Схема работы сепаратора НГС на Восточно-Еловом месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

3

Размещено на http://www.allbest.ru/

1

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«Тюменский индустриальный университет»

Сургутский институт нефти и газа (филиал)

Кафедра «Нефтегазовое дело»

КУРСОВАЯ РАБОТА

на тему:

Схема работы сепаратора НГС на Восточно-Еловом месторождении

по дисциплине: сбор и подготовка скважинной продукции

Руководитель проекта

Сорокин П.М., к.т.н., доцент.

Студент

Абулкарамов И.Р. ЭДНбз 14-1

Сургут 2017



СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Географическое и административное положение месторождения, инфраструктура.

1.2Характеристика продуктивных пластов

1.3Физико-химические свойства нефти и газа

2. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Общие сведения о сепараторах

2.2 Сепараторы НГС

2.2.1 Назначение сепараторов НГС

2.2.2 Устройство и принцип работы

2.2.3 Технические характеристики сепараторов НГС, применяемых на месторождении

3. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Условие и решение задачи №1

3.2 Условие и решение задачи №2

3.3 Условие и решение задачи №3

3.4 Условие и решение задачи №4

3.5 Условие и решение задачи №5

ЗАКЛЮЧЕНИЕ



ВВЕДЕНИЕ

Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо замерять дебеты нефти, воды и газа. Кроме того, следует знать количество механических примесей в продукции скважины. Эти данные дают возможность контролировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений. Так, увеличение количества механических примесей в продукции скважины может возникнуть из-за разрушения призабойной зоны. Следовательно, необходимо или изменить режим работы, или закрепить призабойную зону.

Целью работы является анализ работы измерительной установки на Северо-Лобатьюганском месторождении.

Объектом исследования является замерная установка типа АСМА для измерения дебита жидкости.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1. изучить геологические характеристики Северо-Лобатьюганского месторождения;

2. изучить характеристику продуктивных пластов;

3. дать характеристику методам измерения расхода скважин с описанием достоинств и недостатков;

4. изучить установку АСМА, описать схему работы и технические характеристики;

5. решить задачи согласно варианту;

6. определить опасности при работе и степень загрязнения среды.

продуктивный пласт скважина нефтяное месторождение



1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Географическое и административное положение месторождения, инфраструктура

Административно-географическое положение. Восточно-Еловое месторождение расположено в пределах Восточно-Елового лицензионного участка (ЛУ). В административном отношении находится на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа - Югры. Центр Сургутского района - г.Сургут, расположен в 62.38 км к западу от месторождения.

Территории с особым правовым режимом природопользования. На территории Восточно-Елового месторождения имеются территории с особым правовым режимом природопользования (рисунок 1.1):

а) леса защитных зон (леса, расположенные в водоохранных зонах);

б) водоохранные зоны рек и озер;

в) земли запаса;

г) орехово-промысловые зоны;

д) родовое угодье коренных малочисленных народов Севера (№1У, выделенное Постановлениями Сургутского района №883 от 30.12.2005, №707 от 30.12.2004, №54 от 22.02.2002, №53 от 27.07.1993, №81 от 05.05.2004, №8 от 15.01.2004). На данном родовом угодье проживают и осуществляют хозяйственную деятельность 13 семей (48 человек) коренных малочисленных народов Севера (ханты).

Хозяйственная деятельность в водоохранных зонах рек и озер регламентируется Водным кодексом РФ №74-ФЗ от 03.06.2006, на землях запаса - Земельным кодексом РФ №36-ФЗ от 25.10.2001; в орехово-промысловых зонах и лесах защитных зон - Лесным кодексом РФ №200-ФЗ от 04.12.2006, на территориях родовых угодий - Законом ХМАО-Югры от 28.12.2006 №145-оз «О территориях традиционного природопользования коренных малочисленных народов Севера регионального значения в Ханты-Мансийском автономном округе - Югре».

Рисунок 1.1 - Границы территорий с особым правовым режимом, расположенных на Восточно-Еловом месторождении

Месторождение находится в зоне деятельности НГДУ «Сургутнефть», имеющего развитую производственную инфраструктуру: пункт сбора, подготовки и хранения нефти, дожимные насосные станции, систему напорных и межпромысловых нефтепроводов, газопроводов, сеть автомобильных дорог, систему электроснабжения, базы производственного обслуживания (рисунок 1.2).



Рисунок 1.2 - Обзорная схема района работ

По состоянию на 01.05.2017 на месторождении построено:

- 34 кустовых площадок;

- 9 площадок одиночных скважин;

- дожимная насосная станция с установкой предварительного сброса пластовой воды проектной производительностью 15 тыс.м³/сут.;

- кустовая насосная станция проектной производительностью 12.2 тыс.м³/сут;

- нефтепровод «ДНС Восточно-Елового месторождения - ДНС Восточно-Сургутского месторождения» диаметром 273 мм, протяженностью 18.15 км;

- система нефтесборных сетей протяженностью порядка 40 км;

- система высоконапорных водоводов протяженностью порядка 49 км;

- автодорога с капитальным покрытием с Восточно-Сургутского место-рождения до площадки ДНС Восточно - Елового месторождения;

- подъезды к кустовым площадкам: c капитальным типом покрытия - 17.9 км, c переходным типом покрытия - 2.8 км и без покрытия - 5.9 км;

- две подстанции ПС 35/6 кВ;

- объекты внешнего и внутреннего электроснабжения по системе 35 и 6 кВ;

- газопоршневая электростанция (ГПЭС) мощностью 6 МВт.

Подготовка нефти Восточно-Елового месторождения, как и прочих месторождений НГДУ «Сургутнефть», осуществляется на Западно-Сургутском месторождении.

Частично подготовленная нефть Восточно-Елового месторождения по нефтепроводу подается на Восточно-Сургутское месторождение и далее совместно с нефтью Восточно-Сургутского месторождения подается на Западно-Сургутский товарный парк.

Объекты магистрального транспорта нефти вблизи месторождения отсутствуют. Ближайшая нефтеперекачивающая станция системы «Транснефть» расположена на территории Западно-Сургутского месторождения.

Выделившийся на первой и последующих ступенях сепарации газ используется на собственные нужды нефтедобычи и выработку собственной электроэнергии на ГПЭС. По состоянию на 01.05.2017 использование растворенного (попутного) газа на месторождении составляет 95.6 %.

По состоянию на 01.05.2017 мощности по сбору и сепарации продукции скважин загружены на 53.8 %.

Поддержание пластового давления осуществляется посредством кустовой насосной станции. В системе ППД используется попутно-добываемая вода с УПСВ и вода сеноманских горизонтов. Подземные водозаборы на кустах к-601, к-617 находятся в бездействии.

По состоянию на 01.05.2017 мощности системы ППД загружены на 56.9 %.

В настоящее время головным источником электроснабжения Восточно-Елового месторождения является подстанция ПС 110/35 кВт Восточно-Сургутского месторождения. Электроснабжение потребителей Восточно-Елового месторождения осуществляется по двухцепной ВЛ на 35 кВт и 6 кВт

Система транспортного освоения обеспечивает надежную круглогодичную автотранспортную связь со всеми структурными подразделениями НГДУ «Сургутнефть» и ОАО «Сургутнефтегаз».

Ближайший населенный пункт, имеющий железнодорожное и авиационное сообщение - город Сургут, расположенный в 62.38 км западнее (по трассе автодороги до площадки ДНС-1) от Восточно-Елового месторождения.

1.2 Характеристика продуктивных пластов

Анализ текущего состояния разработки эксплуатационного пласта БС₁₂^1-3

Объект БС₁₂^1-3 введен в эксплуатацию в 1994 году. Начальные геологические запасы нефти по залежи составляют 7705 тыс.т. Выработка запасов нефти по объекту осложнена наличием контактных запасов с водой. К водонефтяной зоне залежи приурочен основной объем нефтенасыщенных пород - 55.7 %, доля чистонефтяной зоны - 44.3 %.

Эксплуатационное бурение на объекте БС₁₂^1-3 осуществлялось в два этапа: в период 1994-1997 годов и 2002-2007 годов. На первом этапе в юго-западной части залежи было пробурено 28 скважин по трехрядной системе разработки с расстоянием между скважинами 400 метров. На втором этапе разбуривались северная и центральная части залежи по следующим системам разработки - в северной части трехрядная с расстоянием между скважинами 400 метров, в центральной - однорядная, плотность сетки - 41.6 га/скв. Всего за период 2002-2007 годов было пробурено 24 скважины.

По результатам эксплуатационного разбуривания было принято решение по дальнейшему формированию сетки путем перевода скважин, выполнивших свое проектное назначение на нижележащем объекте ЮС₁¹.

Максимальный уровень добычи нефти в объеме 195.6 тыс.т был достигнут в 2008 году при темпе отбора нефти от НИЗ - 8.2 %.

По состоянию на 01.05.2017 отбор от начальных извлекаемых запасов нефти составляет 83.5 % при обводненности - 88.4 %, текущий КИН - 0.298 при числящемся на Государственном балансе - 0.311 (запасы категорий B+C₁).

По состоянию на 01.05.2017 на объекте БС₁₂^1-3 числится всего 133 скважины, в том числе: добывающих - 100 (из них действующих - 69, бездействующих - 2, в консервации - 4, пьезометрических - 25), нагнетательных - 33 (из них под закачкой - 30, бездействующих - 3).

Коэффициент использования фонда добывающих скважин - 0.972, коэффициент эксплуатации действующего фонда - 0.988, нагнетательных скважин - 0.957 и 0.987 соответственно.

В связи с высокой выработкой запасов нефти входная обводненность в 2016 году была в полтора раза выше, чем на начальном этапе применения данной технологии и составила 44.2 %.

Средний дебит нефти по всем скважинам с боковыми стволами за первые три года эксплуатации уменьшился с 23.8 т/сут до 10.5 т/сут. В этот же период интенсивно увеличивается обводненность продукции - с 30.3 % до 62.5 %.

Средний дебит по нефти по итогам 2016 года составил 7.8 т/сут при обводненности - 76.4 %.

В 2016 году скважины с боковыми стволами обеспечили 117.2 тыс.т нефти или 86.3 % от годовой добычи. В среднем из одной скважины с боковым стволом отобрано 16 тыс.т нефти при отработанном времени - 3.9 года.

На одну скважину, перебывавшую в эксплуатации, отобрано в среднем 11.8 тыс.т нефти. На одну наклонно-направленную скважину приходится 6.3 тыс.т нефти, на одну горизонтальную скважину - 24.2 тыс.т, на одну скважину с боковым стволом - 16 тыс.т. (таблица 3.3.1).

Таблица 3.3.1 - Показатели работы скважин, перебывавших в эксплуатации. Объект БС₁₂^1-3

Тип скважины	Показатели
Наклонно-направленная скважина/ в т.ч. из скважин с других объектов	добыча нефти из всех ННС, тыс.т	628/159.3
	перебывало в эксплуатации, скв.	99/48
	удельная добыча, тыс.т/скв.	6.3/3.4
Горизонтальная скважина	добыча нефти из всех ГС, тыс.т	48.4
	перебывало в эксплуатации, скв.	2
	удельная добыча, тыс.т/скв.	24.2
Скважина с БС/ в т.ч. из скважин других объектов	добыча нефти из всех скважин с БС, тыс.т	846.1/437
	перебывало в эксплуатации, скв	53/28
	удельная добыча, тыс.т/скв.	16/15.6
Итого на одну скважину, перебывавшую в эксплуатации	добыча нефти, тыс.т	1522.5
	перебывало в эксплуатации, скв.	129
	удельная добыча, тыс.т/скв.	11.8

По состоянию на 01.05.2017 промыслово-геофизические исследования по контролю за выработкой запасов нефти объекта БС₁₂^1-3 проведены в 31 добывающей и 24 нагнетательных скважинах действующего эксплуатационного фонда.

Перфорацией вскрыто 84 % эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. Неполное вторичное вскрытие обусловлено отсутствием надежных непроницаемых разделов на уровне ВНК.

Коэффициент работающей толщины изменяется от 0.5 до 1.6 и в среднем равен 1.04. В работе не принимают участие отдельные слабопроницаемые интервалы пласта. В тоже время в ряде скважин в работе принимает участие неперфорированная нефтенасыщенная и водонасыщенная часть пласта.

Источник обводнения продукции скважин - прохождение фронта закачиваемой воды и пластовая вода, поступающая в интервал перфорации из нижней водонасыщенной части пласта. По результатам проведенных исследований заводнено 35 % эффективной нефтенасыщенной толщины пласта.

Исследования по определению текущей нефтенасыщенности объекта БС₁₂^1-3 методом углеродно-кислородного каротажа проведены в двух наблюдательных скважинах и восьми скважинах опорной сети.

По результатам проведенных исследований пласт БС₁₂^1-3 вырабатывается и заводняется достаточно равномерно по всей эффективной нефтенасыщенной толщине. Средневзвешенный коэффициент текущей нефтенасыщенности по исследованным скважинам изменяется в диапазоне от 0.36 до 0.50, при среднем значении 0.42.

Коэффициент замещения нефти водой изменяется в диапазоне от 0.197 до 0.413, при среднем - 0.272.

По результатам исследований по определению текущей нефтенасыщенности пласта БС₁₂^1-3 ряд высокообводненных скважин объекта ЮС₁¹ переведены на пласт БС₁₂^1-3.

Начальная обводненность продукции переведенных скважин №115, 170, 204 не превышала 35 %, по трем скважинам (№213, 493, 535) получен приток нефти с содержанием воды менее 15 %.

Закачиваемую воду пласт принимает по всей эффективной нефтенасыщенной толщине. Коэффициент работающей толщины равен 1.07. В поглощении нагнетаемой воды участвует 94 % эффективной нефтенасыщенной толщины.

По результатам исследований добывающих и нагнетательных скважин построена карта текущих нефтенасыщенных толщин (рисунок 3.3.1). Максимальная текущая нефтенасыщенная толщина пласта - 5.9 м, средняя - 2.35 м.

Максимальные текущие нефтенасыщенные толщины отмечаются в западной и северной части пласта. Остаточные запасы нефти сосредоточены в кровельной части пласта. Зоны с наибольшей плотностью запасов нефти перспективны для зарезки боковых стволов.

Рис. 3.3.1 - Карта текущих нефтенасыщенных толщин. Пласт БС₁₂^1-3. Масштаб 1:45000

Анализ текущего состояния разработки эксплуатационного объекта ЮС₁¹

Объект ЮС₁¹ введен в эксплуатацию в 1992 году. Эксплуатация объекта началась с западной части залежи, восточная часть введена в эксплуатацию в 1996 году. Эксплуатационное бурение на объекте осуществлялось в период 1992-2007 годов.

Максимальный уровень добычи нефти по объекту ЮС₁¹ в объеме 324.5 тыс.т был достигнут в 2002 году при темпе отбора нефти от НИЗ - 5.8 % и среднегодовой обводненности - 52.0 %.

По состоянию на 01.05.2017 c начала разработки по объекту ЮС₁¹ добыто 2705.3 тыс.т нефти. Накопленная добыча жидкости составляет 8543 тыс.т, с целью компенсации отборов жидкости в пласт закачано 10277.3 тыс.м³ воды.

По состоянию на 01.05.2017 отбор от начальных извлекаемых запасов нефти составляет 48.2 % при обводненности - 83.5 %, текущий КИН - 0.096 при числящемся на Государственном балансе - 0.200 (запасы категорий B+C₁).

В 2016 году фактический уровень добычи нефти - 78.8 тыс.т ниже проектного (102.5 тыс.т), жидкости отобрано 476.6 тыс.т при проектном значении - 750.8 тыс.т. Отклонения по добыче нефти и жидкости связаны с меньшим фондом добывающих скважин на конец года - 69, при проектном значении - 123, что в свою очередь связано с более интенсивным выбытием добывающих скважин в период 2009 - 2010 годов (проект - 21, факт - 65).

Скважины эксплуатировались с дебитом по нефти - 3.4 т/сут (проект - 2.6 т/сут), по жидкости - 20.5 т/сут (проект - 18.9 т/сут). Фактическая обводненность продукции скважин - 83.5 % при проектном значении - 86.4 %.

Для поддержания пластового давления в пласт закачано 516.1 тыс.м³ воды (проект - 862.6 тыс.м³).

По состоянию на 01.05.2017, по объекту ЮС₁¹ числится всего 222 скважины, в том числе: добывающих - 153 (из них действующих - 63, бездействующих - 6, в консервации - 4, пьезометрических - 76, ликвидированных - 4), нагнетательных - 68 (из них под закачкой - 51, бездействующих - 4, в консервации - 2, пьезометрических - 8, в ожидании ликвидации - 1, ликвидированных - 2), наблюдательных - 1.

В эксплуатационном добывающем фонде числится 69 скважин, в том числе: действующих - 63, бездействующих - 6. В нагнетательном фонде - 55 скважин, в том числе: действующих - 51, бездействующих - 4.

Коэффициент использования фонда добывающих скважин - 0.899, коэффициент эксплуатации действующего фонда - 0.991, нагнетательных скважин - 0.738 и 0.985 соответственно.

В 2016 году в эксплуатации на нефть перебывало 73 добывающих скважины. Основной объем добытой нефти (43.9 тыс.т или 56 %) обеспечен скважинами, работающими в интервале обводненности 50-90 %, средний дебит по группе скважин составил 3 т/сут. Скважины с обводненностью до 20 % обеспечили добычу 0.4 тыс.т нефти, средний дебит нефти по данным скважинам составил 1.1 т/сут. С обводненностью в интервале 20-50 % эксплуатировались 9 скважин с дебитом по нефти - 8.3 т/сут, в интервале 90-95 % - 10 скважин с дебитом по нефти - 1.4 т/сут. С обводненностью более 95 % работали 11 скважин (15 %), из которых отобрано 5.4 тыс.т нефти (7 % от годовой добычи по объекту).

За период 2001-2011 годов проведена зарезка 49 боковых стволов в 40 скважинах, из которых добыто 693.6 тыс.т нефти (25.6 % от общей добычи по объекту). Длины горизонтальных участков по скважинам изменяются от 21 м до 541.4 м.

Среднее значение дебита жидкости в течение первых девяти лет эксплуатации находилось на одном уровне в диапазоне от 33.2 т/сут до 46.1 т/сут.

В первые четыре года эксплуатации скважин с боковыми стволами интенсивно увеличивается обводненность продукции. Средняя обводненность по итогам четвертого года эксплуатации составила 86.1 % (за первый год составляла 42.4 %). После достижения этого уровня темп увеличения обводненности снижается и составляет 1-4 % в год.

За период 1998-2017 годов пробурено 34 горизонтальных скважин, из которых добыто 889.9 тыс.т. нефти. Длины горизонтальных участков по горизонтальным скважинам изменяются от 89 до 357 м.

За период 1998-2017 годов дебиты нефти горизонтальных скважин (ГС) были выше дебитов окружающих наклонно-направленных скважин (ННС). Дебит нефти ГС изменялся в интервале от 3.7 до 16.6 т/сут, дебит окружающих ННС изменялся в диапазоне 1.3 - 8.5 т/сут. Дебит жидкости ГС изменялся в интервале от 19.7 до 42.9 т/сут, дебит окружающих ННС изменялся в диапазоне 7.7 - 14.2 т/сут.

За период 1998-2005 годов обводненность горизонтальных скважин увеличивалась более интенсивно, чем наклонно-наклонно-направленных. В последующие шесть лет динамика обводненности по ГС и ННС выровнялась и отличалась незначительно.

На одну скважину, перебывавшую в эксплуатации, отобрано в среднем 9.0 тыс.т нефти. На одну наклонно-направленную скважину приходится 6.0 тыс.т нефти, на одну горизонтальную скважину - 20.7 тыс.т, на одну скважину с боковым стволом - 17.3 тыс.т. (таблица 3.3.2).

Таблица 3.3.2 - Показатели работы скважин, перебывавших в эксплуатации. Объект ЮС₁¹

Тип скважины	Показатели
Наклонно-направленная скважина	добыча нефти из всех ННС, тыс.т	1721.8
	перебывало в эксплуатации, скв.	275
	удельная добыча, тыс.т/скв.	6.0
Горизонтальная скважина	добыча нефти из всех ГС, тыс.т	289.9
	перебывало в эксплуатации, скв.	14
	удельная добыча, тыс.т/скв.	20.7
Скважина с БС/ в т.ч. из скважин других объектов	добыча нефти из всех скважин с БС, тыс.т	693.6
	перебывало в эксплуатации, скв.	40/0
	удельная добыча, тыс.т/скв.	17.3
Итого на одну скважину, перебывавшую в эксплуатации	добыча нефти, тыс.т	2705.3
	перебывало в эксплуатации, скв.	300
	удельная добыча, тыс.т/скв.	9.0

На неразбуренной части залежи по объекту ЮС₁¹ числится - 1870 тыс.т нефти. Для достижения числящегося на Государственном балансе значения КИН по неразбуренной части необходима дальнейшая реализация проектных решений по бурению скважин.

Энергетическое состояние объекта разработки удовлетворительное. По состоянию на 01.11.2011 текущее пластовое давление по пласту ЮС₁¹ составляет 27 МПа при начальном - 28 МПа.

На месторождении проводятся мероприятия для повышения эффективности разработки и оптимизации процесса заводнения. В апреле 2017 года переведена под закачку с проведением ГРП скважина №181. В окружающих скважинах №160БС и 161 были проведены промывка забоя и ГРП соответственно. В результате данных мероприятий дебит нефти в целом по описываемому участку в районе скважины №181 увеличился с 2.8 т/сут до 7.9 т/сут, дебит жидкости - с 5 т/сут до 17.4 т/.

По состоянию на 01.01.2012 промыслово-геофизические исследования по контролю за выработкой запасов нефти пласта ЮС₁¹ проведены в 44 добывающих и 49 нагнетательных скважинах действующего эксплуатационного фонда.

Перфорацией вскрыто 75 % эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. Неполное вторичное вскрытие пласта связано с отсутствием надежных непроницаемых разделов на уровне ВНК.

Коэффициент работающей толщины изменяется от 0.49 до 2.0 и в среднем равен 1.06. В 36 % добывающих скважин в работе участвуют контактные неперфорированные слабонефтенасыщенные и водонасыщенные интервалы подошвы пласта.

Коэффициент замещения нефти водой изменяется в диапазоне 0.32 - 1.0 при среднем значении 0.80.

Пласт ЮС₁¹ характеризуется низкими значениями нефтенасыщенности (среднее значение К_нн=0.47 д.ед.), практически все добывающие скважины не имеют безводного периода работы. Входная обводненность продукции скважин составляет 20-95%.

По результатам исследований установлены причины обводнения продукции скважин:

- прохождение фронта нагнетаемой воды;

- пластовая вода:

- подтягивание пластовой воды из нижней контактной водонасыщенной части пласта при отсутствии непроницаемого раздела от ВНК;

- пониженная нефтенасыщенность пласта;

- стягивание контура нефтеносности;

- перфорация водонасыщенных интервалов.

В последние годы обводнение усилилось из-за влияния нагнетаемой воды (отмечается в 29 добывающих скважинах).

По результатам проведенных исследований в скважине №1К за пять лет коэффициент нефтенасыщенности практически не изменяется. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 2.6 м. Коэффициент текущей нефтенасыщенности - 0.42 д.ед.

В скважине №2К изменения нефтенасыщенности в кровельной части пласта через два года после бурения не отмечается, в подошвенных интервалах наблюдается уменьшение нефтенасыщенности. В настоящий момент в кровельной части пласта коэффициент нефтенасыщенности снизился до 0.40 - 0.50 д.ед., в подошве - до уровня остаточной нефтенасыщенности. Средневзвешенный коэффициент вытеснения равен 0.275.

В нагнетательных скважинах перфорацией вскрыто 84 % эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. Неполное вторичное вскрытие, как и в добывающих скважинах, связано с отсутствием непроницаемых разделов на уровне ВНК. Коэффициент работающей толщины - 1.05. Закачиваемую воду принимает 88 % эффективной нефтенасыщенной части пласта.

По результатам исследований нагнетательных скважин установлено, что часть закачиваемой воды уходит в нижнюю водонасыщенную часть пласта при отсутствии надежных непроницаемых разделов, что способствует подъему уровня ВНК.

По результатам промыслово-геофизических исследований установлен переток закачиваемой воды вниз.

Пласт заводняется как закачиваемой, так и пластовой водой. В нагнетательной скважине №502 перфорированы водонасыщенные интервалы пласта.

По результатам исследований добывающих и нагнетательных скважин построена карта текущих нефтенасыщенных толщин (Графическое приложение П.7). Максимальная текущая нефтенасыщенная толщина пласта - 5.7 м, средняя - 2.9 м.

Остаточные запасы нефти сосредоточены в кровельной части пласта. Зоны с наибольшей плотностью запасов нефти перспективны для бурения боковых стволов.

1.3 Физико-химические свойства нефти и газа

Физико-химическая характеристика газонасыщенной пластовой нефти Восточно-Елового месторождения по состоянию на 01.05.2017 изучена на образцах 227 глубинных и рекомбинированных проб нефти из 117 скважин, вскрывших пласты БС₁₂^1-3 и ЮС₁¹. Свойства и состав дегазированной нефти исследованы на образцах 128 поверхностных проб из 126 скважин. Исследования выполнены специализированными службами института «СургутНИПИнефть» (включая Тюменское отделение).

Изучение физических свойств пластовой нефти на образцах газонасыщенных проб проводилось двумя методами:

- методом однократного (стандартного) разгазирования;

- методом дифференциального (ступенчатого) разгазирования.

В процессе выполнения стандартного разгазирования и сопутствующих операций определялись основные параметры газонасыщенной нефти в условиях пласта: давление насыщения нефти газом, плотность и вязкость однофазной жидкости при давлении и температуре пласта, сжимаемость, полное газосодержание. Результаты однократного разгазирования используются, в основном, для сопоставительной характеристики нефти и её общего описания.

Дифференциальное (ступенчатое) разгазирование учитывает особенности реального или проектируемого промыслового процесса сбора, подготовки и транспорта продукции скважин. В этом случае давление снижается постепенно (ступенчато) при одновременном отводе образующейся газовой фазы. Как правило, давление на первой ступени соответствует давлению на дожимной насосной станции (ДНС), а термобарические условия концевой ступени сепарации учитывают необходимость термохимической подготовки нефти до товарных кондиций.

Для обоснования подсчетных параметров (объемного коэффициента, плотности дегазированной нефти, газосодержания нефти) нормативными документами, регламентирующими подсчет запасов и проектирование процесса разработки, предусматривается использование результатов дифференциального (ступенчатого) разгазирования глубинных проб по схеме, условно моделирующей промысловую систему сбора и подготовки продукции скважин.

Физико-химическая характеристика пластовой газонасыщенной нефти пласта БС₁₂^1-3 исследована на образцах 57 глубинных и рекомбинированных проб из восьми скважин и на образцах 43 поверхностных проб из 42 скважин. В условиях пласта нефть недонасыщена газом, давление насыщения значительно ниже пластового и колеблется от 10.6 МПа до 11.8 МПа. Газосодержание при дифференциальном разгазировании составляет в среднем 55 м³/т при плотности дегазированной нефти 870 кг/м³, пересчетный коэффициент - 0.884.

По результатам анализа поверхностных проб дегазированная нефть средней плотности и тяжелая (869 - 885 кг/м³), относительно вязкая (от 13 до 41 мПа^.с), сернистая и высокосернистая (1.79 - 2.20% масс.), парафинистая (в среднем 2.42% масс.), смолистая (до 13% масс.), с выходом фракций до 300⁰С около 35% объемных.

Физико-химическая характеристика газонасыщенной пластовой нефти пласта ЮС₁¹ изучена на образцах 40 глубинных и рекомбинированных проб из 27 скважин, состав и свойства дегазированных нефтей изучены на образцах 35 поверхностных (устьевых) проб из 34 скважин. Как следует из материалов экспериментальных исследований, в условиях пласта нефти легкие, маловязкие, с давлением насыщения значительно ниже пластового давления. Газосодержание при однократном (стандартном) разгазировании колеблется в пределах от 54 м³/т до 92 м³/т. При дифференциальном (ступенчатом) разгазировании величина газосодержания закономерно снижается за счет перераспределения компонентов и сохранения в жидкой фазе пропан-пентановых фракций. По этой же причине происходит и некоторое снижение плотности дегазированной товарной нефти.

Средняя величина газосодержания нефти по результатам дифференциального (ступенчатого) разгазирования составляет 71 м³/т при плотности товарной нефти 850 кг/м³ и пересчетном коэффициенте 0.848.

Нефтяной газ относительно жирный, с концентрацией углеводородов группы С_{3+высшие} около 16% объемных. В компонентных составах жидкой и газовой фаз концентрация нормальных углеводородов заметно выше концентрации их изомеров, что характерно для чисто нефтяных залежей, не затронутых процессами биодеградации или слабо биодеградированных.

По результатам анализа поверхностных проб дегазированная нефть легкая и средней плотности (837 - 877 кг/м³), преимущественно маловязкая (от 4 до 17 мПа^.с), сернистая (1.22 - 1.77% масс.), парафинистая (0.6 - 3.6% масс.), малосмолистая (3.5 - 7.0% масс.), с выходом фракций до 300⁰С около 45% объемных.

Внутренняя согласованность всех параметров, характеризующих свойства пластовой нефти, проверена и откорректирована по выражению, непосредственно вытекающему из материального баланса нефтегазовой системы в условиях пласта и на поверхности:

,

где: b - объемный коэффициент при рассматриваемом процессе дегазации пластовой нефти, доли единицы;

_н - плотность дегазированной нефти в стандартных условиях, кг/м³;

G - удельное количество выделившегося газа (газосодержание в однократном процессе или газовый фактор при дифференциальном разгазировании), м³/т;

_г - плотность выделившегося газа в стандартных условиях, кг/м³;

_пл.н.- плотность газонасыщенной нефти в условиях пласта, кг/м³.

Интерпретация параметров пластовых флюидов в форме, удобной при проведении расчетов с применением гидродинамической модели фильтрации в пористой среде, представлена в таблице 2.4.8. Численные значения характеристик ориентированы на использованные при оценке запасов подсчетные параметры пластовой нефти и растворенного газа.

Сведения о компонентном составе нефтяного газа, пластовой и дегазированной нефти и краткая характеристика промышленно важных компонентов.

Результаты изучения геологического строения, параметров залежей фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, слагающих их, а также состава и свойств углеводородов сведены в таблице 2.5.1. Для проектирования разработки были приняты параметры, определенные по ГИС.

Таб. 2.5.1 - Геолого-физическая характеристика пластов. Восточно-Еловое месторождение

Параметры	Пласты
	БС121-3	ЮС11	ЮС2
Средняя глубина залегания, м	2500	2900	3000
Тип залежи	пластовая сводовая частично экранир-ванная	пластовая сводовая с дизъюнктив-ными нарушениями	литолого-стратиграфи-ческая
Тип коллектора	поровый
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2	28178	103977	41826
Средняя общая толщина, м	15,2	11,0	17,0
Средняя газонасыщенная толщина, м	-	-	-
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	3,0	5,0	4,8
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м	3,7	2,8	-
Коэффициент пористости, доли ед.	0,21	0,18	0,18
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед.	0,59	0,48	0,60
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед.	0,56	0,46	-
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.	0,57	0,47	0,60
Проницаемость, 10-3мкм2	46	36	11
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,38	0,62	0,29
Расчлененность, ед.	4,3	3,6	4,5
Начальная пластовая температура, °С	76	85	89
Начальное пластовое давление, МПа	24,7	28	29
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	3,06	1,40	1,78
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,805	0,770	0,788
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,870	0,850	0,860
Абсолютная отметка ГНК, м	-	-	-
Абсолютная отметка ВНК, м	-2415-2421.6	-2798.5-2816.2	-
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,131	1,179	1,150
Содержание серы в нефти, %	2,00	1,44	1,25
Содержание парафина в нефти, %	2,42	1,64	3,13
Давление насыщения нефти газом, МПа	11,1	11,8	10,0
Газовый фактор, м3/т	55	71	56
Содержание сероводорода, %	-	-	-
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с	0,41	0,36	0,36
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	0,997	0,989	0,989
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1,013	1,012	1,012
Сжимаемость, 1/МПа*10-4
нефти	11,1	13,1	11,5
воды	4,6	4,7	4,7
породы	3,6	5,5	3,6
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,400	0,415	0,485
Коэффициент продуктивности, м3/сут*МПа	1,55	1,44	0,19

Запасы углеводородов Восточно-Елового месторождения были утверждены Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) МПР России для пласта ЮС₁¹ (протокол от 23.09.1994 №271) и для пласта БС₁₂ (именуемого в отчете как пласт БС₁₂^1-3), подсчитанные «СибНИИНП» совместно с запасами Родникового месторождения в части запасов залежи 4 (район скважины №95Р) (протокол от 02.02.1995 №295).

По состоянию на 01.05.2017 на Государственном балансе по Восточно-Еловому месторождению с учетом оперативных изменений в 2017 году числятся запасы нефти и растворенного газа по пластам БС₁₂^1-3, ЮС₁¹ и ЮС₂ в количестве:

- начальные геологические запасы нефти:	37934 тыс.т (категории В+С1),
	16798 тыс.т (категория С2);
- начальные извлекаемые запасы нефти:	8225 тыс.т (категории В+С1),
	1680 тыс.т (категория С2);
- начальные извлекаемые запасы растворенного газа:	541 млн.м3 (категории В+С1),
	99 млн.м3 (категория С2).
Коэффициенты извлечения нефти:	0.217 (категории В+С1),
	0.100 (категория С2).



3. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Условие и решение задачи №1

В начале сборного коллектора (рисунок 3.1) длинной L и диаметром D₁ подается нефть в количестве G₁ вязкостью и плотностью . К коллектору в разных точках подсоединены три трубопровода с подачей q₁, q₂, q₃.

Диаметр коллектора в местах подсоединения коллектора изменяется. Протяженности отдельных участков сборного коллектора L₂, L₃, L₄.

Определить диаметры D₂; D₃; D₄ и общие потери в коллекторе при условии, что Р_н = 5,5 МПа и Р_к = 0,55 МПа.

Рисунок 3.1 - Схема сборного коллектора

Таблица 3.1 - Данные для решения задачи №1

Вариант	L1, км	D1, м	G1, т/ч	*10-4, м2/с	, кг/м3	q1 т/ч	q2 т/ч	q3 т/ч	L2 км	L3 км	L4 км
5	2,0	0,25	60	2,2	860	60	70	80	1	1,5	2

Таблица 3.2 - Сортимент наиболее употребляемых бесшовных горячекатаных труб, ГОСТ 8732-78

Наружный диаметр мм	Теоретическая масса 1-м трубы (кг) при толщине стенки, мм
	3	4	5	6	7	8	9	10	11
57	4,00	5,23	6,41	7,55	8,63	9,67	10,65	11,59	12,48
60	4,22	5,52	6,78	7,99	9,15	10,26	11,32	12,33	13,29
70	4,96	6,51	8,01	9,47	10,88	12,23	13,54	14,8	16,01
76	5,40	7,10	8,75	10,36	11,91	13,42	14,87	16,28	17,63
89	-	8,38	10,36	12,28	14,16	15,98	17,76	19,48	21,16
108	-	10,26	12,70	15,09	17,44	19,73	21,97	24,17	26,31
133	-	12,73	15,78	18,79	21,75	24,66	27,52	30,33	33,10
159	-	-	18,99	22,64	26,24	29,79	33,29	36,75	40,15
168	-	-	20,10	23,97	27,79	31,57	35,29	38,97	42,59
219	-	-	-	31,52	36,60	41,63	46,61	51,54	56,43
273	-	-	-	-	45,92	52,28	58,60	64,86	71,07
325	-	-	-	-	-	62,54	70,14	77,68	85,18
377	-	-	-	-	-	-	81,68	90,51	99,29
426	-	-	-	-	-	-	92,55	102,6	112,6

Решение:

Формула для определения скорости потока жидкости:

,

где Q - массовый расход

Для решения нам необходимо знать площадь (F), находим по формуле:

Находим скорость потока жидкости:

Находим число Рейнольдса и определяем характер потока:

Режим потока жидкости ламинарный, определяем гидравлические потери из формулы:



находим объемный дебит:

Принимаем б = 11,537, находим коэффициент шероховатости:

Определяем потери напора на трение по длине т/пр.:

Определяем давление с учетом потерь на трение на первом участке тр.пр:

Принимаем значение скорости , находим диаметр трубопровода, зная площадь на первом участке по формуле:

Выбираем ближайший вариант диаметр трубопровода из таблицы №2, ближайший выбираем D_нар= 168 мм, Отсюда



где внутренний диаметр трубопровода, мм.

Дальнейшие расчеты ведем аналогичным образом, результаты занесены в таблицу 3.3

Таблица 3.3 - Результаты расчетов

			Re	, м	i
2участ.тр.
3участ.тр.
4участ.тр.

3.2 Условие и решение задачи №2

Определить массовый и объемный расходы для газопровода. Исходные данные приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Параметры для решения задачи №2

Вариант	L, км	Dнар, мм	hст, мм	Рнач, МПа	Ркон, МПа	г в р.у., кг/м3	, 10-6 Па с	Тгрунта, оС
5	100	900	10	5	1,1	0,8	12	5

3.3 Условие и решение задачи №3

На сепарационную установку (СУ) поступает нефть в количестве G_ж, с газовым фактором Г=100 м³/ м³, (объем газа приведен к нормальным условиям). Сепарация производится при давлении 0,6 МПа и температуре 293 К. Плотность нефти и газа соответственно равны _н и _г.

Подобрать потребное для СУ количество сепараторов типа НГС, (Приложение Е), принимая в количестве критериев выбора минимум металлоемкости в СУ.

Сделать проверку для выбранного сепаратора, расчет пропускной способности по жидкости и газу. В расчетах принять диаметр пузырька газа в жидкости и частицы жидкости в газе d = 1·10^-4 м, вязкость нефти и газа принимаем как .

Таблица 3.5 - Параметры для решения задачи №3

Вариант	Р, МПа	T, оК	D, м	н, кг/м3	о, кг/м3	dн, мкм	Z	Qн, т/сут.
5	2,4	305	1,2	880	1,25	32	0,99	220

Решение:

По формуле №11 находим скорость осаждения капель жидкости:

где - скорость осаждения частицы, м/с;

d_Н - расчётный диаметр частицы (капельки нефти), м;

с_Н; с_Г - соответственно плотность нефти и газа в условиях сепаратора, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²,g = 9,81;

м_Г - динамическая вязкость газа в условиях сепаратора, Па·с.

Определяем скорость подъема газа:

Определяем суточную производительность установки по газу:

где Р и Ро - соответственно давление в сепараторе и атмосферное давление, Ро = 1,0·10⁵ Па;

Т - абсолютная температура в сепараторе (Т = 273 + t), К;

То - абсолютная нормальная температура (То = 273), К;

Z -коэффициент сжимаемости, учитывающий отклонение реальных газов от идеального;

D - внутренний диаметр сепаратора, м.

Определяем суточную производительность сепаратора по жидкости:

Определяем количество сепараторов необходимых для перекачки 30000 м³/сут по формуле №14:

Ответ: для перекачки 30000 м³/сут необходимо 51 сепаратор модели НГС 6-3000.

3.4 Условие и решение задачи №4

Определить скорость осаждения капелек жидкости в отстойнике, для предварительного сброса воды с относительной высоты водяной подушки = 0,46, если максимальная нагрузка на отстойник по жидкости не превысит G, а обводненность эмульсии равна B. Вязкости нефти и воды соответственно равны _н и _г.

Плотности нефти и воды обозначены _н и _в.

Диаметр капли воды (нефти) составляет d=1,5 мм.



Таблица 3.6 - Параметры для решения задачи №4

Вариант	G, т/cут	B, %	µн, мПа·с	µв, мПа·с	н, кг/м3	в, кг/м3	d, мм
5	5000	35	5	12	820	1040	0,7

Указания к решению:

1. В процессе разделения фаз эмульсии при ламинарном режиме отстоя число Rе ? 1 , скорость осаждения (всплывания) V₀ определяется по формуле Стокса:

2. Для чисел Рейнольдса 2 < Rе > 500 скорость рассчитывается по формуле Алена:

3. Для чисел Рейнольдса R> 500, скорость вычисляется по формуле Ньютона-Ритингера

Решение:

Определяем скорость осаждения капелек жидкости:

Ответ:



3.5 Условие и решение задачи №5

Сырая нефть плотностью ₁ с начальной температурой t_н (⁰С) в количестве М_н (кг/ч) подогревается за счет тепла отходящей горячей товарной нефти. Количество товарной горячей нефти равно М_г, плотность ее _г и температура входа в теплообменник t_г1 и выхода t_г2.

Определить тип трубчатого нагревателя (Приложение З) и количество теплообменников, если поверхность нагрева одного нагревателя равна f=50м, а теплообмен происходит при противотоках горячего и холодного агентов.

Указания к решению задачи:

1. Теплоемкость нефти С_н=2,09 кДж/кг·⁰С, воды С_в=4,19 кДж/кг·⁰С.

Коэффициент теплопередачи принять для заданных типов теплообменников постоянным и равным К=290 Вт/м²·⁰С

Таблица 3.7 - Параметры для решения задачи №5

Вариант	н, кг/м3	tн1, 0С	Мн, кг/ч	Мг, кг/ч	г, кг/м3	tг1, 0С	tг2, 0С
5	900	40	90000	50000	850	100	60

Решение:

Горячая нефть отдает в час холодной следующее количество теплоты:

Расход нагреваемой нефти в сутки:

При постоянном коэффициенте теплообмена минимальная площадь теплообмена составит:



Таким образом, необходимо:

Число установок ПТБ - 5

Число установок ПТБ - 10

Ответ: выбираем 1 установку ПТБ - 5.



заключение

Избавиться от недостатков существующих методов измерения дебита позволяет метод статического взвешивания, применяющийся на массоизмерительных установках АСМА. Этот метод позволяет измерять скорость набора заданной массовой порции жидкости и определять массовый дебит скважины прямым методом.

К достоинствам метода статического взвешивания относятся:

- нечувствительность метода к наличию пены на поверхности измеряемой жидкости;

- наличие большой площади поверхности и динамического налива жидкости в емкость обеспечивают лучшее качество сепарации и, как следствие, возможность измерение дебита газа большей величины;

- соответствие требованиям нового ГОСТ Р 8.615-2005;

- канал измерения массы имеет возможность калибровки с помощью рабочих эталонов в месте проведения измерений, что значительно повышает достоверность получаемых результатов.

Недостатком данного способа является высокая погрешность измерения на малодебитных скважинах, за счет изменения режима работы скважины при подключении измерительной установки.

Кроме того, установки, принцип действия которых основан на указанном способе измерения дебита, обладают общим недостатком - это сравнительно высокая стоимость как самих установок, так и их обслуживания.

Размещено на Allbest.ru