Кинель-Черкасского месторождения

1

Кинель-Черкасского месторождения

Введение

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:

Замер дебита каждой скважины;

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

Сепарацию нефти от газа;

Отделение от продукции скважин свободной воды;

Раздельный сбор продукции скважин, существенно различающихся по обводнённости или физико-химическим параметрам;

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

Внастоящее 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 условия

Вадминистративном отношении Кинель-Черкасское месторождение расположено в западной части Кинель-

Черкасского района Самарской области, вблизи районного центра Кинель-Черкассы. В непосредственной близости с Кинель-Черкасским месторождением находятся Алтуховское, Семёновское месторождения нефти, а в 10 км к югу – Мухановское месторождение (рис. 1.1).

Ближайшими населёнными пунктами являются посёлок Вольная Солянка, село Свободые Ключи, село Нов.Михайловка, село Алтухово.

В 6 км от месторождения находится станция Толкай железнодорожной магистрали, связывающей города Самара – Уфа. Вдоль железнодорожного полотна проходит асфальтированная дорога, соединяющая г. Отрадный и районный центр Кинель-Черкассы.

В пределах района связь с населенными пунктами осуществляется по грунтовым и проселочным дорогам, движение по которым в период весеннего паводка и осенней распутицы сильно осложнено.

Южнее Кинель-Черкасского месторождения расположен центр нефтедобывающей промышленности Самарской области – г. Отрадный с его техническими базами.

Консорциум « Н е д р а »

3

Климат района континентальный и характеризуется среднегодовой температурой воздуха +2,40С. Количество осадков 577 мм в год.

В орогидрографическом отношении территория месторождения расположена на местности представленной невысокими холмами, разделенными неглубокими оврагами и балками.

Район относится к лесостепной зоне. Северная часть правобережья реки Б. Кинель пойменная и надпойменная террасы, покрытые лесом и кустарником.

Кинель-Черкасское месторождение в тектоническом плане приурочено к северному борту Бузулукской впадины.

Геолого-геофизические исследования описываемого района начали осуществляться в 40-е годы прошлого столетия.

Описание системы сбора и транспортировки продукции Кинель-Черкасского месторождения

Кинель-Черкасское месторождение входит в состав центральной группы месторождений (ЦДНГ-3) ОАО

«Самаранефтегаз».

Промышленная нефтеносность месторождения приурочена к пластам С и С радаевского горизонта нижнего карбона, и к пластам Дк’ и Д 1верх+ниж кыновского и пашийского горизонтов терригеновых отложений девона.

По товарной характеристике нефти угленосных и девонских пластов Кинель-Черкасского месторождения находятся в диапазоне от средних до тяжелых и битуминозных (плотность в поверхностных условиях изменяется от 856,0 кг/м3 до

921,0 кг/м3), от сернистых до высокосернистых (1,13-2,40 %). Нефти смолистые (7,35-11,0 %), парафиновые (4,0-5,3 %),

в газе, выделившемся из нефти, сероводород отсутствует.

Консорциум « Н е д р а »

4

Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 3,3 МПа (пласт Дк’) - 9,68 МПа (пласт Д 1верх+ниж),

газосодержание при однократном разгазировании изменяется в пределах 18,3 м3/т (Пласты С , С ) -75 м3/т (пласт Д 1верх+ниж), динамическая вязкость пластовой нефти – от 1,57 (пласт Д 1верх+ниж) до 30,6 мПа·с.

По состоянию на 01.01.2014 эксплуатационный фонд скважин на месторождении составляет 3 шт., из которых 2

скважины в накоплении. Весь фонд действующих скважин механизирован. Технологический режим действующих добывающих скважин приведен в табл. 2.1. Бездействующий фонд составляет 6 скважин.

Бездействующий фонд скважин – это скважины эксплуатационного фонда, не давшие продукцию (не

находившиеся под закачкой) в последнем месяце отчетного периода.

На месторождении для сбора продукции скважин реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа. Система сбора включает в себя устья нефтяных скважин, выкидные линии и нефтесборные трубопроводы,

замерные установки.

Таблица 2.1

Технологический режим работы действующих нефтяных скважин Кинель-Черкасского месторождения (по состоянию на

01.01.2014г.)

Консорциум « Н е д р а »

5

На месторождении реализована напорная герметизированная система сбора и транспорта нефти и нефтяного газа, осуществляется совместный сбор продукции скважин девонских и угленосных горизонтов.

Продукция скважин под давлением, развиваемым глубинными скважинными насосами по выкидным трубопроводам поступает на АГЗУ «Спутник АМ-40-10-400», где поочередно производится замер дебита каждой скважины.

Продукция скважин под устьевым давлением по выкидным трубопроводам диаметром 114 мм поступает на замерную установку № 457, где осуществляется замер отдельной скважины по жидкости. Далее, после замерной установки, газожидкостная смесь направляется по нефтесборному трубопроводу диаметром 114 мм до врезки в напорный нефтепровод УПСВ «Козловская» - УКПН-1.

Давление, необходимое для транспортировки добываемой жидкости на Кинель-Черкасском месторождении на УКПН-1 обеспечивается внутрискважинными насосами Кинель-Черкасского месторождения. Длина напорного нефтепровода от АГЗУ № 457 до нефтепровода УПСВ «Козловская» - УКПН-1 составляет 390 м, диаметр нефтепровода

- 114 мм, толщина стенки трубы - 8 мм.

Система сбора нефти, газа и воды Кинель-Черкасского месторождения включает:

- выкидные трубопроводы от устьев добывающих скважин до автоматизированной групповой замерной установки (АГЗУ № 457) типа «Спутник» АМ-40-10-400 – металлические трубы диаметром 114 мм;

Консорциум « Н е д р а »

6

-нефтегазопровод от АГЗУ № 457 до напорного нефтепровода УПСВ «Козловская» - УКПН-1;

-металлическая труба диаметром 114 мм.

Продукция скважин под давлением, создаваемым глубинными насосами, по выкидным линиям скважин поступает на АГЗУ «Спутник», где производится замер дебита каждой скважины.

С групповой замерной установки продукция скважин по нефтегазосборному коллектору поступает в напорный нефтепровод УПСВ «Козловская» - УКПН-1 для подготовки до товарных кондиций согласно ГОСТ Р 51858-2002.

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

до трех лет – новые; до десяти лет – средней продолжительности;

более десяти лет – старые.

Таблица 2.2

Сведения о состоянии действующих нефтепромысловых трубопроводов Кинель-Черкасского месторождения

Консорциум « Н е д р а »

7

Продолжение таблицы 2.2

Фонд нефтегазосборных и внутрипромысловых трубопроводов составляет следующие значения:

•эксплуатация от 11 до 12 лет – 30 % фонда трубопроводов;

•эксплуатация от 13 до 27 лет – около 70 % фонда трубопроводов.

Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Кинель-Черкасского 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.

Основное количество газа Кинель-Черкасского месторождения выделяется из нефти при первой ступени сепарации на УКПН-1, откуда газ по газопроводу транспортируется под собственным давлением до ОГПЗ. Диаметр газопровода

114 мм, протяженность 390 м до точки врезки в систему межпромысловых газопроводов, транспортирующих газ до ОГПЗ.

Консорциум « Н е д р а »

8

Газ концевых ступеней сепарации нефти с нефтестабилизационного производства подается на ОГПЗ на переработку.

В перспективный период планируется утилизация газа по сложившейся ранее схеме. Планируемый уровень использования попутного газа Кинель-Черкасского месторождения при этом будет достигать 95 %.

Выводы

На АГЗУ типа «Спутник» (АМ-40-10-400) происходит замер дебита каждой скважины.

В ходе анализа технических характеристик АГЗУ табл. 3.1 и технологического режима действующего добывающего фонда скважин табл. 2.1, делаем вывод, что установка работает в штатном режиме, погрешность измерений составляет до 2,5%.

Для сбора продукции скважин на месторождении в соответствии с «Унифицированными технологическими схемами сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов» (РД 39-0148311-605-86) (44)

реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа.

Поскольку продукция скважин с пласта Д1+ДК` и C2, C3 несовместима друг с другом рекомендуется строительство двухпоточной системы сбора.

В системе сбора реагенты не используются.

Фонд нефтегазосборных и внутрипромысловых трубопроводов составляет следующие значения:

• эксплуатация от 11 до 21 лет – 57,14 % фонда трубопроводов;

Консорциум « Н е д р а »

9

•эксплуатация от 21 до 27 лет – около 42,9 % фонда трубопроводов.

Поскольку на месторождении по состоянию на 01.01.2014г. постоянно работает одна скважина (№25), а две в накоплении, рекомендуется заменить только аварийные участки трубопровода, которые могут привести к утечки

. Замерные установки, применяемы на Кинель-Черкасского месторождении

В качестве устройства, замеряющего дебит водонефтяной эмульсии от добывающих скважин, применяются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» (АМ-40-10-400).

Принцип работы АГЗУ «Спутник»-А

Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник» - А представлена на рис. 3.1.

Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник»

Консорциум « Н е д р а »