Красногородецкого месторождения
.pdf9
Следуя данной классификации, из таблицы 3 видно, что 100% протяженности выкидных линий и 100%
нефтегазосборных и напорных трубопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94).
Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Красногородецкого месторождения требует контроля, диагностического обследования технического состояния трубопроводов, а также рекомендуется проведение ежегодного планового капитального ремонта и замены отбракованных и непригодных к дальнейшей эксплуатации участков трубопроводов.
Технологический режим работы действующих нефтяных скважин Красногородецкого месторождения представлен в таблице 3.2.
Таблица 3.2.
Технологический режим работы действующих нефтяных скважин Красногородецкого месторождения
№ |
Номер |
Способ |
|
Плотность |
Суточный дебит |
Обводнен- |
||
Пласт |
нефти, |
жидкости, |
||||||
скв. |
АГЗУ |
эксплуат. |
3 |
ность,% |
||||
|
нефти, г/см |
т/сут. |
м3/сут. |
|||||
|
|
|
|
|
|
|||
8 |
АГЗУ-4 |
ЭЦН |
Б2(С1) |
0,900 |
6,0 |
87,0 |
92,3 |
|
12 |
АГЗУ-1 |
ЭЦН |
B1 |
0,904 |
7,4 |
93,0 |
91,2 |
|
101 |
АГЗУ-2 |
ШГН |
Б2(С1) |
0,900 |
0,0 |
1,4 |
98,0 |
|
102 |
АГЗУ-2 |
ШГН |
Б2(С1) |
0,900 |
4,2 |
9,0 |
48,6 |
|
103 |
АГЗУ-2, Уз-10 |
ЭЦН |
Б2(С1) |
0,900 |
12,6 |
127,0 |
89,0 |
|
106 |
АГЗУ-2 |
ЭЦН |
Б2(С1) |
0,900 |
5,2 |
61,0 |
90,5 |
|
107 |
АГЗУ-1 |
ЭЦН |
Б2(С1) |
0,900 |
11,4 |
198,0 |
93,6 |
|
109 |
АГЗУ-1 |
ЭЦН |
Б2(С1) |
0,900 |
17,7 |
211,0 |
90,7 |
|
112 |
АГЗУ-4 |
ЭЦН |
Б2(С1) |
0,900 |
1,6 |
55,0 |
96,7 |
|
114 |
АГЗУ-4 |
ЭЦН |
Б2(С1) |
0,900 |
6,8 |
100,0 |
92,4 |
|
115 |
АГЗУ-4 |
ЭЦН |
Б2(С1) |
0,900 |
10,4 |
41,0 |
71,9 |
|
Консорциум « Н е д р а »
10
№ |
Номер |
Способ |
|
Плотность |
Суточный дебит |
Обводнен- |
||
Пласт |
нефти, |
жидкости, |
||||||
скв. |
АГЗУ |
эксплуат. |
3 |
ность,% |
||||
|
нефти, г/см |
т/сут. |
м3/сут. |
|||||
|
|
|
|
|
|
|||
118 |
АГЗУ-3 |
ЭЦН |
Б2(С1) |
0,900 |
1,5 |
52,0 |
96,7 |
|
121 |
АГЗУ-2, Уз-10 |
ШГН |
Б2(С1) |
0,900 |
0,7 |
2,0 |
62,0 |
|
124 |
АГЗУ-2, Уз-6 |
ЭЦН |
Б2(С1) |
0,900 |
8,6 |
160,0 |
94,0 |
|
125 |
АГЗУ-1 |
ЭЦН |
Б2(С1) |
0,900 |
5,4 |
74,0 |
91,9 |
|
130 |
АГЗУ-2, Уз-6 |
ШГН |
A4 |
0,921 |
0,1 |
2,0 |
94,5 |
|
131 |
АГЗУ-1 |
ШГН |
B1 |
0,904 |
3,8 |
5,0 |
16,0 |
|
133 |
АГЗУ-2, Уз-10 |
ШГН |
B1 |
0,904 |
5,3 |
15,0 |
60,7 |
|
134 |
АГЗУ-1 |
ШГН |
Б2(С1) |
0,900 |
1,7 |
4,0 |
51,7 |
|
136 |
АГЗУ-1 |
ЭЦН |
Б2(С1) |
0,900 |
3,3 |
22,0 |
83,2 |
|
140 |
АГЗУ-4 |
ЭЦН |
Б2(С1) |
0,900 |
0,8 |
44,0 |
98,0 |
|
142 |
АГЗУ-3 |
ШГН |
B1 |
0,904 |
1,5 |
3,0 |
43,2 |
|
143 |
АГЗУ-4 |
ЭЦН |
Б2(С1) |
0,900 |
32,6 |
60,0 |
39,7 |
|
144 |
АГЗУ-3 |
ШГН |
A4 |
0,921 |
3,1 |
4,0 |
15,0 |
|
145 |
АГЗУ-3 |
ЭЦН |
Б2(С1) |
0,900 |
2,7 |
76,0 |
96,1 |
|
146 |
АГЗУ-4 |
ЭЦН |
Б2(С1) |
0,900 |
5,0 |
106,0 |
94,8 |
|
148 |
АГЗУ-5 |
ЭЦН |
Б2(С1) |
0,900 |
12,0 |
103,0 |
87,1 |
|
150 |
АГЗУ-1 |
ЭЦН |
B1 |
0,904 |
11,5 |
61,0 |
79,1 |
|
151 |
АГЗУ-1 |
ШГН |
B1 |
0,904 |
2,1 |
3,0 |
23,3 |
|
153 |
АГЗУ-2, Уз-10 |
ШГН |
Б2(С1) |
0,900 |
0,0 |
1,0 |
99,0 |
|
154 |
АГЗУ-1 |
ЭЦН |
Б2(С1) |
0,900 |
12,3 |
167,0 |
91,8 |
|
156 |
АГЗУ-3 |
ШГН |
B1 |
0,904 |
1,5 |
2,0 |
18,7 |
|
К АГЗУ-1 подсоединены действующие скважины №№12,107,109,125, 131,134,136,150,151,154. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=168х6 мм и L=119 м подается в нефтегазосборный трубопровод Гребенка №10 – УПСВ «Красногородецкая» и далее транспортируется на УПСВ «Красногородецкая».
Консорциум « Н е д р а »
11
КАГЗУ-2 подсоединены действующие скважины №№101,102,106. После замера продукция скважин по нефтегазосборным трубопроводам D=159х6,7 мм и D=325х9 мм, общей протяженностью L=3954 м подается на УПСВ «Красногородецкая».
КАГЗУ-3 подсоединены действующие скважины №№118,142,144, 145, 156. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=168х9 мм и L=118 м подается в нефтегазосборный трубопровод АГЗУ-2 – УПСВ «Красногородецкая» и далее транспортируется на УПСВ «Красногородецкая».
КАГЗУ-4 подсоединены действующие скважины №№8,112,114,115, 140,143,146. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=168х8 мм и L=198 м подается в нефтегазосборный трубопровод Гребенка №10 – УПСВ «Красногородецкая» и далее транспортируется на УПСВ «Красногородецкая».
КАГЗУ-5 подсоединена действующая скважина №148. После замера продукция скважины по нефтегазосборному трубопроводу D=168х8 мм и L=1100 м подается в нефтегазосборный трубопровод АГЗУ-2 – УПСВ «Красногородецкая»
идалее транспортируется на УПСВ «Красногородецкая».
КГребенке №6 подсоединены действующие скважины №№14,124,130.
КГребенке №10 подсоединены действующие скважины №№103,121, 133,153. После сбора на гребенках №6 и №10 по отдельным нефтегазосборным трубопроводам D=114 мм подается на АГЗУ-2 и далее транспортируется на УПСВ «Красногородецкая».
Все скважины эксплуатируются в соответствии с требованиями технологических регламентов на производство работ по эксплуатации скважин. Обвязка устьевого оборудования скважин предусматривает проведение разрядки, глушения, обработки скважин при проведении ремонтных и исследовательских работах. Для сброса давления,
Консорциум « Н е д р а »
12
стравливание газа и жидкости со скважин осуществляется в передвижную емкость – накопитель. Все режимные и технологические показатели работы скважин заносятся в технологическую карту, которая составляет на промысле ежемесячно и утверждается заместителем начальника ЦТИС и заместителем главного геолога ОАО «Самаранефтегаз».
Давление на буфере, затрубном пространстве, выкидной линии скважин контролируется с помощью технических манометров, установленных по месту. На некоторых скважинах установлены датчики, передающие по средствам телемеханики сигнал о состоянии скважины, т.е. в работе она находится или в бездействии.
Физико-химические свойства нефти месторождения
Наименование параметра |
Диапазон |
Среднее |
||
изменения |
значение |
|||
|
|
|||
|
|
|
|
|
1 |
|
2 |
3 |
|
Пластовое давление, МПа |
– |
18,50 |
||
Пластовая температура, 0С |
– |
39 |
||
Давление насыщения газом, МПа |
3,33 – 3,39 |
3,36 |
||
Газосодержание при однократном |
13,00 – |
14,40 |
||
разгазировании, м3/т |
15,80 |
|||
|
||||
Газсодержание при дифференциальном |
– |
11,00 |
||
разгазировании , м3/т |
||||
|
|
|||
Р1= 0,62 МПа |
Т1=28 С |
– |
– |
|
Р2= 0,65 МПа |
Т2=26 С |
– |
– |
|
|
|
|
|
|
Плотность в условиях пласта, кг/м3 |
810,0 – |
818,0 |
||
828,0 |
||||
|
|
|
||
Вязкость в условиях пласта, мПа с |
5,90 – 6,14 |
6,02 |
||
Коэффициент объемной упругости, |
– |
7,97 |
||
Консорциум « Н е д р а »
13
1/Мпа∙10-4 |
|
|
|
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при |
|
|
|
200С |
|
|
|
-при однократном (стандартном) |
1,448 – |
1,500 |
|
разгазировании |
1,551 |
||
|
|||
-при дифференциальном (ступенчатом) |
– |
1,285 |
|
разгазировании |
|||
|
|
||
Плотность дегазированной нефти, |
|
|
|
кг/м3, при 200С |
|
|
|
-при однократном (стандартном) |
– |
862,0 |
|
разгазировании |
|||
|
|
Таблица 3.3
Физико-химическая характеристика дегазированной нефти месторождения
|
Количество |
Диапазон |
Среднее |
||
Наименование параметра |
исследованных |
||||
значений |
значение |
||||
|
скв. |
проб |
|||
|
|
|
|||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Плотность при 200С, кг/м3 |
1 |
2 |
862,6 – 872,8 |
867,70 |
|
Вязкость, мПа∙с |
|
|
|
|
|
при 20 0С |
1 |
2 |
15,09 – 17,01 |
16,05 |
|
при 50 0С |
|
|
|
|
|
Молярная масса, г/моль |
2 |
2 |
217,00 – 226,00 |
221,50 |
|
Температура застывания, С |
1 |
2 |
+2 – (-9) |
-3,5 |
|
Массовое содержание, % |
|
|
|
|
|
серы |
1 |
2 |
2,05 – 2,11 |
2,08 |
|
смол силикагелевых |
1 |
2 |
6,23 – 9,10 |
7,67 |
|
асфальтенов |
1 |
2 |
1,50 – 3,00 |
2,25 |
|
парафинов |
1 |
2 |
4,98 – 5,80 |
5,39 |
|
воды |
1 |
2 |
отс.– 35,00 |
17,50 |
|
механических примесей |
– |
– |
– |
– |
|
Содержание микрокомпонентов, г/т |
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
14
ванадий |
– |
|
– |
– |
– |
никель |
– |
|
– |
– |
– |
Температура плавления парафина, 0С |
1 |
|
2 |
– |
53 |
Температура начала кипения, 0С |
1 |
|
2 |
70 – 80 |
75 |
Фракционный состав, % |
|
|
|
|
|
до 100 0С |
1 |
|
2 |
– |
4,0 |
до 150 0С |
1 |
|
2 |
– |
14,0 |
до 200 0С |
1 |
|
2 |
– |
24,0 |
до 250 0С |
1 |
|
2 |
– |
34,0 |
до 300 0С |
1 |
|
2 |
– |
44,0 |
Шифр технологической |
III П2 |
Т2 |
|
|
|
классификации |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
Таблица 3.3
Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти Красногородецкого месторождения
|
Пласт В-1 |
|
|
|
|
|
|
Наименование |
|
|
|
|
|
||
при однократном |
при дифференциальном |
|
|||||
параметра |
разгазировании |
|
разгазировании |
|
пластовая |
||
|
пластовой нефти |
|
пластовой нефти |
|
|||
|
|
|
нефть |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
выделившийся |
|
нефть |
выделившийся |
|
нефть |
|
|
газ |
|
газ |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
2 |
|
3 |
4 |
|
5 |
6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Молярная концентрация |
|
|
|
|
|
|
|
компонентов, % |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- сероводород |
2,45 |
|
– |
1,61 |
|
0,13 |
0,25 |
Консорциум « Н е д р а »
15
- углекислый газ |
1,90 |
– |
2,16 |
0,03 |
0,20 |
|
- азот + редкие |
26,50 |
– |
37,86 |
– |
3,05 |
|
в т.ч. гелий |
0,037 |
– |
0,046 |
– |
– |
|
|
|
|
|
|
|
|
- метан |
12,85 |
0,05 |
18,57 |
0,06 |
1,55 |
|
- этан |
23,60 |
0,45 |
23,02 |
1,36 |
3,10 |
|
- пропан |
17,50 |
1,45 |
10,01 |
2,77 |
3,35 |
|
|
|
|
|
|
|
|
- изобутан |
3,45 |
0,65 |
1,21 |
0,93 |
0,95 |
|
|
|
|
|
|
|
|
- н. бутан |
7,05 |
2,65 |
2,92 |
3,17 |
3,15 |
|
- изопентан |
2,00 |
2,50 |
0,86 |
2,48 |
2,35 |
|
|
|
|
|
|
|
|
- н. пентан |
1,75 |
3,20 |
0,89 |
3,24 |
3,05 |
|
|
|
|
|
|
|
|
- гексаны |
0,95 |
7,86 |
0,64 |
7,77 |
7,20 |
|
- гептаны |
– |
6,00 |
0,16 |
6,02 |
5,55 |
|
|
|
|
|
|
|
|
- октаны |
– |
– |
– |
– |
– |
|
- остаток (С8+высшие) |
– |
75,19 |
0,09 |
72,04 |
66,25 |
|
Молекулярная масса |
36,11 |
221,50 |
30,91 |
214,00 |
198,21 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Плотность: |
|
|
|
|
|
|
- газа, кг/м3 |
1,500 |
– |
1,285 |
– |
– |
|
- газа относительная (по |
1,245 |
– |
1,066 |
– |
– |
|
воздуху), доли ед. |
||||||
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
- нефти, кг/м3 |
– |
862,0 |
– |
854,0 |
835,0 |
Консорциум « Н е д р а »
16
3.Характеристика замерных установок, используемых на месторождении.
Вкачестве устройства, замеряющего дебит водонефтяной эмульсии от добывающих скважин, применяются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» (АМ-40-14-400) и типа Озна «Импульс»
(40-14-500).
Принцип работы АГЗУ «Спутник»
Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник» представлена на рис.1
Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник»
Рис.1
Консорциум « Н е д р а »
17
Работа установок происходит следующим образом. Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель скважин многоходовой ПСМ (1). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод
(12). В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17) поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. С помощью регулятора расхода (6) и
заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР 1-50 (7) с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Проходя через счетчик ТОР 1-50, жидкость направляется в общий трубопровод. Счетчик ТОР 1-50 выдает на блок управления и индикации (БУИ) импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения, который передается по системе телемеханики в диспетчерскую. В установке предусмотрена возможность контроля работы скважин по отсутствию (за определенное время) сигналов от счетчика ТОР 1-50.
Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода ГП-1М (3) и в системе гидравлического управления повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП-1М, перемещает поворотный патрубок переключателя и на измерение подключается следующая скважина. Длительность измерения определяется установкой реле времени. Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий: дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др.
Консорциум « Н е д р а »
18
При применении в установке счетчика газа турбинного «АГАТ» необходимо его смонтировать на газовом трубопроводе, а вторичный блок НОРД-ЭЗМ в щитовом помещении. Блок НОРД-ЭЗМ производит подсчет и регистрацию результата измерения количества газа выделившегося при рабочем давлении установки. Подробное описание устройства газа турбинного счетчика «АГАТ» приведено в его руководстве по эксплуатации. Счетчик газа турбинный «АГАТ» устанавливается потребителем.
Принцип работы АГЗУ Озна «Импульс» Принципиальная технологическая схема АГЗУ Озна «Импульс» представлена на рис.2.
Принципиальная технологическая схема АГЗУ Озна «Импульс»
Рис.2
Консорциум « Н е д р а »