласт ДIV) м3/т. Сероводород в газе отсутствует, кроме пласта СIII
Комсомольского поднятия 0,21 % мол.
По товарной характеристике нефти малосернистые и сернистые с массовым содержанием серы от 0,30 до 1,31
% масс., парафинистые с массовым содержанием парафина в нефти от 4,7 до 6,5 % масс., смолистые и малосмолистые с массовым содержанием смол в нефти от 1,17 до 9,0 % масс.
На месторождении реализована напорная герметизированная система сбора и транспорта нефти и нефтяного газа,
которая включает в себя выкидные и нефтесборные трубопроводы диаметром от 114 до 219 мм общей протяженностью около 60 км.
Продукция добывающих скважин по выкидным линиям, под давлением глубинных внутрискважинных насосов,
поступает на автоматизированные замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник», где производится поочередный замер дебита каждой из подключенных скважин. На месторождении установлено 9 замерных установок. С замерных установок продукция скважин по нефтегазосборным трубопроводам поступает на ДНС «Краснонивская» (СУ-19).
На ДНС «Краснонивская» производится первая ступень сепарации нефтяного газа и частично разгазированная нефть насосами по межпромысловому трубопроводу диаметром 273 мм протяженностью 6,9 км подается на УПСВ
«Подгорненская».
Консорциум « Н е д р а »
3
Нефтяной газ 1 ступени сепарации после газосепаратора ДНС под собственным давлением по газопроводу диаметром 219 мм протяженностью 26,3 км направляется через СУ-14 на Отрадненский ГПЗ. Остаточный нефтяной газ в составе продукции ДНС поступает на УПСВ «Подгорненская».
На УПСВ «Подгорненская» осуществляется предварительное обезвоживание и разгазирование газоводонефтяной эмульсии, поступающей с Подгорненского и Краснонивского месторождений. От УПСВ «Подгорненская» нефть направляется для окончательной подготовки до товарных кондиций на УКПН-2 по нефтепроводу диаметром 273-325 мм протяженностью 55 км.
Схема сбора продукции приведена на рисунке 1.1.
Технологический режим работы скважин приведен в таблице 1.1
Свойства пластовой продукции представлены в таблицах 1.2-1.5.
Сведения о состоянии промысловых трубопроводов представлены в таблице 1.6.
Консорциум « Н е д р а »
4
Рисунок 1.1
Консорциум « Н е д р а »
5
Таблица 1.1
|
|
Технологический режим работы скважин на 01.01.2015г. |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q |
Q жид |
Обводненность |
Состояние на |
|
|
|
|
№ скв |
Насос |
нефти |
кости |
конец месяца |
|
|
||
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
т/сут |
м3/сут |
% |
|
|
|
|
|
50 |
ЭЦН5-45-1600 |
16 |
46 |
59,3 |
|
В работе |
|
|
|
110 |
ЭЦН5-45-2550 |
12 |
15 |
1,5 |
|
в накоплении |
|
|
|
119 |
ЭЦН5-125-2400 |
22 |
118 |
77,0 |
|
В работе |
|
|
|
159 |
ЭЦН5-45-2050 |
0 |
13 |
97,2 |
|
в накоплении |
|
|
|
188 |
ЭЦН5-60-2300 |
32 |
90 |
55,9 |
|
В работе |
|
|
|
210 |
ЭЦН5-80-2150 |
35 |
82 |
48,1 |
|
В работе |
|
|
|
212 |
СВАБ |
0 |
0,1 |
98,0 |
|
в накоплении |
|
|
|
219 |
ЭЦН5-200-1950 |
4 |
197 |
97,7 |
|
В работе |
|
|
|
331 |
СВАБ |
0 |
0,1 |
98,0 |
|
в накоплении |
|
|
|
334 |
СВАБ |
0 |
0,1 |
98,0 |
|
в накоплении |
|
|
|
353 |
ЭЦН5-50-2250 |
6 |
56 |
86,9 |
|
В работе |
|
|
|
356 |
ЭЦН5-125-2400 |
22 |
118 |
77,0 |
|
В работе |
|
|
|
365 |
ЭЦН5-50-2400 |
9 |
26 |
58,9 |
|
В работе |
|
|
|
366 |
ЭЦН5-80/60-2600 |
23 |
30 |
4,7 |
|
в накоплении |
|
|
|
367 |
ЭЦН5-60/45-2500 |
13 |
17 |
2,5 |
|
в накоплении |
|
|
|
502 |
ЭЦН5-45-2850 |
0 |
8 |
99,6 |
|
в накоплении |
|
|
|
505 |
ЭЦН5-250-2750 |
12 |
150 |
90,4 |
|
В работе |
|
|
|
530 |
ЭЦН5-80-2800 |
15 |
121 |
84,3 |
|
В работе |
|
|
|
9214 |
ЭЦН5-45-2000 |
2 |
57 |
96,4 |
|
В работе |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.2 |
|
|
Свойства пластовой нефти пласта |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
Численные значения |
||
|
Наименование параметра |
|
|
|
|
диапазон значений |
принятые |
||
|
|
|
|
|
|
|
значения |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Пластовое давление, МПа |
|
|
|
|
22,0-28,0 |
|
26,0 |
|
|
Пластовая температура, °С |
|
|
|
|
53-56 |
|
55 |
|
Консорциум « Н е д р а »
6
Давление насыщения газом, МПа |
8,20-9,36 |
8,65 |
|
Газосодержание, м3/т |
|
77,3-100,0 |
85,6 |
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т |
- |
73,7 |
|
Р1= 0,83 МПа |
Т1= 25 ºС |
|
|
Р2= 0,13 МПа |
Т2= 23 ºС |
|
|
Р3= 0,10 МПа |
Т3= 23 ºС |
|
|
Р4= 0,10 МПа |
Т4= 20 ºС |
|
|
Плотность в условиях пласта, кг/м3 |
756,0-775,0 |
763,7 |
|
Вязкость в условиях пласта, мПа с |
1,23-1,80 |
1,56 |
|
Коэффициент объёмной упругости, 1/МПа·10-4 |
- |
9,66 |
|
Плотность нефтяного газа при 20 °С, кг/м3: |
|
|
|
–при однократном (стандартном) разгазировании |
1,245-1,493 |
1,366 |
|
–при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании |
- |
1,238 |
|
Плотность дегазированной нефти при 20 °С, кг/ м3: |
|
|
|
–при однократном (стандартном) разгазировании |
832,0-838,7 |
835,2 |
|
–при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании |
- |
827,0 |
|
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
7 |
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.3 |
Физико-химическая характеристика дегазированной нефти |
|
|
||||
|
Количество |
|
|
|
|
|
Наименование параметра |
исследованных |
|
Диапазон изменения |
|
Среднее значение |
|
|
скв. |
проб |
|
|
|
|
Плотность нефти после ступенчатого разгазирования (при 20 |
3 |
3 |
|
- |
|
827,0 |
ºС), кг/м3 |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
Вязкость динамическая по поверхностным пробам, мПа·с: |
|
|
|
|
|
|
при 20 ºС |
4 |
5 |
|
3,83-11,36 |
|
7,53 |
при 50 ºС |
- |
- |
|
- |
|
- |
Молярная масса, г/моль |
- |
- |
|
- |
|
- |
Температура застывания, ºС |
2 |
2 |
|
+2-(-2) |
|
0 |
Массовое содержание, % |
|
|
|
|
|
|
серы |
4 |
5 |
|
0,86-1,25 |
|
1,11 |
смол силикагелевых |
4 |
5 |
|
3,75-9,08 |
|
5,41 |
асфальтенов |
4 |
5 |
|
следы-3,06 |
|
0,89 |
парафинов |
4 |
5 |
|
5,44-6,80 |
|
6,32 |
воды |
2 |
2 |
|
0,4-0,7 |
|
|
механических примесей |
- |
- |
|
- |
|
- |
Содержание микрокомпонентов, г/т |
|
|
|
|
|
|
ванадий |
- |
- |
|
- |
|
- |
никель |
- |
- |
|
- |
|
- |
Температура плавления парафина, ºС |
2 |
2 |
|
56-66 |
|
61 |
Температура начала кипения, °С |
2 |
2 |
|
51-58 |
|
55 |
Фракционный состав (объёмное содержание выкипающих), % |
|
|
|
|
|
|
до 100 °С |
4 |
5 |
|
6,5-10 |
|
8 |
до 150 °С |
4 |
5 |
|
16-28 |
|
20 |
до 200 °С |
4 |
5 |
|
27,5-34 |
|
30 |
до 250 °С |
4 |
5 |
|
37-43 |
|
40 |
до 300 °С |
4 |
5 |
|
46,5-53 |
|
50 |
Шифр технологической классификации (по ГОСТ Р 51858- |
|
Класс 2 |
Тип 0 Группа |
Вид |
||
2002) |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
8
Таблица 1.4
Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %)
|
при однократном разгазировании |
при ступенчатом разгазировании |
|
|||
|
пластовой нефти в стандартных |
|
||||
|
пластовой нефти |
пласто-вая |
||||
Наименование |
условиях |
|
||||
|
|
|
нефть |
|||
|
выделив-шийся |
|
нефть |
выделив-шийся |
нефть |
|
|
|
|
||||
|
газ |
|
газ |
|
||
|
|
|
|
|
||
Сероводород |
0,00 |
|
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
Углекислый газ |
0,48 |
|
0,00 |
0,53 |
0,00 |
0,20 |
Азот+редкие |
6,39 |
|
0,00 |
7,10 |
0,00 |
2,66 |
в т.ч. гелий |
0,020 |
|
- |
0,023 |
- |
- |
Метан |
37,27 |
|
0,17 |
41,49 |
0,03 |
15,55 |
Этан |
22,02 |
|
0,57 |
24,04 |
0,86 |
9,54 |
Пропан |
18,78 |
|
2,88 |
17,94 |
4,66 |
9,63 |
Изобутан |
2,27 |
|
0,74 |
1,56 |
1,32 |
1,41 |
Н. бутан |
6,72 |
|
3,88 |
4,51 |
5,49 |
5,12 |
Изопентан |
2,10 |
|
2,81 |
0,98 |
3,25 |
2,40 |
Н. пентан |
2,04 |
|
4,01 |
1,02 |
4,49 |
3,19 |
Гексаны |
1,58 |
|
9,40 |
0,62 |
9,52 |
6,19 |
Гептаны |
0,35 |
|
8,15 |
0,21 |
7,77 |
4,92 |
Остаток (С8+высшие) |
- |
|
67,39 |
- |
62,61 |
39,19 |
Молекулярная масса |
- |
|
204 |
- |
194 |
129 |
Молекулярная масса остатка |
- |
|
265 |
- |
265 |
265 |
Плотность: |
|
|
|
|
|
|
газа, кг/м3 |
1,366 |
|
- |
1,238 |
- |
- |
газа относительная (по воздуху) |
1,134 |
|
- |
1,027 |
- |
- |
нефти, кг/м3 |
- |
|
835,2 |
- |
827,0 |
763,7 |
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
9 |
|
|
|
Таблица 1.5 |
|
Свойства и состав пластовых вод |
|
|
|
|
|
|
Наименование параметра |
|
Диапазон изменения |
Средние значения |
|
|
|
|
1 |
|
2 |
3 |
Газосодержание, м3/м3 |
|
- |
- |
Плотность воды, кг/м3 |
|
|
|
в стандартных условиях |
|
1175-1185 |
1180 |
в условиях пласта |
|
|
1167 |
Вязкость в условиях пласта, мПа с |
|
|
0,95 |
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа х10-4 |
|
|
2,46 |
Объемный коэффициент, доли ед. |
|
|
1,011 |
Химический состав вод, (мг/л)/мг-экв./л) |
|
|
|
Na+ + K+ |
|
81433/3540,56-91271,6/3968,33 |
86350,9/3754,39 |
Ca+2 |
|
14000/698,78-17200/858,5 |
15133,33/755,35 |
Mg+2 |
|
2670/219,58-3890/319,91 |
3130/257,3 |
Cl- |
|
161340/4550,27-173750/4900,27 |
168730/4758,64 |
HCO3- |
|
40/0,66-180/2,95 |
90/1,52 |
CO3-2 |
|
- |
- |
SO4-2 |
|
190/3,96-730/15,2 |
330/6,88 |
NH4+ |
|
- |
- |
Br- |
|
584/7,3 |
584/7,3 |
I- |
|
10/0,08 |
10/0,08 |
B+3 (оксид) |
|
|
|
Li+ |
|
- |
- |
Sr+2 |
|
- |
- |
Rb+ |
|
- |
- |
Cs+ |
|
- |
- |
Общая минерализация, г/л |
|
261,13-282,38 |
273,76 |
Водородный показатель, pH |
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »