Сбор и подготовка скважинной продукции

Цель исследования – анализ систем сбора, подготовки и утилизации попутного газа на нефтяных месторождениях на примере Лугинецкого нефтегазоконденсатного месторождения.

Песчаники пласта Ю1 разнозернистые, среднезернистые, средние, серые до светло-серых, часто с буроватым оттенком, иногда с зеленоватым. Анализ изменения литолого-физических свойств коллекторов пласта Ю14 их структурные особенности, позволяет согласиться с выводами, сделанными предыдущими авторами о формировании этих отложений в условиях подводной отмели в прибрежной части моря при периоде, его регрессии.
1.4. Физико-химические свойства и состав пластовых флюидов

Физико-химические свойства нефти, газа и конденсата изучались по глубинным и поверхностным пробам, которые отбирались при исследовании скважин. Анализы проводились по общепринятым методикам.
Газ:
Состав газа изучен по 18 пробам, отобранным из 11 скважин. Газ метановый (79-92% по объёму), сумма тяжёлых углеводородов составляет 5.5-15.9%, газоконденсатный фактор – 138.2-278.8 см3/м3. Удельный вес газа (по воздуху) – 0.581-0.720 г/см3, теплота сгорания 8300-9700 Ккал/м3.
Нефть:
Состав нефти изучен по 178 пробам из 48 скважин, отобранных в поверхностных условиях и 28 глубинным пробам. Удельный вес нефти 0.815-0.851 г/см3, вязкость при 20 ºС – 2.97-6.89 спз. Содержание силикагелевых смол – 3.19-9.26%, асфальтенов – 0.05-0.64%, парафинов – 1.0-4.2%, серы – 0.11-0.46%. Удельный вес нефти в пластовых условиях 0.688-0.735 г/см3, вязкость 0.59 спз.
Конденсат:
Состав конденсата изучен по 22 пробам и 8 скважин, отобранных в поверхностных условиях.
Удельных вес конденсата 0.713-0.754 г/см3, парафиновых углеводородов 58.90-69.4 объёмных %, нафтеновых 17.6-27.3%, ароматических 4.1-6.4%. Начало кипения конденсата 28-76º, вязкость при 20ºС – 077-1.1 спз.
Вода:
Состав пластовых вод определён по 64 пробам.
Воды хлор-кальциевого типа, с минерализацией 42.4-57.3 г/л, содержание йода 5.15-5.9 мг/л, брома 103-136 мг/л, бора 24.5-62 мг/л.

Месторождение находится в первой стадии разработки: осуществляется бурение и ввод в эксплуатацию новых скважин, формирование системы ППД.
Разработка ведется с соблюдением положений утвержденного проектного документа. Продуктивные пласты АС10 и АС12 объединены в один объект разработки. Формируется однорядная система разработки.
На Приобском месторождении эксплуатируются импортными УЭЦН всего 494 (производители – SPI (Submersible Pump, Inc), REDA Pump Company, Centrilift (дочерняя компания Baker Hughes) и отечественного производства (Новомет, Борец) – 200 установок.
При эксплуатации УЭЦН ориентированный профиль ствола отрицательно влияет на рабочие характеристики установок и уменьшает межремонтный период скважин, повышая вероятность такого серьезного вида аварии как полет установки на забой вследствие поломки корпуса, расчленения в местах соединения секций насоса, погружного электродвигателя и других элементов. Одной из основных причин поломок является вибрация, возникающая из-за прогиба вала насосной установки, работающей в интервале повышенной кривизны ствола. При расчете технологического режима УЭЦН, выбор интервала подвески установки должен производиться с учетом искривления ствола скважины.
Подбор УЭЦН к скважине - строго индивидуальная операция, требующая учета многих геолого-технологических факторов. В ходе подбора, определяется подача (суточный дебит) и напор насоса; максимальный наружный диаметр установки и глубина спуска; расчетный динамический уровень; максимальный темп набора кривизны в зоне спуска и на участке подвески УЭЦН; а также особые условия эксплуатации - высокая температура жидкости в зоне подвески, расчетное процентное содержание свободного газа на приеме насоса, мех примеси, соли, наличие углекислого газа и сероводорода в откачиваемой жидкости.
При замене насосов необходимо производить расчеты по подбору насосного оборудования. Для этой цели рекомендуется воспользоваться WellFlo» (EPS) или «SubPUMP» (IHS Energy), основанных на методе узлового анализа (Nodal Analysis) и позволяющих рассчитывать не только гидравлические (термобарические), но и электрические параметры оборудования.
Рекомендации и расчеты по применению оборудования и технологий базируются на показателях разработки на период 25-30 лет, исходя из тех соображений, что за этот срок существующая техника амортизируется и будет заменена более прогрессивной.