Глава 1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Анализ системы сбора продукции скважин

В административном отношении Тверское нефтяное месторождение расположено в пределах Волжского и Кинельского административных районов Самарской области, в 40 км на юго-восток от г. Самары.Cхема системы сбора приведена на рисунке 1.1.

Ближайшими населенными пунктами являются: к северо-востоку – пос. Парфеновка, к северо-западу – пос. Дубовый Умет, западу – пос. Ровно-Владимировка и югу – пос. Яблоневый овраг и Подьем-Михайловка.Поселки связаны между собой грунтовыми дорогами. Ближайшая железнодорожная станция – Безенчук. [12]

На Тверском месторождении залежи нефти открыты в продуктивных пластах:

· Б-2, ДК, Д-I^/, Д-III, Д-IV – на Центральном куполе;

· О-2 – на Юго-Восточном куполе.

Разработка Тверского месторождения осуществляется с 1971 года.

Физико-химические свойства разгазированных нефтей и компонентный состав газа Тверского месторождения представлены в таблицах 1.1-1.4.

Для сбора продукции скважин на месторождении реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа.

Продукция скважин Тверского месторождения под давлением, развиваемым электроцентробежными насосами (22 скважины) по выкидным трубопроводам поступает на 4 (АГЗУ-1, 2, 3, 5) автоматические групповые замерные установки.

Продукция скважин Тверского месторождения (кроме продукции АГЗУ-5) после замера по нефтегазосборным трубопроводам в количестве 415735м3/год, обводненностью 79%, поступает на Тверскую ДНС, которая предусмотрена для предварительной сепарации и последующего транспорта частично разгазированной эмульсии Тверского месторождения и Подъем-Михайловского поднятия Подъем-Михайловского месторождения (272290 м3/год и обводненность 89, 5%), по напорному трубопроводу диаметром 219 мм, протяженностью 7, 440 км на Горбатовскую УПСВ.

Попутный нефтяной газ Тверского месторождения, выделившийся в аппаратах Тверской ДНС, под собственным давлением по существующей сети газопроводов транспортируется на Нефтегорский газоперерабатывающий завод (НГПЗ). В случае необходимости газ может сбрасываться на свечу. Фактический уровень использования газа Тверского месторождения составляет порядка 90, 67%.

Таблица 1.1

Свойства пластовой нефти Тверского месторождения

Наименование параметра

Пласт Б-2

Диапазон

Принятое значение

изменения

Пластовое давление, МПа

–

24, 00

Пластовая температура, ⁰С

–

Давление насыщения газом, МПа

–

3, 41

Газосодержание при однократном разгазировании, м³/т

26, 80 – 31, 40

29, 40

Газосодержание при дифференциальном разгазировании, м³/т

–

24, 00

Плотность в условиях пласта, кг/м³

799, 0 – 813, 5

804, 3

Вязкость в условиях пласта, мПа× с

2, 22 – 2, 72

2, 47

Коэффициент объемной упругости, 1/Мпа∙ 10^-4

–

10, 26

Плотность нефтяного газа, кг/м³, при 20⁰С

-при однократном (стандартном) разгазировании

1, 570 – 1, 764

1, 654

-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании

–

1, 471

Плотность дегазированной нефти, кг/м³, при 20⁰С

-при однократном (стандартном) разгазировании

837, 0 – 843, 0

840, 0

-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании

–

837, 0

Таблица 1.2

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти

Наименование параметра	Количество		Диапазон	Среднее
	исследованных		значений	значение
	скв.	проб
1	2	3	4	5

Пласт Б-2

Плотность при 20⁰С, кг/м³ 8 9 840, 6 ─ 869, 0 850, 7 Вязкость, мПа∙ с при 20 ⁰С 8 9 6, 45 ─ 21, 54 8, 05 при 50 ⁰С Молярная масса, г/моль 6 7 ─ 196, 00 Температура застывания, °С 8 9 -18 ─ (-4) -13 Массовое содержание, % серы 8 9 1, 40 ─ 1, 62 1, 48 смол силикагелевых 8 9 4, 92 ─ 6, 33 5, 83 асфальтенов 8 9 1, 38 ─ 3, 35 2, 45 парафинов 8 9 4, 00 ─ 6, 25 5, 15 воды 8 9 сл. ─ 50, 00 ─ Температура плавления парафина, ⁰С 8 9 58 ─ 67 63 Температура начала кипения, ⁰С 7 8 40 ─ 84 60 Фракционный состав, % до 100 ⁰С 8 9 3, 0 ─ 10, 0 7, 0 до 150 ⁰С 8 9 11, 0 ─ 22, 0 17, 0 до 200 ⁰С 8 9 21, 0 ─ 30, 0 28, 0 до 250 ⁰С 8 9 31, 0 ─ 40, 0 39, 0 до 300 ⁰С 8 9 47, 0 ─ 54, 0 49, 0 Шифр технологической классификации

II Т₁ П₂

Таблица 1.3

⇐ Предыдущая 123 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒