- •1 Общая часть
- •1.1 Характеристика района работ
- •1.2 История освоения района
- •2 Геологическая часть
- •2.1 Геологическая характеристика месторождения
- •2.2 Продуктивные пласты
- •2.3 Характеристика водоносных комплексов
- •2.4 Свойства пластовых жидкостей и газов
- •3 Технологическая часть
- •3.1 Основные проектные решения по разработке Приобского месторождения
- •3.2 Выбор системы разработки
- •3.3 Подготовка скважины и монтаж оборудования
- •3.4 Пуск и эксплуатация установки
- •4 Техническая часть
- •4.1 Конструкция скважин
- •4.2 Назначение и конструкция эцн
- •Принцип действия эцн
- •Связь между основными параметрами электроцентробежного насоса определяются следующими формулами подобия:
- •Ступень насоса
- •Осевые опоры вала
- •Обратный клапан, сливной клапан
- •Назначение и типы ловильных головок эцн
- •Назначение и конструкция пэд
- •Газосепаратор
- •Устройство и принцип действия газосепаратора
- •5 Специальная часть
- •5.1 Выбор типоразмера и глубины спуска уэцн в скважину
- •6 Экономическая часть
- •6.1 Расчет экономической эффективности замены уэцн
- •6.2 Анализ чувствительности проекта
- •7 Экологичность и безопасность работы
- •7.2 Техника безопасности и противопожарные мероприятия при оборудовании и работе электроцентробежного насоса
2.3 Характеристика водоносных комплексов
Приобское месторождение является частью гидродинамической системы Западно - Сибирского артезианского бассейна. Его особенностью является наличие водоупорных глинистых отложений олигоцен-турона, толщина которых достигает 750м, разделяющих разрез мезо-кайнозоя на верхний и нижний гидрогеологические этажи.
Верхний этаж объединяет осадки турон-четвертичного возраста и характеризуется свободным водообменом. В гидродинамическом отношении этаж представляет собой водоносную толщу, грунтовые и межпластовые воды которой связаны между собой.
В состав верхнего гидрогеологического этажа входит три водоносных горизонта:
1- водоносный горизонт четвертичных отложений;
2- водоносный горизонт новомихайловских отложений;
3- водоносный горизонт атлымских отложений.
Сравнительный анализ водоносных горизонтов показал, что в качестве основного источника крупного централизованного хозяйствено-питьевого водоснабжения может быть принят атлымский водоносный горизонт. Однако вследствии значительного сокращения затрат на эксплуатацию может быть рекомендован новомихайловский горизонт (Ф8).
Нижний гидрогеологический этаж представлен отложениями сеноман-юрского возраста и обводненными породами верхней части доюрского фундамента. На больших глубинах в обстановке затрудненнго, а местами и практически застойного режима, формируются термальные высокоминерализованные воды, имеющие высокую газонасыщенность и повышенную концентрацию микроэлементов. Нижний этаж отличается надежной изоляцией водоносных горизонтов от поверхностных природно-климатических факторов. В его разрезе выделяется четыре водоносных комплекса. Все комплексы и водоупоры прослеживаются на значительном расстоянии, но в то же время на Приобском месторождении наблюдается глинизация второго комплекса.
Для заводнения нефтяных пластов в Среднем Приобье широко используются подземные воды апт-сеноманского комплекса, сложенного толщей слабосцементированных, рыхлых песков, песчаников, алевролитов и глин уватской, ханты-мансийской и викуловской свит, хорошо выдержанных по площади, довольно однородных в пределах участка. Воды отличаются малой коррозийной способностью из-за отсутствия в них сероводорода и кислорода.
2.4 Свойства пластовых жидкостей и газов
Пластовые нефти по продуктивным пластам АС10, АС11 и АС12 не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой. В пластовых условиях нефти средней газонасыщенности , давление насыщения в 1,5 -2 раза ниже пластового ( высокая степень пережатия).
Экспериментальные данные об изменчивости нефтей по разрезу эксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют о незначительной неоднородности нефти в пределах залежей.
В таблице 2.2. представлены данные компонентного состава нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефтей по пласту АС12.
Нефти пластов близки между собой, более лёгкая нефть в пласте АС11, молярная доля метана в ней 24,56 %, суммарное содержание углеводородов С2Н6 - С5Н12 - 19,85 %. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.
Таблица 2.2 - Компонентный состав
Наименование, мольное содержание,% |
Пласт АС12 |
||||
При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных усл. |
При дифференц. разгазировании пластовой нефти в рабочих усл. |
Пластовая нефть |
|||
выделив. газ |
нефть |
выделив. газ |
Нефть |
||
Двуокись углерода |
1,08 |
|
1,67 |
0,02 |
0,57 |
Азот + редкие, |
0,96 |
|
0,76 |
0 |
0,27 |
в т.ч. гелий |
0,009 |
|
|
|
|
Метан |
64,29 |
0,04 |
68,28 |
0,05 |
23,87 |
Этан |
8,25 |
0,06 |
11,11 |
0,48 |
4,10 |
Пропан |
13,67 |
1,07 |
11,81 |
3,24 |
6,18 |
Продолжение таблицы 2.2
Изобутан |
2,30 |
0,40 |
1,27 |
1,05 |
1,16 |
Норм. Бутан |
5,79 |
2,38 |
3,24 |
3,91 |
3,69 |
Изопентан |
1,29 |
1,42 |
0,56 |
1,80 |
1,25 |
Норм. Пентан |
1,42 |
2,88 |
0,70 |
2,93 |
2,19 |
Гексаны |
0,67 |
7,49 |
|
|
|
Гептаны |
0,26 |
6,68 |
0,60 |
86,52 |
56,72 |
Остаток (С8+ высшие ) |
0,02 |
77,58 |
|
|
|
Малекул.масса |
27,19 |
225 |
24,51 |
218 |
150,2 |
Количество лёгких углеводородов СН4 - С5Н12 , растворённых в разгазированных нефтях, составляет 8,2 - 9,2 %.
Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент жирности более 50), молярная доля метана в нём составляет 56,19 (пласт АС10) - 64,29 (пластАС12). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С2Н6 /С3Н8 равно 0,6, что характерно для газов нефтяных залежей. Суммарное содержание бутанов 8,1 - 9,6 %, пентанов 2,7 - 3,2 %, тяжелых углеводородов С6Н14 + высшие 0,95 - 1,28 %. Количество диоксида углерода и азота невелико, около 1 %.
Разгазированные нефти всех пластов сернистые, парафинистые, малосмолистые, средней плотности.
Нефть пласта АС10 средней вязкости , с содержанием фракций до 350 °С больше 55%, нефти пластов АС11 и АС12 вязкие, с содержанием фракций до 350 °С от 45 % до 54,9 %.
Технологический шифр нефтей пласта АС10 - II Т1П2, пластов АС11 и АС12 - II Т2П2.
Оценка параметров, обусловленных индивидуальными характеристиками нефтей и газов, выполнена в соответствии с наиболее вероятными условиями сбора, подготовки и транспорта нефти на месторождении.
Условия сепарации следующие:
1 ступень - давление 0,785 МПа, температура 10 °С;
2 ступень - давление 0,687 МПа, температура 30 °С;
3 ступень - давление 0,491 МПа, температура 40 °С;
4 ступень - давление 0,103 МПа, температура 40 °С.