отчет по практике 4 курс / 2 пункт
.docx2 СБОР И ПОДГОТОВКА СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ
2.1 Состав продукции скважин
Физико-химические свойства нефти определялись по глубинным и поверхностным пробам. Глубинные пробы нефти отбирались в работающих скважинах пробоотборниками ПД - 3М с манометрическим реле срабатываний клапанов. По каждой скважине отобрано 3 пробы нефти. Исследование отобранной нефти проводилось на установке АСМ - 300, согласно ОСТ – 39 – 112 - 80.
Нефти подвергались однократному, двухступенчатому и дифференциальному разгазированию.
Пластовая нефть недонасыщена газом (давление насыщения равно 11,75 МПа, ниже пластового давления равного 20 МПа). Характеризуется высоким газосодержанием (84,6 м3 / т по однократному разгазированию), малой плотностью (0,748 г / см3), малой вязкостью (5,3 мПа * с). Температура насыщения нефти парафином равняется 69 0С. Данные о пластовой нефти представлены в таблице 2.1.
Компонентный состав выделившегося из нефти газа, представленный в таблице 2.2, и дегазированной нефти, представленный в таблице 2.3, определялся хроматографическим методом.
Дегазированная при однократном разгазировании нефть, характеризуется средней плотностью (0,8508 г / см3), средней вязкостью (15,87 мПа * с). Нефть относится к классу малосернистых (0,6 %), смолистых (10,3 %), парафиновых (4,02 %). Выход фракций выкипающих от начала кипения до 200 0С - 26,8 %, до 300 0С - 46,5 %, и до 350 0С - 60,4 % объема.
Таблица 2.1 – Параметры и состав пластовой нефти (в пластовых условиях)
|
Наименование |
Значение |
||
|
Скважина 1 |
Скважина 12 |
Среднее значение |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Давление насыщения нефти газом, МПа |
12,7 |
10,8 |
11,75 |
|
Газосодержание, м3 / м3 |
100,3 |
83,9 |
92,1 |
|
Объемный коэффициент |
1,314 |
1,24 |
1,277 |
|
Вязкость, мПа * с |
1,1 |
1,18 |
1,140 |
|
Плотность, г / см3 |
0,734 |
0,763 |
0,748 |
|
Коэффициент сжимаемости*104, 1 / МПа |
14,3 |
10,0 |
12,15 |
|
Коэффициент термического расширения *104, 1 / МПа |
11,4 |
10,0 |
10,7 |
|
Температура насыщения нефти парафином, 0С |
69 |
- |
69 |
|
Содержание компонентов, % |
|
|
|
|
углекислый газ |
0,029 |
0,06 |
0,017 |
|
сероводород |
отс. |
отс. |
отс. |
|
азот + редкие |
0,751 |
0,531 |
0,641 |
|
метан |
2,973 |
2,537 |
2,755 |
|
этан |
1,558 |
1,334 |
1,446 |
|
пропан |
2,425 |
2,462 |
2,443 |
|
изобутан |
0,484 |
0,433 |
0,458 |
|
н-бутан |
1,599 |
1,344 |
1,466 |
|
изопентан |
0,813 |
0,541 |
0,677 |
|
н-пентан |
0,814 |
0,512 |
0,663 |
|
гексаны |
1,469 |
1,043 |
1,256 |
|
остаток (С7 + высшие) |
87,085 |
89,267 |
88,176 |
Таблица 2.2 – Состав и свойства газа
|
Наименование |
Скважина 1 |
Скважина 12 |
Среднее значение |
|||||||||
|
газ выделившийся при однократном регазировании |
газ выделившийся при двухступенчатом разгазировании |
газ выделившийся при однократном регазировании |
газ выделившийся при двухступенчатом разгазировании |
газ выделившийся при однократном регазировании |
газ выделившийся при двухступенчатом разгазировании |
|||||||
|
1 ступень Рнас 0,6 МПа |
2 ступень Рбар 0,6 МПа |
Среднее значение |
1 cтупень Рнас 0,6 МПа |
2 cтупень Pбар 0,9 МПа |
Среднее значение |
|||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
||
|
Плотность газа, кг / м3 |
1,284 |
0,924 |
1,424 |
1,013 |
1,208 |
0,090 |
1,422 |
1,071 |
1,246 |
1,042 |
||
|
Молекулярная масса газа |
30,31 |
22,05 |
33,64 |
24,11 |
28,58 |
21,42 |
33,57 |
25,45 |
29,45 |
24,78 |
||
|
Содержание компонентов, % |
|
|||||||||||
|
метан |
49,25 |
65,73 |
28,01 |
59,04 |
52,51 |
71,74 |
30,00 |
57,91 |
50,88 |
58,47 |
||
|
Продолжение таблицы 2.2 |
||||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
||
|
этан |
13,77 |
13,28 |
27,91 |
15,88 |
13,01 |
10,08 |
29,78 |
16,61 |
13,39 |
16,24 |
||
|
пропан |
14,62 |
5,94 |
32,85 |
10,71 |
16,36 |
6,28 |
27,50 |
13,31 |
15,49 |
12,01 |
||
|
изобутан |
2,17 |
0,49 |
2,32 |
0,81 |
1,89 |
0,47 |
2,38 |
1,10 |
2,03 |
0,95 |
||
|
н-бутан |
7,13 |
1,10 |
5,42 |
1,87 |
5,92 |
1,24 |
5,93 |
2,79 |
6,52 |
2,33 |
||
|
изопентан |
2,46 |
0,27 |
1,06 |
0,41 |
1,69 |
1,291 |
1,37 |
65,00 |
2,08 |
0,53 |
||
|
н-пентан |
2,13 |
0,14 |
0,66 |
0,23 |
1,22 |
0,207 |
1,04 |
0,48 |
1,68 |
0,36 |
||
|
гексаны |
1,18 |
- |
0,05 |
0,01 |
0,52 |
0,052 |
0,91 |
0,34 |
0,85 |
0,17 |
||
|
углекислый газ |
0,17 |
0,14 |
0,05 |
0,12 |
0,06 |
0,063 |
0,05 |
0,06 |
0,12 |
0,09 |
||
|
сероводород |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
||
|
гелий |
- |
- |
- |
- |
0,02 |
- |
- |
- |
0,16 |
- |
||
|
азот + редкие |
7,13 |
12,91 |
1,67 |
10,91 |
6,81 |
9,59 |
1,05 |
6,76 |
6,97 |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Таблица 2.3 – Физико-химические свойства дегазированной нефти
|
Показатели |
Значение |
0,9 |
0,91 |
|
|
скважина 1 |
скважина 12 |
среднее значение |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Вязкость при 200С, мПа * с при 50 0С, мПа * с |
20,96 6,309 |
10,776 4,249 |
15,868 5,279 |
|
Начало кипения, 0С |
77 |
58 |
67,5 |
|
Фракционный состав, % до 100 0С до 150 0С до 200 0С до 300 0С до 350 0С |
4,4 15,9 26,2 46,8 62,8 |
4,4 16,8 27,4 46,3 58,0 |
4,4 16,35 26,8 46,55 60,4 |
|
Компонентный состав, % Асфальтены Смолы селикагелевые Парафины Серы |
1,31 12,33 5,74 0,47 |
2,0366 8,2933 2,3048 0,7656 |
1,6733 10,3116 4,0224 0,6178 |
|
Температура застывания, 0С |
+ 2 |
+ 1 |
+ 1,5 |
|
Температура плавления парафина, 0C |
- |
60,8 |
60,8 |
|
Продолжение таблицы 2.3 |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Комопнентный состав, % массы сероводород азот + редкие углекислый газ метан этан пропан изобутан н-бутан изопентан н-пентан гексаны остаток (С7 + высшие) |
- - - - - - 1,011 0,046 0,165 0,266 1,22 97,292 |
- - - - - - - 0,012 0,081 0,176 0,978 98,754 |
- - - - - - 1,011 0,029 0,123 0,221 1,099 98,023 |
При опробовании скважины 101 из нижнепермских отложений была получена нефть. Нефть тяжелая, плотностью 0,907 г / см3, вязкостью при 20 0С выше 11,0 мПа * с, содержание смол 36 %, температура начала кипения 110 0С, до 150 0С выкипает 11 % фракций, до 200 0С - 17 % и до 250 0С - 24 %, 300 0С - 36 % объема.
Было отобрано две пробы пластовой воды. Пластовая вода подвергалась однократному разгазированию при температуре 20 0С.
Пластовая вода содержит незначительное количество растворенного газа (1,02 м3 / т). Растворенный газ содержит 94,4 % метана. Азот отсутствует. Вода характеризуется высокой минерализацией - 224 мг / л. Плотность воды 1,143 г / см3.
2.2. Характеристика системы сбора и подготовки продукции скважин на промысле
Texнoлoгичecкиe coopyжeния нa ЦПC пpeднaзнaчeны для пoдгoтoвки нeфти к дaльнeйшeмy тpaнcпopтy, гaзa и вoды к yтилизaции нa мecтopoждeнии.
Texнoлoгичecкиe coopyжeния пoдгoтoвки нeфти к тpaнcпopтy включaют:
• ycтaнoвкy ceпapaции нeфти;
• ycтaнoвкy cтaбилизaции нeфти и oтпapкy cepoвoдopoдa.
Pacчeтнaя мoщнocть coopyжeний пoдгoтoвки нeфти - 2,618 млн. тoнн в гoд.
Texнoлoгичecкиe coopyжeния пo yтилизaции гaзa включaют:
• кoмпpeccopнyю низкoгo дaвлeния;
• кoмпpeccopнyю cpeднeгo дaвлeния;
• кoмпpeccopнyю выcoкoгo дaвлeния;
• кoмпpeccopнyю зaкaчки гaзa в плacт;
• ycтaнoвкy cepooчиcтки тoпливнoгo гaзa.
• ycтaнoвкy ocyшки гaзa, в тoм чиcлe ycтaнoвкy ocyшки тoпливнoгo гaзa
Для oбecпeчeния фyнкциoниpoвaния ocнoвныx тexнoлoгичecкиx coopyжeний в cocтaвe ЦПC пpeдycмaтpивaютcя cлeдyющиe вcпoмoгaтeльныe oбъeкты, кoтopыe paccмaтpивaютcя в дaннoй чacти пpoeктa:
• yзeл пoдгoтoвки тoпливнoгo гaзa; фaкeльныe cиcтeмы низкoгo и выcoкoгo дaвлeния;
• cиcтeмa циpкyляции мacлa - тeплoнocитeля;
• дpeнaжнaя cиcтeмa;
• кoмпpeccopнaя вoздyxa для пpибopoв KиA;
• пpoизвoдcтвo aзoтa;
• peaгeнтнoe xoзяйcтвo.
Cыpьeм для ЦПC являeтcя пpoдyкция cквaжин Леккерского нeфтянoгo мecтopoждeния.
2.3 Замер продукции скважин
Средняя перфорированная толщина пласта по Леккеркскому месторождению составляет 7,3 м. Средний дебит нефти 61,4 т / сут при дебите жидкости 72,6 м3 / сут. Обводненность продукции скважин колеблется от 0,1 % до 8,5 % и составляет в среднем на одну добывающую скважину 1,5 %. Газосодержание пластовой нефти, определенное по результатам однократного / дифференциального разгазирований равны 107,1 / 96,5нм3 / т. Объемный коэффициент равен 1,257 и 1,230 соответственно.
Данные о продуктивных и технологических характеристиках фонда добывающих скважин представленны в таблице 2.4.
Таблица 2.4 – Продуктивная и технологическая характеристика фонда добывающих скважин Леккеркского
месторождения
|
Скважина |
Л и ф т |
Кпрод. м3 / сут / атм. |
Насос |
Тип СКН / Рпр , атм |
Перфорированная мощность, м. |
Фактический режим на конец месяца |
Намечаемый режим |
||||||||||||||||||||||||||
|
Уровень |
Давление, атм |
Насос ШГН/ЭЦН |
Теоретическая производительность м 3 /сут. |
Дебит |
Обводненность, % |
Дни работы |
Дебит |
Обводненность, % |
Добыча нефти за месяц,т |
||||||||||||||||||||||||
|
Глубина НКТ |
статический |
динамический |
Рзатр |
Рпл |
Рзаб |
Число качаний |
Длина хода, м |
Коэффициент подачи |
|
Нефти, т / сут |
Жидкости, м3 /сут |
|
|
Нефти, т / сут |
Жидкости, м3 / сут |
|
|
||||||||||||||||
|
При Н стат. |
При Н дин. |
на ВНК |
на ВНК |
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
19 |
20 |
21 |
22 |
23 |
24 |
||||||||||
|
1 |
2501 |
0,56 |
ЭЦН 50-2300 |
61 |
11,4 |
0 |
452 |
0 |
7 |
196 |
99 |
|
|
1,1 |
50 |
46 |
55 |
0,1 |
30 |
46 |
55 |
0,1 |
1437 |
||||||||||
|
12 |
2392 |
1,1 |
ЭЦН 80-2000 |
84 |
12,5 |
0 |
811 |
0 |
36 |
222 |
120 |
|
|
1,4 |
80 |
94 |
112 |
0,4 |
30 |
94 |
112 |
0,4 |
2926 |
||||||||||
|
13 |
2504 |
0,91 |
ЭЦН 35-2200 |
56 |
7 |
0 |
885 |
0 |
13 |
172 |
101 |
|
|
1,9 |
35 |
55 |
65 |
6,0 |
30 |
55 |
65 |
6,0 |
1710 |
||||||||||
|
104 |
2700 |
4,55 |
ЭЦН 80-2500 |
111 |
5,4 |
0 |
212 |
0 |
37 |
169 |
142 |
|
|
1,5 |
80 |
103 |
122 |
0,0 |
30 |
103 |
122 |
0,0 |
3201 |
||||||||||
|
201 |
2720 |
0,13 |
ЭЦН 30-2500 |
79 |
9,5 |
0 |
1792 |
0 |
12 |
145 |
90 |
|
|
0,2 |
30 |
6 |
7 |
0,0 |
30 |
21 |
25 |
0,0 |
659 |
||||||||||
|
205 |
2600 |
0,54 |
ЭЦН 30-2600 |
102 |
6,7 |
0 |
1144 |
0 |
16 |
188 |
122 |
|
|
1,2 |
30 |
31 |
36 |
0,5 |
30 |
31 |
36 |
0,5 |
951 |
||||||||||
|
207 |
2702 |
0,64 |
ЭЦН 30-2800 |
74 |
9,5 |
0 |
678 |
0 |
12 |
182 |
92 |
|
|
1,9 |
30 |
49 |
58 |
0,1 |
30 |
49 |
58 |
0,1 |
1517 |
||||||||||
|
211 |
2800 |
0,55 |
ФОНТАН |
|
6,7 |
|
|
0 |
|
|
129 |
|
|
|
|
86 |
101 |
0,0 |
30 |
86 |
101 |
0,0 |
2653 |
||||||||||
|
212 |
2592 |
0,6 |
ЭЦН 50-2500 |
72 |
6,8 |
0 |
495 |
0 |
12 |
183 |
96 |
|
|
1,0 |
50 |
42 |
50 |
8,5 |
30 |
42 |
50 |
8,5 |
1315 |
||||||||||
|
215 |
2803 |
1,77 |
ЭЦН 50-2700 |
124 |
4,9 |
0 |
160 |
0 |
34 |
189 |
141 |
|
|
1,7 |
50 |
72 |
85 |
0,5 |
30 |
72 |
85 |
0,5 |
2237 |
||||||||||
|
223 |
2150 |
1,23 |
ЭЦН 50-2000 |
80 |
8,2 |
0 |
345 |
0 |
32 |
196 |
131 |
|
|
1,6 |
50 |
68 |
80 |
1,1 |
30 |
68 |
80 |
1,1 |
2113 |
||||||||||
|
225 |
2500 |
3,44 |
ЭЦН 80-2500 |
128 |
10,5 |
0 |
692 |
0 |
45 |
191 |
162 |
|
|
1,7 |
60 |
85 |
100 |
0,9 |
30 |
85 |
100 |
0,9 |
2632 |
||||||||||