Саврушинского месторождения

1

Саврушинского месторождения ВВЕДЕНИЕ

Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок,

соединенных трубопроводами. Обычно на месторождениях применяется напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, почти полностью исключающая потери углеводородов.

Со скважин жидкость (нефть, газ и вода) поступает на замерные установки, где производится учет количества нефти и газа с каждой скважины. С АГЗУ жидкость поступает на дожимные насосные станции (ДНС) или установки предварительного сброса воды (УПСВ). На ДНС осуществляется первая ступень сепарации, газ отводится по отдельному коллектору потребителю или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Частично дегазированная жидкость подается центробежными насосами ЦНС на УПСВ или центральный пункт сбора (ЦПС).

На УПСВ жидкость проходит последовательно две ступени сепарации. Перед первой ступенью сепарации в жидкость подается реагент – деэмульгатор. Газ с обеих ступеней сепарации подается на узел осушки газа, а затем потребителю или на ГПЗ. Жидкость со второй ступени сепарации поступает в резервуарный парк, где происходит частичное отделение мех. примесей и предварительный сброс воды с подачей ее на блочную кустовую насосную станцию (БКНС) для закачки в пласт. На БКНС производится подготовка, учет и закачка воды по направлениям на водораспределительные батареи (ВРБ). С ВРБ вода подается на нагнетательные скважины. После ДНС или УПСВ нефть поступает на подготовку.

-сепарация (1,2 ступень) и разделение фаз;

-обезвоживание продукции;

-обессоливание;

Консорциум « Н е д р а »

2

- стабилизация нефти.

На УПН (ЦППН) жидкость поступает на узел сепарации. После сепарации жидкость направляется в печи для подогрева эмульсии с реагентом. Нагревается до 50° и поступает в отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Вода сбрасывается в очистные резервуары, где происходит гравитационный отстой остаточных нефтепродуктов, содержащихся в воде, и далее направляется на БКНС. Нефть из отстойников направляется в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды.

Общая характеристика района расположения Саврушинского месторождения

Саврушинское месторождение нефти в административном отношении расположено на территории двух районов:

Бугурусланского Оренбургской и Похвистневского Самарской областей [1].

Районный центр г. Бугуруслан находится в 22 км юго-восточнее, а райцентр Похвистнево – в 27 км юго-западнее условного центра месторождения. На площади месторождения находятся населенные пункты: Султангулово – на юго-

западе, Никольский – в южной центральной части, Стрела – в центре, Савруша – на северо-востоке, за ее пределами:

Стюхино, Калиновка (0,5 км западнее) и Новокудрино (2 км восточнее границы участка). Султангулово, Стюхино,

Калиновка расположены на территории Самарской области, а Стрела, Никольский, Савруша, Новокудрино -

Оренбургской. Административная граница между областями на данном участке проходит по речке Савруша.

Населенные пункты связаны между собой проселочными грунтовыми дорогами, пригодными для передвижения в сухое время года. Через райцентры г. Бугуруслан и Похвистнево проходит железная дорога Уфа-Самара.

Консорциум « Н е д р а »

3

Ближайшими по отношению к Саврушинскому являются нефтяные месторождения: Херсонское, Каменское,

Новокудринское, Западно-Степановское, Карповское. Разработка этих месторождений находится в ведении ООО

«Бугурусланнефть». Нефть этих месторождений поступает в магистральный нефтепровод Бавлы - Самара (рис. 1.1).

Консорциум « Н е д р а »

4

Участок месторождения находится на правобережье р. Бол. Кинеля, в верховьях речек Анлы, Савруша, Тылкаш, в

южных отрогах Бугульминско - Белебеевской возвышенности. Поверхность участка равномерно погружается с севера на юг от отметок 209,6 м до 168,0 м – водораздельная часть. Эта поверхность рассекается долинами речек Савруша и Анлы.

Понижение поверхности в долины названых речек постепенное – на востоке (от 184,3 м до

88,5 м - урез воды р. Савруши) и более резкое на западе и в центральной части участка (от

200,4-208,7 м до 97,1-85,8 м – в долину р.

Анлы). Перепад высот в целом достигает 110-

120 м. В долину р. Савруши слева раскрываются овраги Дремучий, Никольский субширотного, а на севере справа – овраг Медведка (с постоянным водотоком)

меридионального направления. В речку Анлы на севере участка месторождения раскрывается овраг Гремучий широтного направления.

Консорциум « Н е д р а »

5

Речная сеть непосредственно на площади месторождения представлена речкой Савруша и ее правым притоком – речкой Анлы. Обе речки текут в субмеридиональном направлении с севера на юг параллельно друг другу на расстоянии около 2,5 км. Долина речки Анлы симметрична и слабо разработана, а речки Савруша – асимметрична (крутой правый и пологий левый берега), хорошо разработана, на данном участке имеет ширину 1-1,5 км. Вдоль западной границы участка с севера на юг протекает речка Тылкаш – правый приток речки Анлы. Речки небольшие, маловодные, скорость их течения 0,2-0,3 м/сек. На речке Савруша, в 1,2 км выше впадения в нее оврага Медведка, построен пруд с земляной дамбой (плотиной) размером 300 700 м, а в верховье речки Анлы при впадении в нее оврага Гремучий – пруд размером

50-70 м 400 м. Упомянутые выше речки замерзают в конце ноября, вскрываются в начале апреля. Весеннее половодье продолжается 7-10 дней, высота подъема уровня достигает 2 м. Межень – с июня по сентябрь.

Климат района месторождения резко континентальный. Годовые колебания температуры составляют от +36 оС

(июль) до -48 оС (январь). Среднегодовое количество осадков не превышает 400 – 420 мм. Глубина промерзания грунтов до 1 -1,5 м. Снежный покров держится со второй половины ноября до первой половины апреля.

Ландшафт описываемой территории степной. Значительная часть площади занята пашней. Лишь в долинах речек произрастает кустарниковая растительность. На водоразделе речек Савруша – Анлы (при их слиянии) расположено урочище Султангуловский Хребет. Такие участки отведены под пастбищные угодья. Грунты глинистые и суглинистые.

Население занимается преимущественно сельским хозяйством (зерноводством, животноводством).

Консорциум « Н е д р а »

6

2. Общая характеристика системы сбора и транспортировки продукции Саврушинского месторождения

Саврушинское месторождение находится на территории Бугурусланского района и по географическому положению входит в Карповскую группу месторождений (Карповское, Ново-Кудринское), используя при этом общие инфраструктурные элементы (дороги, нефтепроводы внешнего транспорта и установки подготовки нефти) [1].

Организацией-недропользователем является ООО «Бугурусланнефть».

Месторождение введено в разработку в 1968 году.

На 01.01.2015 г. 7 скважин числится в добывающем фонде, 2 в нагнетательном и 2 в водозаборном [2]. Весь фонд действующих скважин механизирован.

На Саврушинском месторождении существует однотрубная герметизированная система сбора. Продукция от группы скважин по выкидным линиям направляется на АГЗУ (2 шт.), где проводится автоматический замер продукции и с помощью системы телемеханики передаётся на диспетчерский пульт промысла (ЦДНГ-1).

Система сбора включает:

-Выкидные линии;

-Нефтесборные коллектора;

-АГЗУ – 2 шт.;

-ДНС – 2 шт. (на куполах);

-Нефтепровод от ДНС до ЦСП (центральный сборный пункт) Карповка – 26,1 км.

Далее газожидкостная смесь направляется по нефтесборным трубопроводам диаметром 156 мм, протяженностью порядка 1,95 км на ДНС «Саврушинская».

Консорциум « Н е д р а »

7

После частичной подготовки на ДНС «Саврушинская», продукция скважин поступает по напорным трубопроводам на УПСВ «Карповская».

На Карповскую УПСВ поступает газоводонефтяная эмульсия с месторождений ЦДНГ-№1-Саврушенского, Ново-

Кудринского, Карповского, Западно-Степановского и Журавлёво-Степановского. Обезвоженная нефть откачивается на Красноярскую УПН для дальнейшей подготовки, а сточная вода, после очистки, откачивается в систему ППД. Далее водонефтяная эмульсия откачивается по нефтепроводу на КУУН Похвистнево, где осуществляется подготовка нефти до товарных кондиций по ГОСТ Р 51858-2002.

На Саврушинском месторождении до сего времени не решались вопросы использования ресурсов нефтяного газа из-за недостаточного объёма добычи попутного газа.

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 и гибких полимерно-металлических труб (ГПМТ), соответствующих требованиям приведенных ниже стандартов технических условий:

-ГОСТ 8731-74 (трубы стальные бесшовные группы В из стали 20, стали 10);

-ГОСТ 10705-80 (трубы стальные бесшовные группы Б, В из стали 10);

-ТУ 2248-006-21171125-00 (ГПМТ).

На состояние построенных выкидных линий, нефтегазосборных и напорных 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.

Консорциум « Н е д р а »

8

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 таблицы видно, что на Саврушинском месторождении 10 % протяженности действующей системы выкидных линий и 100% нефтесборных трубопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94).

Таким образом, рассматриваемая нефтесборная система система эксплуатации Саврушинского месторождения требует контроля, диагностического обследования технического состояния трубопроводов, а также рекомендуется проведение ежегодного планового капитального ремонта и замены отбракованных и непригодных к дальнейшей эксплуатации участков трубопроводов.

Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2015 года приведена в табл. 2.1.

В табл. 2.2 дана раскладка нефтесборных трубопроводов по срокам эксплуатации Саврушинского месторождения

[3].

Консорциум « Н е д р а »

9

Выводы:

Месторождение введено в разработку в 1968 году.

Учитывая длительный срок эксплуатации системы сбора (с 1968г.) потребуется провести реконструкцию системы сбора, которая включает в себя замену труб, отработавших десятилетний срок эксплуатации (ГС Савруша - т.15, т.15 -

УПСВ Карповка), АГЗУ.

Необходимо заложить комплекс мероприятий, который позволит достичь значение коэффициента использования попутного газа в размере 95%.

Консорциум « Н е д р а »