Загорского месторождения-2
.pdf
10
г/м3 |
|
|
|
в) Стабильный конденсат |
|
|
|
Плотность, г/см3 |
|
|
|
Температура застывания, 0С |
|
|
|
Вязкость при 20 0С, мПа•с |
|
|
|
г) Пластовая вода |
|
|
|
Газосодержание, м3/т |
|
|
|
в т.ч. сероводорода, м3/т |
|
|
|
Объемный коэффициент |
|
|
|
Вязкость, мПа•с |
- |
- |
1,02 |
Общая минерализация, г/л |
6 |
6 |
256,38-280,14 267,51 |
Таблица 1.4
Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти
Наименование |
При однократном разгазировании пластовой нефти в |
При дифференциальном разгазировании плас |
|||||
|
стандартных условиях |
|
|
условиях |
|
|
|
|
выделившийся газ |
нефть |
|
выделившийся газ |
нефть |
||
|
% масс |
% моль |
% масс |
% моль |
% масс |
% моль |
% масс |
Сероводород |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
Углекислый газ |
1,114 |
0,80 |
- |
- |
1,546 |
0,93 |
0,002 |
Азот+редкие |
13,327 |
15,03 |
- |
- |
20,039 |
18,88 |
- |
в т.ч. гелий |
0,004 |
0,028 |
- |
- |
0,005 |
0,032 |
- |
Метан |
20,075 |
39,55 |
- |
- |
29,768 |
48,97 |
0,012 |
Этан |
14,873 |
15,63 |
0,034 |
0,26 |
18,423 |
16,17 |
0,133 |
Пропан |
18,138 |
13,00 |
0,204 |
1,07 |
14,515 |
8,69 |
0,522 |
Изобутан |
6,805 |
3,70 |
0,141 |
0,56 |
3,139 |
1,42 |
0,316 |
Н. бутан |
12,930 |
7,03 |
0,529 |
2,10 |
6,047 |
2,75 |
0,856 |
Изопентан |
4,635 |
2,03 |
0,588 |
1,88 |
1,872 |
0,69 |
0,707 |
Н. пентан |
3,653 |
1,60 |
0,938 |
3,00 |
2,138 |
0,78 |
1,012 |
Гексаны |
4,445 |
1,63 |
2,669 |
7,15 |
1,775 |
0,54 |
2,759 |
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
11 |
|
Гептаны |
- |
|
|
- |
|
|
1,758 |
|
4,05 |
|
0,373 |
|
0,10 |
|
1,727 |
|||
Остаток (С8+высшие) |
- |
|
|
- |
|
|
93,140 |
|
79,93 |
|
0,365 |
|
0,08 |
|
91,953 |
|||
Молекулярная масса |
31,84 |
|
|
|
|
231,00 |
|
|
|
26,42 |
|
|
|
221,16 |
||||
Молекулярная масса остатка |
- |
|
|
|
|
|
269,00 |
|
|
|
- |
|
|
|
269,00 |
|||
Плотность: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
− |
газа, кг/м3 |
1,323 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1,098 |
|
|
|
|
||
− |
газа относительная (по |
1,098 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,911 |
|
|
|
|
||
воздуху) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.5 |
|
|
|
Физико–химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти |
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
Загорское месторождение |
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
Количество |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
Наименование |
|
исследован |
Диапазон |
Среднее |
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
ных |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
скв. |
|
проб |
изменения |
значение |
|
|
|
|
|||
|
|
Вязкость динамическая, мПа с: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
при |
20 С |
|
2 |
|
|
2 |
24,98 – 37,88 |
31,43 |
|
|
|
|
||||
|
|
|
50 С |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
Вязкость кинематическая, м2/ с |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
при |
20 С |
|
2 |
|
|
2 |
(28,64 – 43,43) |
36,04х10-6 |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
х10-6 |
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
50 С |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
Температура застывания, С |
|
- |
|
|
- |
- |
|
- |
|
|
|
|
|
|||
|
|
Температура насыщения парафином, С |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
Серы |
|
2 |
|
|
2 |
0,90 – 1,06 |
0,98 |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
Смол силикагелевых |
3 |
|
|
3 |
7,05 – 9,00 |
8,02 |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
Асфальтенов |
|
3 |
|
|
3 |
1,80 – 2,50 |
2,10 |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
Парафинов |
|
3 |
|
|
3 |
5,00 – 11,10 |
7,10 |
|
|
|
|
|||
|
|
Массовое |
|
Солей |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
содержание |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
Мехпримесей |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Консорциум « Н е д р а »
12
Содержание воды, %об |
3 |
3 |
4,00 |
– 25,00 |
11,20 |
|
Температура плавления парафина, С |
3 |
3 |
55 – 70 |
62 |
||
|
н.к.–100 С |
3 |
3 |
3,0 – 8,0 |
5,0 |
|
Объемный |
до 150 С |
3 |
3 |
12,0 |
– 16,0 |
14,0 |
выход |
до 200 С |
3 |
3 |
20,0 |
– 26,0 |
23,0 |
фракций, % |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
до 250 С |
3 |
3 |
29,0 |
– 36,0 |
32,0 |
|
до 300 С |
3 |
3 |
39,0 |
– 44,0 |
41,0 |
Классификация нефти |
сернистая, высокопарафиновая, смолистая |
|||||
Таблица 1.6
Содержание ионов и примесей в пластовой воде.
Содержание ионов и |
Количество |
|
|
Среднее |
|
исследованных |
Диапазон изменения |
||||
примесей |
значение |
||||
скв. |
проб |
|
|||
|
|
|
|||
Cl- |
3 |
3 |
4489,93*-4793,23* |
4636,03* |
|
SO42- |
3 |
3 |
13,88-18,25* |
15,98* |
|
HCO3- |
3 |
3 |
0,0-4,15* |
1,38* |
|
Ca2+ |
3 |
3 |
70,13-100,05* |
87,90* |
|
Мg2+ |
3 |
3 |
41,52*-49,77* |
45,44* |
|
Na+ + K+ |
3 |
3 |
4259,63*-4523,04* |
4401,08* |
|
Примеси: |
- |
- |
- |
- |
|
PH |
- |
- |
- |
- |
|
Консорциум « Н е д р а »
13
1.2 Анализ работы АГЗУ
Описание автоматизированной групповой замерной установки «Спутник» АМ-40-10-400.
Установка предназначена для периодического определения по программе количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, и контроля их работы на нефтяных месторождениях.
Основные технические данные:
-производительность – до 16 м3/час;
-количество подключающих трубопроводов от скважин – до 14 шт.;
-рабочее давление – до 40 кгс/см2.
Принципиальная схема установки – рис.1.3
Устройство и принцип работы
Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель (1) ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в замерный сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12).
В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (54) поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.
С помощью расхода (6) и заслонки (54), соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости TOP 1-50 (7) с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.
За время продавки жидкость проходит через счетчик ТОР 1-50 и направляется в общий трубопровод.
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»
14
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.
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 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 скважины, способов добычи, состояние разработки месторождения и др.
В установке предусмотрена возможность контроля работы скважин по отсутствию (за определенное время)
сигналов от счетчика ТОР 1-50.
При применении в установке счетчика газа турбинного «АГАТ» необходимо его смонтировать на газовом трубопроводе, вторичный блок НОРД-ЭЗМ в щитовом помещении.
Блок НОРД-ЭЗМ производит подсчет и регистрацию результата измерения количества газа, выделившегося при рабочем давлении установки.
Консорциум « Н е д р а »
15
Для путевой деэмульсации и снижения вязкости жидкости установка «Спутник Б-40-14-500» снабжена насосом – дозатором и баком для реагента. В зависимости от объема жидкости, проходящей через установку, насос – дозатор регулируется на введении определенного объема реагента, который впрыскивается в общий трубопровод.
Установки имеют электрическое освещение, обогреватели, принудительную вентиляцию. Щитовое помещение имеет естественную вентиляцию и электрические нагреватели.
Все оборудование смонтировано на металлическом основании.
На основании по периметру рамы заполняется теплоизоляционным материалом (пенопласт, жесткие минераловатные плиты) и обшивается металлическими листами.
Укрытие установки отличается легкостью, прочностью, устойчивостью к атмосферным воздействиям, хорошими теплоизолирующими свойствами.
Укрытие обеспечивает нормальные условия для работы аппаратуры и обслуживающего персонала.
Для подачи химреагентов на АГЗУ и сепарационных установках используются блочные автоматизированные установки БР-2,5, которые состоят из двух блоков, смонтированных на железобетонных блоках и укрытых теплоизолированной будкой.
Устройство и принцип действия «Спутник» АМ-40-14-400 аналогичен аппарату «Спутник» Б-40-14-500.
Принципиальная схема установки схема 1.
Назначение изделия.
Установка «Спутник» предназначена для периодического определения по программе количества жидкости,
добываемой из нефтяных скважин, и контроля их работы на нефтяных месторождениях.
Консорциум « Н е д р а »
16
Функциональное назначение установки.
1. Определение количества жидкости и, при наличии счетчика газа турбинного типа «АГАТ», определение количества газа с выдачей результата в блок управления или верхний уровень по системе ТМ; установка «Спутник Б 40- 14-500» дополнительно позволяет введение химреагента в жидкость;
Сигнализация отсутствия потока в контролируемой скважине.
Состав изделия.
Каждая установка состоит из технологического и щитового помещений и включает комплект запасных частей,
инструмента и принадлежностей.
Технические данные АГЗУ представлена в таблице 1.6
Таблица 1.6
Технические данные АГЗУ |
|
|
|
1.Диапазон дебитов, подключенных к установке скважин, м3/сут, в |
|
пределах |
от 1 до 400 |
2.Рабочее давление, МПа (кгс/см2), не более |
4,0 (40) |
3.Количество подключаемых к установке «Спутник» скаважин, шт. |
|
Б40-14-500 |
14 |
АМ40-14-400 |
14 |
АМ40-10-400 |
10 |
АМ40-8-400 |
8 |
4.Параметры питания электрических цепей: |
|
род тока |
переменный |
напряжение, В |
380/220 |
допустимое отклонение напряжения, % |
от -15 до +10 |
частота переменного тока, Гц |
50+1 |
потребляемая мощность, кВА, |
не более 10 |
Консорциум « Н е д р а »
17
5.Характеристика окружающего воздуха: |
|
интервал температур, оС |
от -50 до +45 |
средняя температура наиболее холодной пятидневки, оС, |
не ниже |
относительная влажность воздуха при температуре 20оС,% |
-40 |
6.Характеристика рабочей среды: |
|
температура, оС, в пределах |
от 5 до 70 |
кинематическая вязкость при температуре 20 оС,м2/с, в пределах |
от 1*10-6 |
|
до 120*10-6 |
содержание воды в жидкости, объемная доля, %, в пределах |
от 0 до 98 |
содержание сернистых соединений в массовой доле, % |
не более 3 |
количество примесей механических, мг/л, не более |
3000 |
размер механических примесей, мм, не более |
5 |
содержание сероводорода, объемное, % |
до 2 |
7.Исполнение приборов, устройств и электрооборудования |
взрывоза- |
технологического помещения |
щищенное |
8. Исполнение электрооборудования щитового помещения |
обыкновенное |
9.Средняя наработка на отказ установок должна быть, ч, не менее: |
|
по функции измерения количества жидкости (участвуют |
|
переключатель скважин многоходовой, регулятор расхода, счетчик |
1700 |
жидкости турбинный, блок управления и индикации, заслонка) |
|
по функции контроля подачи (участвуют счетчик жидкости |
2250 |
турбинный, блок управления и индикации) |
|
Устройство и принцип работы.
Принципиальная схема установок показана на рис.1.2. Работа установок происходит следующим образом.
Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель (1) ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12).
Консорциум « Н е д р а »
18
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 циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР 1-50 (5) с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.
За время продавки жидкость проходит через счетчик ТОР 1-50 и 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.
Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханика.
При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода счетчик ГП-1М (3) и 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 уставкой 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 »