Киселевского месторождения

1

Киселевского месторождения

Система сбора продукции скважин – это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования,

предназначенных для размещения добываемых флюидов и их доставки до пунктов подготовки.

Любая система сбора продукции скважин должна обеспечивать осуществление следующих операций:

1.Замер дебита каждой скважины;

2.Максимальное использование пластовой энергии или давления, создаваемого скважинными насосами, для транспортирования продукции скважин до пунктов её подготовки;

3.Сепарацию нефти от газа;

4.Отделение от продукции скважин свободной воды;

5.Раздельный сбор продукции скважин, существенно различающихся по обводнённости или физико –

химическим параметрам;

6. Подогрев продукции скважин или её специальная обработка при невозможности транспортирования в обычных условиях.

Универсальной системы сбора продукции скважин, т.е.такой, которую можно было бы эффективно применять на любом углеводородном месторождении в течении всего периода эксплуатации, не существует. Поэтому для каждого месторождения приходится либо создавать индивидуальную систему сбора, либо пользоваться унифицированными технологическими схемами.

Консорциум н е д р а

2

В настоящее время, индивидуальные системы сбора разрабатываются, как правило, лишь для уникальных или особо крупных месторождений, имеющих общегосударственное значение. В остальных случаях используют унифицированные схемы, разумеется приспосабливая их к конкретным реальным условиям.

Основными требованиями к подобным схемам являются:

1.Полная герметизация процессов сбора, подготовки и транспорта продукции;

2.Обеспечение достижения ею кондиций, предусмотренных нормативными документами.

3.1. Общая характеристика района расположения месторождения

Киселевское нефтяное месторождение находится на территории Елховского административного района Самарской области, в 12 км к востоку от районного центра - с.Елховка, в 60 км к северу от областного центра.

Ближайшие населенные пункты: Сосновка, Бол.Федоровка, Вязовка, Красные Дома. Перечисленные населенные пункты связаны между собой грунтовыми дорогами и дорогами с твердым покрытием. В 12 км к западу от площади проходит автодорога Самара-Ульяновск. Ближайшая железнодорожная станция, ст. Кинель Куйбышевской железной дороги, находится в 65 км к югу от месторождения.

Вгеоморфологическом отношении месторождение приурочено к водоразделу речек Чесноковка и Кондурча, точнее

–к его южному склону, обращенному к р.Чесноковке. Абсолютные отметки поверхности земли изменяются от 95 м в долине р.Чесноковки до 210 м на водоразделе. На формирование рельефа местности некоторое влияние оказали карстовые процессы, которые развиты не только с поверхности, но и затрагивают довольно глубоко залегающие осадки

(отложения нижней перми и казанского яруса).

Консорциум н е д р а

vk.com/id446425943

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

Консорциум н е д р а

4

Внастоящее время эксплуатацию Киселевского месторождения осуществляет ЦДНГ № 1 (цех добычи нефти и газа) ОАО «Самаранефтегаз».

Киселевское месторождение открыто в 2006 году поисковой скважиной № 100, нефтеносность была установлена в пластах Дл заволжского горизонта турнейского яруса нижнего карбона и в пласте Дк/ тиманского горизонта франского яруса верхнего девона.

Нефти месторождения относятся к тяжелому типу с плотностью 0,88-0,902 г/см3, являются вязкими (динамическая вязкость составляет 44,9 и 109,9 мПа с при 20°), газовый фактор составляет 26,93-39,86 м3/т.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,19-2,99 %), смолистая (6,7- 13,05 %), парафиновая и высокопарафиновая (3,85-7,46 %).

Вгазе, выделившемся из нефти пласта Дк/ Киселевского месторождения при дифференциальном разгазировании сероводород отсутствует. Содержание сероводорода в газе пласта Дл составляет 3,27% мольн. Содержание метана изменяется от 38,16 до 47,71 % мольн., этана от 13,28 до 15,57 % мольн., азота от 7,76 до 13,26 % мольн., углекислого газа от 1,21 до 14,38 % мольн. Относительная плотность газа по воздуху составляет 0,977-1,062.

Выводы и рекомендации

Действующий проект не предусматривает внесения каких-либо корректив в существующую систему разработки.

Разработка осуществляется с ППД двумя действующими добывающими и одной нагнетательной скважинами.

Консорциум н е д р а

5

3. Описание технологической схемы сбора продукции скважин

По состоянию на 01.01.2016 г. действующий фонд добывающих скважин Киселевского месторождения составляет 1

единица – скважина №100.

Технологический режим работы скважин приведен в табл. 3.1.

Таблица 3.1

Технологический режим работы действующих нефтяных скважин Хилковского месторождения

На месторождении для сбора продукции скважин реализована напорная герметизированная система сбора нефти и

газа.

Продукция скважины Киселевского месторождения под давлением, развиваемым электроцентробежными насосами по выкидным трубопроводам диаметром 114-168 мм, протяженностью 0,545 км в количестве 14,679 тыс.т/год, обводненностью 70,5% поступает замерную установку типа АГЗУ №1. Следует отметить, на АГЗУ-1 Киселевского месторождения поступает также продукция скважины №1 Ольховского месторождения. После замера продукция скважин месторождений по нефтегазосборному трубопроводу диаметром 219 мм, протяженностью 12,6 км поступает до АГЗУ-1 Ивановского месторождения и далее по нефтегазосборному трубопроводу диаметром 168 мм, протяженностью

Консорциум н е д р а

6

порядка 3,423 км с АГЗУ № 1 Ивановского месторождения совместно с продукцией скважин Ивановского месторождения подается на Ивановскую УПСВ.

На установке происходит разгазирование и предварительный сброс пластовой воды в объеме закачки Ивановского месторождения. Далее частично подготовленная продукция по сети нефтепромысловых трубопроводов поступает на 1ый

сборный пункт Радаевского месторождения, откуда транспортируется на Радаевскую УПН где происходит подготовка эмульсии до товарных кондиций по ГОСТ Р 51858-2002.

Попутный нефтяной газ Киселевского месторождения, выделившийся в сепараторах Ивановской УПСВ направляется на свечу сжигания газа.

Фактический уровень использования газа Киселевского месторождения составляет 3,601%.

Сведения о состоянии нефтепромысловых трубопроводов Киселевского месторождения ЦДНГ № 1 ОАО «Самаранефтегаз» (по состоянию на 01.01.2016 г.) представлены в табл. 3.2.

Система внутрипромысловых трубопроводов Киселевского месторождения состоит из:

-выкидных трубопроводов от добывающих скважин до АГЗУ;

-нефтесборного трубопровода для транспорта продукции скважин от АГЗУ до АГЗУ-1 Ивановского месторождения.

Система построена с переменными диаметрами труб по участкам в зависимости от количества собираемой продукции. Трубопроводы проложены из стальных бесшовных и электросварных труб, изготовленных из спокойных, полуспокойных углеродистых низколегированных сталей, соответствующих требованиям приведенного ниже технического условия:

Консорциум н е д р а

7

- ТУ 14-161-148-94 (трубы стальные бесшовные, из стали 20).

На состояние построенных выкидных линий и нефтегазосборных трубопроводов влияют сроки службы с момента их ввода в эксплуатацию. Длительная эксплуатация неизбежно приводит к сильному коррозионному износу, происходит постоянное уменьшение толщины стенок труб, старение изоляции, снижение прочностных характеристик трубной стали, проявляется усталостное разрушение труб.

По действующей классификации допустимых сроков эксплуатации принято считать, что трубопроводы,

эксплуатируемые:

-до трех лет – новые;

-до десяти лет – средней продолжительности;

-более десяти лет – старые.

Следуя данной классификации, из табл. 3.2 видно, выкидные линии и нефтегазосборный трубопровод не отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94).

Ивановская УПСВ предназначена для разгазирования и частичного обезвоживания пластовой жидкости,

поступающей с Киселёвского, Ивановского, Ольховского месторождений и последующей транспортировки на УПСВ 1-

го сборного пункта Радаевского месторождения.

Ивановская УПСВ введена в эксплуатацию в 1991 году. Расчетная производительность УПСВ «Ивановская» по пластовой жидкости – 1800 м3/сутки.

На площадке Ивановской УПСВ размещается следующее оборудование:

Консорциум н е д р а

8

-трёхфазный сепаратор ТФС, объемом V-200 м3 – 1 шт.;

-нефтяной газовый сепаратор С-1, объемом V-200 м3 – 1 шт.;

-водяной газовый сепаратор С-2, объемом V-50 м3 – 1 шт.;

-нефтяные насосы Н-1,2 ЦНС-60х330 – 2 шт.;

-водяные насосы Н-3, 4 НБ-125 – 2 шт.;

-блок реагентного хозяйства БР-2,5 - 1 шт.;

-узел учета нефти;

-узел учета факельного газа;

-факельное хозяйство.

Описание технологического процесса Ивановской УПСВ: водонефтяная продукция скважин Киселевского,

Ольховского и Ивановского месторождений, поступает в трёхфазный сепаратор (ТФС), где при давлении 0,3 МПа происходит сепарация и расслоение водонефтяной эмульсии. Для увеличения скорости расслоения эмульсии и снижения вязкости перекачиваемой жидкости, на входе подаётся реагент-деэмульгатор, с помощью насосно-дозирующей установки БР-2,5.

Частично обезвоженная и разгазированная нефть из ТФС подается в нефтяной газовый сепаратор (С-1), где происходит дополнительная сепарация нефти при давлении 0,3 МПа и далее через узел учета нефти центробежными насосами (Н-1,2) типа ЦНС 60х330 транспортируется на УПСВ 1-ого сборного пункта Радаевского месторождения.

Выделившийся в аппаратах С-1, С-2, ТФС попутный нефтяной газ по газовому коллектору через узел учета факельного газа поступает на факел и сжигается.

Консорциум н е д р а

9

Выделившаяся вода в ТФС подается в водяной газовый сепаратор (С-2), где происходит дегазация пластовой воды,

которая затем используется для заводнения пластов Ивановского месторождения.

Для сбора утечек жидкости с насосов перекачки нефти и дренажных стоков на установке предусмотрены канализационные колодцы.

Подготовка нефти для поставки транспортным организациям, предприятиям Российской Федерации и экспорта в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002 продукции скважин Киселевского месторождения происходит на Радаевской УПН. Нормативы технологических потерь нефти и попутного нефтяного газа по источникам потерь, исходя из принятой схемы сбора и транспорта продукции Киселевского месторождения, составляют 0,027 % и 3,503 %,

соответственно. Таблица 3.2

Сведения о состоянии нефтепромысловых трубопроводов Киселевского месторождения,

ЦДНГ № 1 ОАО «Самаранефтегаз» (по состоянию на 01.01.2016 г.)

Консорциум н е д р а