Введение. Опыт эксплуатации месторождении показал, что в процессе добычи спутниками нефти являются газ и вода

Опыт эксплуатации месторождении показал, что в процессе добычи спутниками нефти являются газ и вода. Из скважин извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, газа, воды и примесей. В таком виде транспортировать продукцию нельзя. Во-первых, вода-это балласт, перекачка которого не приносит прибыли. Во-вторых, при совместном течении нефти и воды возникают потери давления для преодоления сил трения, чем при перекачке одной нефти. В-третьих, пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы мехпримесей-абразивный износ оборудования.

Целью данного курсового проекта является выбор рациональной схемы сбора нефти, воды и газа. Для решения данной задачи была рассмотрена существующая система сбора, и был произведен гидравлический расчет трубопроводов. Рассчитана сетчатый газовый сепаратор, который осуществляет подготовку попутного нефтяного газа для дальнейшего использования для промышленных нужд предприятия.

 

1 Состав и физико-химические свойства продукции скважин [3]

1.1Химический состав и свойства пластовых и дегазированных нефтей

 

Физико-химическая характеристика пластовых нефтей Биттемского месторождения на стадии составления технологической схемы разработки была изучена на образцах девяти глубинных проб пласта АС11 из четырех скважин (№№ 20п, 22р, 27п, 3203п) и на образцах 11 поверхностных проб из восьми скважин. Характеристика пластовых нефтей ачимовской толщи исследована на образце одной поверхностной пробы из скважины № 25п; глубинные пробы не отбирались. Пласт ЮС0 также глубинными пробами не охарактеризован, физико-химическая характеристика дегазированных нефтей изучена на образцах трех поверхностных проб из скважин №№ 27п, 50п и 181э.

Пласт АС11. По пробам, признанным качественными, газонасыщенность нефтей изменяется в пределах от 61 до 118,5 при однократном разгазировании и газовый фактор при дифференциальной дегазации - от 55,8 до 107,5 . Плотность дегазированной нефти изменяется от 842 до 854 кг/ , величина пересчетного коэффициента по вновь выполненным исследованиям составляет 0,795-0,861.

В условиях пласта нефть относительно легкая, средней вязкости, с давлением насыщения нефти газом значительно ниже пластового давления (таблица 1.1.1). На локальных купольных участках газосодержание достигает максимальных значений, в приконтурных зонах газосодержание закономерно снижается, плотность нефти возрастает за счет гравитационных, диффузионных и окислительных процессов.

В компонентных составах жидкой и газовой фаз (таблица 1.1.2) концентрация нормальных углеводородов заметно выше концентрации их изомеров. Концентрация неуглеводородных компонентов в газе (азот, двуокись углерода)

 

Таблица 1.1.1 - свойство пластовой нефти и воды Биттемского месторождения

Наименование параметра	Колич. исследованных скважин (проб)	АС11	Колич. исследованных скважин (проб)	Ач1
		диап-н	ср-е		диап-н	ср-е
		знач.	знач.		знач.	знач.
а) Нефть
Пластовое давление, МПа	9(22)	20,2 - 23,5		По аналогии с Быстринским, Лянторским, Федоровским, Камынским, Ай-Пимским месторождениями 19 (более30)	25-32
Пластовая температура,0С	9(22)	77 - 89			89-93
Давление насыщения, МПа	9(22)	7,2 - 14,1	11,1		7,5-10	8,7
Газосодержание (стандартная сепарация), м3/т	9(22)	61,1 - 118,5			30-50
Газовый фактор при дифференциальном	9(22)	55,8 - 107,5			29-46
разгазировании в рабочих условиях, м3/т
Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3	9(22)	743 - 794			810-835

 

 

невелика и в сумме не превышает 2,5% объемных. Сероводород в составе газа стандартными хроматографическими методами не обнаружен.

Дегазированные нефти (таблица 1.1.3) по технологической классификации характеризуются как легкие и сравнительно легкие (846-895 кг/ ), маловязкие и средней вязкости, смолистые, парафиновые, сернистые, с выходом фракций до 3500С около 50% объемных. Шифр технологической классификации - II Т2 П2. Вероятно, часть проб в процессе отбора, хранения и транспортировки подверглась интенсивному испарению, вследствие чего часть легких бензиновых фракций была потеряна до проведения анализа. На это указывают аномально высокие плотности нефти ряда поверхностных проб, несопоставимые с данными изучения глубинных проб, а также высокие (100-1500С) температуры начала кипения (скв. №23п, №24р). Это обстоятельство необходимо учитывать при обосновании товарно-эксплуатационных и потребительских кондиций углеводородного сырья.

Содержание микрокомпонентов в дегазированной нефти Биттемского месторождения определялось методами рентген-флюоресцентной спектрометрии на приборах Philips X-Unique II (технология UNIQUANT) и X-Ray SPECTRO - 200T на образцах двух проб из скважин №276 и №349 (пласт АС11, отбор 2004г.). Содержание ванадия составляет 16 г/т (по двум пробам), натрия - 90 г/т, меди - 5 г/т, хлоридов - от 12 до 200 г/т при среднем значении 106 г/т; содержание железа, никеля - менее 5 г/т. Несмотря на ограниченный объем исследований, полученные данные хорошо согласуются с результатами анализа дегазированных нефтей близлежащего Западно-Камынского месторождения, где определение микрокомпонентов проведено по 19 пробам. В таблице 1.1.3 для пласта АС11 средние значения содержания микрокомпонентов в нефтях приведено по пробам Биттемского месторождения (скв. №276, №349), диапазон изменения взят с учетом результатов исследования Западно-Камынского месторождения. Во всех исследованных пробах концентрация ценных компонентов ниже промышленного уровня.

Таблица 1.1.3 - физико-химическая характеристика проб дегазированной нефти Биттемского месторождения (по результатам анализа поверхностных проб)

Наименование параметров	АС11	Ач1
	Диапазон значений	Среднее значение	Диапазон значений	Среднее значение
Плотность при 20 0С, кг/м3	846 - 895		853-897	863,4
Вязкость, мПа.с
при 20 0С	5,21 - 56,0	13,99	8,3-69,3	21,35
при 50 0С	3,30 - 15,57	5,08	3,9-15,6	7,29
Молярная масса, г/моль	203 - 295		210-287
Температура застывания, 0С	(-31) - (+3)	-15	(-14)-0	-11
Массовое содержание, %
серы	0,63 - 1,37	0,84	0,42-1,31	1,01
смол силикагелевых	4,86 - 16,41	9,07	6,77-15,5	14,31
асфальтенов	0,49 - 3,46	1,37	0,94-2,46	2,14
парафинов	1,28 - 6,78	3,3	2,18-6,47	6,47
Температура плавления парафина, 0С	39 - 61		48-57
Содержание металлов, г/т
ванадия	6 - 29		5-7
никеля	менее 5	менее 5	6-12
железо	менее 5	менее 5	50-300
натрия	40 - 140		20-50
хлориды	12 - 200		7-50
медь	5 - 19		13-23
Температура начала кипения, 0С	43 - 153		53-114
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %
до 100 0С	0 - 7	3,4	0-4,5	4,3
до 150 0С	0 - 17	12,2	6-16,5	12,2
до 200 0С	7,4 - 27,0	22,1	14-25	19,5
до 250 0С	18 - 38	31,6	25-34,5	27,6
до 300 0С	26,9 - 64,0	42,9	36-52	36,3

 

Пласт Ач₁. Характеристика нефти ачимовской толщи изучена на образце одной поверхностной пробы из скважины № 25п. Для обоснования параметров газонасыщенной пластовой нефти использованы результаты комплексных исследований глубинных проб из скважин, вскрывших ачимовскую толщу на других месторождениях района (Быстринское, Лянторское, Федоровское, Камынское, Ай-Пимское - более 30 глубинных проб из 19 скважин). Месторождения имеют единую стратиграфическую общность и генетическое единство залежей, а также идентичность физико-химических характеристик дегазированных нефтей. В результате приняты следующие численные значения подсчетных параметров (таблицы 1.1.1 - 1.1.3):

- газовый фактор - 35 м³/т;

плотность дегазированной нефти - 870 кг/м³;

пересчетный коэффициент - 0,921.

Численные значения свойств газонасыщенной нефти с заданными параметрами в условиях пласта откорректированы с применением методов термодинамического моделирования.

По результатам анализа дегазированная нефть (скв. № 25п) характеризуется как сравнительно легкая, средней вязкости (21,35 мПа^.с), сернистая (1,01%), парафиновая, смолистая, с выходом фракций до 300⁰С около 36%. Технологический шифр (по ГОСТ 912-66) - IIТ₂П₂. Диапазон изменения физико-химических характеристик дегазированной нефти принят по аналогии с близлежащими месторождениями. Содержание микрокомпонентов в дегазированных нефтях ачимовской толщи по близлежащим месторождениям исследовано на образцах пяти проб из скважин №№ 538, 546 и 3821 Западно-Камынского месторождения. Фиксируемая концентрация ванадия составляет 5-7 г/т (в среднем 6 г/т), никеля - от 6 до 12 г/т (в среднем - 9 г/т). В качестве сопутствующих компонентов отмечено присутствие натрия (20-50 г/т), железа (50-300 г/т), меди (13-23 г/т).