![](/user_photo/_userpic.png)
Карповского месторождения
.pdf1
Карповского месторождения
ВВЕДЕНИЕ
Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).
Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.
Дегазация нефти осуществляется с целью окончательного отделения газа от нефти. Этот процесс называется сепарацией нефти, а аппарат в котором это происходит – сепаратор.
Обезвоживание – это отделение нефти от воды в процессе её добычи и подготовки к транспортированию. Меры по О. н. начинаются с момента поступления её из пласта вместе с водой в скважину (внутрискважинная деэмульсация)
путём введения в неё реагентов – деэмульгаторов.
Обессоливание это удаление солей за счет добавления пресной воды и повторного обезвоживания. Обессоливание нефти осуществляется в связи с тем, что высокое содержание солей способствует коррозии оборудования трубопроводов при перекачке нефти, приводит к закупориванию теплообменной аппаратуры и коррозии оборудования при её дальнейшей переработке на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) и др.
Стабилизация нефти - это удаление легких фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.
Консорциум « Н е д р а »
![](/html/91724/238/html_IxSRJt6Wfr.J4KE/htmlconvd-9y7P052x1.jpg)
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 »
2
1. Общая характеристика района расположения Карповского месторождения
В административном отношении Карповское месторождение расположено в Бугурусланском районе в 10 км к северу от г. Бугуруслана. В пределах площади расположены населенные пункты: Карповка, Михайловка, Березовый,
связанные между собой дорогами с твердым покрытием. Ближайшим крупным населенным пунктом является г.
Бугуруслан. Основной транспортной артерией района работ является асфальтированное шоссе, соединяющее города Оренбург и Самара и пересекающее Карповское месторождение с севера на юг. На площади месторождения проложено большое количество грунтовых дорог, пригодных для передвижения лишь в сухое время года. Через г. Бугуруслан с запада на восток проходит железная дорога, связывающая города Самару и Уфу.
Ближайшие разрабатываемые месторождения нефти расположены в 5 км к юго-востоку – Красноярское, в 4 км к юго-западу – Журавлевско-Степановское, в 4 км к западу – Западно-Степановское и в 3,6 км к северу – Херсонское (Рис.
1.1).
Обзорная схема расположения Карповского месторождения
Консорциум « Н е д р а »
![](/html/91724/238/html_IxSRJt6Wfr.J4KE/htmlconvd-9y7P054x1.jpg)
3
Карповское м-е
Рис. 1.1
Леса на площади занимают около 20-30 % территории, остальная территория занята сельхозугодиями. Основное занятие населения – сельскохозяйственное производство. Нефтегазодобывающая промышленность в районе развивается с предвоенных лет.
По физико-географическому районированию Карповское месторождение находится в Заволжско-Предуральской возвышенной провинции лесостепной зоны. Рельеф местности представляет собой холмистую равнину, расчлененную сетью оврагов и балок с абсолютными отметками поверхности от 88,3 м в долине р. Турхановка до 221,5 м на водоразделах. Крутизна склонов водоразделов, в основном, 3-5°, на отдельных участках левобережья ручья Кармалка –
до 10-12°.
Консорциум « Н е д р а »
4
Климат района – резко континентальный: характерны значительные амплитуды колебания температур в течение суток и года, недостаточная увлажненность. В межсезонье нередки туманы, наблюдаются как приземные, так и приподнятые температурные инверсии. Среднегодовая температура воздуха составляет +3,6 °С при средней температуре января -13,8 °С и июля +20,1 °С. Интенсивность выпадающих осадков невелика, годовое количество осадков составляет
всреднем 420 мм.
Ворогидрографическом отношении район расположен на правобережье реки Большой Кинель и представляет собой возвышенное плато. Общее понижение рельефа наблюдается с северо-запада на юго-восток. Минимальные отметки 65-90 м зафиксированы в поймах рек Мочегай, Турхановка, максимальные до 221,5 м на водоразделах.
Основными водотоками в пределах площади являются правый приток реки Б. Кинель – р. Турхановка и приток р.
Мочегай – Б. Бугурусланка. Вдоль притоков рек протягиваются овраги и балки. Глубина отдельных оврагов достигает 6-
8 метров.
Промышленность района расположения месторождения представлена, в основном, нефтедобычей и машиностроением. Разработку месторождения осуществляет ООО «Бугурусланнефть».
На Карповском месторождении осуществляется герметизированная система добычи и сбора продукции скважин.
Система нефтепромысловых коммуникаций подключена в общую схему сбора и транспорта нефти и газа региона.
Скважины на месторождении обустроены, от них проложены выкидные линии и нефтесборные трубопроводы.
Добываемая продукция по трубопроводам подается на четыре групповые замерные установки (ЗУ) типа «Спутник», где производят замер дебитов. После замера с трех ЗУ нефть поступает на ДНС, затем на УПН «Красноярская» и «Карповская». Дегазированная и частично обезвоженная нефть с ДНС направляется на более глубокую подготовку на
Консорциум « Н е д р а »
5
УПН «Карповская». Обезвоженная нефть насосами откачивается на Красноярскую УПН, откуда разгазированная товарная нефть подается в систему управления магистральных нефтепроводов.
На территории Карповского месторождения расположены питьевые водозаборы г.Бугуруслана: Кармалинский,
Турхановский и Михайловский.
Южнее месторождения по долине ручья Кармалка действует водозабор пресных подземных вод нижнетатарского терригенного комплекса, который является наиболее перспективным для организации хозяйственно-питьевого водоснабжения Карповского месторождения.
Для обеспечения системы заводнения на месторождении используется вода с Благодаровского водозабора,
имеющего лицензию на добычу технических вод.
Таким образом, месторождение находится в районе с развитой инфраструктурой. Существенных ограничений для разработки с позиции инфраструктуры, природных условий и климата в настоящее время нет.
2. Характеристика системы сбора и транспортировки продукции Карповского месторождения
Разработку месторождения осуществляет ООО «Бугурусланнефть».
На Карповском месторождении осуществляется герметизированная система добычи и сбора продукции скважин.
Система нефтепромысловых коммуникаций подключена в общую схему сбора и транспорта нефти и газа региона.
Скважины на месторождении обустроены, от них проложены выкидные линии и нефтесборные трубопроводы.
Продукция скважин Карповского месторождения под давлением, развиваемым глубинными насосами, транспортируется по герметизированной системе сбора через АГЗУ-20, 15, 2 (типа «Спутник»), на которых осуществляется замер и учет дебита скважин, по следующим направлениям [1]:
Консорциум « Н е д р а »
![](/html/91724/238/html_IxSRJt6Wfr.J4KE/htmlconvd-9y7P057x1.jpg)
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 »
6
−с АГЗУ-15, 2, на ДНС-2 и далее на установку предварительного сброса воды (УПСВ) на Карповском месторождении НГДУ «Бугурусланнефть» - для сброса и обезвоживания нефтяной эмульсии с группы месторождений Саврушинское, Ново-Кудринское, Карповское, Западно-Степановское, Северо-Степановское ЦДНГ-№1;
−с АГЗУ-20 на УПСВ «Карповская».
Предварительно отсепарированная и частично обезвоженная жидкость по нефтепроводу «ГС Савруша – УПСВ – УПН» откачивается на технологическую площадку УПН «Краснояровка» для окончательной ее подготовки до товарной кондиции. Откуда разгазированная и обезвоженная товарная нефть подается в систему управления магистральных нефтепроводов. Газ после сепарации направляется в систему газосбора (на собственные нужды), сброшенная пластовая вода после предварительной подготовки – в систему ППД. Коэффициент использования попутного газа составляет 95%.
По состоянию на 01.01.2015г. в действующем добывающем фонде числится 16 скважин, из них 3 скважины находятся под циклической закачкой, 1 скважина остановлена [2]. Добыча ведется механизированным способом. Технологический режим действующих добывающих скважин приведен в табл. 2.1.
Система нефтегазосборных трубопроводов Карповского месторождения состоит из [3]:
-выкидных трубопроводов от добывающих скважин до АГЗУ;
-нефтесборных трубопроводов для транспорта продукции скважин от АГЗУ до УПСВ.
Система построена однониточной, телескопической, то есть с переменными диаметрами труб по участкам в зависимости от количества собираемой продукции.
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
Консорциум « Н е д р а »
7
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. 2.2 видно, что 46,15 % протяженности выкидных линий и 57,14 %
нефтегазосборных сетей отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94 [4]).
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 2.1 |
|
|
Технологический режим работы действующих нефтяных скважин Карповского месторождения |
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
(по состоянию на 01.01.2016г.) |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
№ |
Пласт |
Статус скв. |
Плотность нефти |
Плотность |
СЭ |
Замеренная глубина |
Рбуф, |
|
Рл, |
Рпл, |
Р заб |
Нефти, |
Жидкости, |
Обводненность, |
скв |
в пов. усл., г/см3 |
воды, г/см3 |
спуска насоса, м |
атм |
|
атм |
атм |
(расч), атм |
т/сут |
м3/сут |
% |
|||
|
|
|
|
|||||||||||
11 |
Т1 |
в работе |
0,861 |
1,137 |
ЭЦН |
1653 |
3 |
|
3 |
212 |
96,0 |
2 |
31 |
94,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
12 |
Т1 |
в работе |
0,861 |
1,044 |
ЭЦН |
1650 |
48 |
|
5 |
128 |
28,2 |
11 |
44 |
70,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
13 |
Б2, Т1 |
в работе |
0,862 |
1,162 |
ШГН |
883 |
5 |
|
5 |
156 |
97,5 |
3 |
6 |
42,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
15 |
Т1 |
в работе |
0,861 |
1,028 |
ЭЦН |
1630 |
25 |
|
6 |
71 |
21,2 |
7 |
58 |
85,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
17 |
Б2, Т1 |
в работе |
0,874 |
1,026 |
ЭЦН |
1612 |
30 |
|
9 |
152 |
19,0 |
17 |
87 |
78,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
19 |
Б2, Т1 |
в работе |
0,874 |
1,023 |
ЭЦН |
1604 |
35 |
|
16 |
86 |
20,0 |
16 |
78 |
77,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
№ |
Пласт |
Статус скв. |
Плотность нефти |
Плотность |
СЭ |
Замеренная глубина |
Рбуф, |
Рл, |
Рпл, |
Р заб |
Нефти, |
Жидкости, |
Обводненность, |
|
скв |
в пов. усл., г/см3 |
воды, г/см3 |
спуска насоса, м |
атм |
атм |
атм |
(расч), атм |
т/сут |
м3/сут |
% |
||||
|
|
|
||||||||||||
20 |
Б2 |
остановлена |
0,880 |
1,050 |
ЭЦН |
1610 |
16 |
16 |
68 |
50,2 |
1 |
1 |
10,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
21 |
Б2 |
в накоплении |
0,880 |
1,175 |
ШГН |
1602 |
16 |
16 |
53 |
12,5 |
3 |
4 |
9,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
24 |
Б2, Т1 |
в накоплении |
0,863 |
1,174 |
ШГН |
1501 |
17 |
17 |
192 |
90,1 |
0 |
0,03 |
80,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
114 |
Б2, Т1 |
в работе |
0,879 |
1,060 |
ЭЦН |
1552,4 |
22 |
22 |
75 |
25,4 |
8 |
35 |
73,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
115 |
Б2 |
в работе |
0,880 |
1,175 |
ЭЦН |
1607 |
20 |
20 |
94 |
45,6 |
69 |
104 |
25,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
125 |
Б2, Т1 |
в работе |
0,871 |
1,090 |
ЭЦН |
1652 |
54 |
8 |
129 |
27,4 |
17 |
74 |
73,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
131 |
Б2, Т1 |
в работе |
0,869 |
1,152 |
ШГН |
1600 |
3 |
3 |
111 |
64,3 |
1 |
5 |
83,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
140 |
Б2 |
в работе |
0,880 |
1,033 |
ЭЦН |
1525 |
20 |
20 |
79 |
15,8 |
15 |
22 |
20,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
144 |
Т1 |
в накоплении |
0,861 |
1,170 |
ЭЦН |
1374 |
18 |
18 |
170 |
124,3 |
0 |
94 |
99,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
147 |
Т1 |
в работе |
0,861 |
1,100 |
ЭЦН |
1587 |
30 |
26 |
188 |
20,7 |
5 |
38 |
84,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »