Анализ системы сбора и подготовки скважинной продукции Иргизского месторождения
ВВЕДЕНИЕ
Промысловая система сбора продукции скважин представляет собой комплекс инженерных сооружений и коммуникаций, который обеспечивает замер, транспортирование продукции скважин к технологическим аппаратам и пунктам ее реализации, сепарацию и подготовку нефти, газа и воды до требуемого качества
Любая система сбора нефти, газа и воды должна обеспечивать возможность осуществления следующих операций:
- Измерение количества продукции, получаемо из каждой скважины (дебита скважины);
- Максимальное использование пластовой энергии или давления, создаваемого скважинными насосами, для транспортирования продукции скважин до пунктов её подготовки;
- Сепарацию нефти и газа и подачу газа на пункты её подготовки или потребителям;
- Отделение от продукции скважин от свободной воды;
СОДЕРЖАНИЕ
1 ТЕХНИКО-ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 10
1.1 Общие сведения о месторождении. 10
1.4 Геолого-физическая характеристика залежи. 26
1.5 Гидрогеологические и инженерно-геологические условия. 30
1.6 Физико-химические свойства нефти, газа и воды пласта А4. 33
1.7. Подсчет запасов нефти и газа. 36
2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 40
2.1 Общая характеристика системы сбора и транспортировки продукции Иргизского месторождения. 40
2.2 Характеристика исходного сырья и изготовляемой продукции. 46
2.3 Анализ работы нефтеналивной пункт ННП-8. 51
2.3.1 Сбор и сепарация сырой нефти. 54
2.3.2 Газо-факельная система. 59
2.3.3 Узел налива нефти в автоцистерну. 61
2.3.4 Дренажно-канализационная система. 62
2.7 Гидравлический расчет простого однофазного трубопровода. 73
2.8 Гидравлический расчет простого двухфазного трубопровода. 75
2.9 Технологический расчет сепаратора. 78
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Технологический документ «Дополнение к технологической схеме разработки Иргизского месторождения».//-Бугульма: ООО «Татнефть-Самара», 2016 – 480 с.
Технологический документ «Технологический регламент на эксплуатацию НЕФТЕНАЛИВНОГО ПУНКТА ННП-8 Иргизского месторождения ЦДНГ-3»//-Бугульма: ООО «Татнефть-Самара», 2018 – 202 с.
Технологический документ «Перечень трубопроводов»//- Бугульма: ООО «Татнефть-Самара», 2018 – 22 с.
Технологический документ «Технологический режим работы добывающих скважин»//- Бугульма: ООО «Татнефть-Самара», 2018 – 56 с.
Методическое пособие «Гидравлические расчеты трубопроводов системы сбора продукции скважины».//Сост. Ю.П.Борисевич, Г.З. Краснова. – Самара: СамГТУ, 2013. 228 с.
Сваровская Н.А. Подготовка, транспорт и хранение скважинной продукции: Учебное пособие. – Томск: Изд. ТПУ, 2004.- 268с.
Павлов К.Ф., Романков П.Г., Носков А.А. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа. – М.:Химия,1980.- 254 с.
Методическое пособие «Разгазирование нефтей на промыслах».//Сост. Ю.П.Борисевич, Г.З. Краснова. – Самара: СамГТУ, 2011. 134 с.
Павлов, К.Ф., Романков П.Г., Носков А.А Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии. - Л.: Химия, 1987 г. – 421 с.
Лутошкин Г.С., Дунюшкин И.И. Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах. – М.: Недра, 1985.- 135 с.
Методическое пособие «Технологический расчет отстойной аппаратуры».//Сост. Ю.П.Борисевич, Г.З. Краснова. – Самара: СамГТУ, 2009. 87 с.
Продуктивными отложениями являются карбонатные породы пласта А4 башкирского яруса, залегающие на глубине 2221,8 м. Залежи нефти массивного типа с подошвенной водой.
Породы, слагающие пласт-коллектор, относятся к трещинно-поровому типу. Общая толщина яруса составляет 46,4 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 6,9 м. Коэффициент песчанистости равен 0,657 доли ед., коэффициент расчлененности – 4,1 доли ед. Для проектирования приняты средние значения пористости по залежам – от 0,095 до 0,216 доли ед., нефтенасыщенности – от 0,505 до 0,83 д. ед., проницаемости – 0,306 мкм2.
Нефть башкирского яруса особо легкая с незначительной вязкостью, малосмолистая, парафинистая, малосернистая, с высоким газосодержанием. Коэффициент вытеснения равен 0,58 доли ед., определялся на собственном керне.
Запасы нефти составили начальные геологические 5561,04 тыс.т., начальные извлекаемые 2780,52 тыс.т.. Остаточные геологические 5376,04 тыс.т., остаточные извлекаемые 2580,12 тыс.т.. Запасы газа составили начальные геологические 1835,14 млн.м3, начальные извлекаемые 917,57 млн.м3. Остаточные геологические 1774,09 млн.м3, остаточные извлекаемые 851,44 млн.м3.