Коммунарского месторождения

1

Коммунарского 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.

1. Общая характеристика района расположения Западно-Коммунарского месторождения

Западно-Коммунарское месторождение, включающее в себя собственно Западно-Коммунарское, Чаганское,

Пеньковское, Мало-Малышевское, Можаровское и Шарлыкское поднятия, расположено в пределах Кинельского административного района Самарской области, в 53 км к востоку-юго-востоку от г. Самары.

Территорию месторождения пересекает асфальтированное шоссе Самара-Богатое. В 10 км к северо-востоку от Западно-Коммунарского месторождения проходит железнодорожная магистраль Самара-Оренбург с узловой станцией Кинель, расположенной в 23 км к северо-западу от месторождения. Ближайшие населенные пункты – с. с. Мал. Малышевка, Красносамарское, Домашка, Максимовка (рис. 1.1).

В орогидрографическом отношении месторождение приурочено к водоразделу рек Б. Кинель и Самара. Рельеф земной поверхности слабо всхолмленный, осложнен оврагами, с уклоном к югу и западу в сторону р. Самары.

Абсолютные отметки земной поверхности изменяются в пределах от +45,8 м до 111,8 м.

Для технического водоснабжения могут использоваться подземные воды аллювиальных образований первой надпойменной террасы р. Самары и четвертичных отложений.

Консорциум « Н е д р а »

3

Район Западно-Коммунарского месторождения расположен в лесостепной зоне, леса и кустарники встречаются в виде искусственных лесопосадок.

Климат района континентальный, с жарким и сухим летом и холодной зимой. Средняя годовая температура воздуха составляет +4,4 ºС.

По многолетним данным самым жарким месяцем является июль. Средняя месячная температура воздуха в июле за многолетие – плюс 20,6 ºС. Самым холодным месяцем в году является январь – минус 13,1 ºС. Однако довольно часто наблюдаются годы, когда температура февраля и декабря бывает ниже январской. Абсолютный максимум составляет плюс 39 ºС. Самая низкая температура воздуха минус 43 ºС.

Среднегодовое количество осадков составляет 508 мм.

В экономическом отношении район, преимущественно, сельскохозяйственный; с открытием на территории района нефтяных месторождений получила развитие нефтяная промышленность.

Вблизи Западно-Коммунарского месторождения находятся Ильменевское, Спиридоновское, Северо-

Максимовское, Евгеньевское, Утевское и Дмитриевское месторождения, запасы которых утверждались в ГКЗ (рис. 1.1). Из других полезных ископаемых в районе имеются глины и песок.

В составе Западно-Коммунарского месторождения рассматриваются собственно Запдно-Коммунарское,

Чаганское, Пеньковское, Мало-Малышевское, Можаровское и Шарлыкское поднятия.

Месторождение обустроено, вблизи проходят нефтепроводы Нижневартовск-Куйбышев (17 км) и Альметьевск-

Самара (27,3 км). В районе месторождения расположены действующие водоводы и аммиакопроводы, а также проходят высоковольтные линии электропередачи, линии связи.

Консорциум « Н е д р а »

4

Добычу нефти ведет цех №5 ОАО «Самаранефтегаз», который находится в г. Нефтегорске, расположенном в

40 км к юго-востоку от месторождения.

Консорциум « Н е д р а »

5

Консорциум « Н е д р а »

6

2. Общая характеристика системы сбора и транспортировки продукции Западно-Коммунарского

месторождения

Внастоящее время эксплуатацию Западно-Коммунарского месторождения осуществляет ЦДНГ № 5 (цех добычи нефти и газа) ОАО «Самаранефтегаз».

Западно-Коммунарское месторождение включает в себя собственно Западно-Коммунарское, Чаганское, Пеньковское, Мало-Малышевское, Можаровское и Шарлыкское поднятия.

Вразработку месторождение введено в 1983 году фондом разведочных скважин Мало-Малышевского поднятия, в 1987 году – Западно-Коммунарского, в 1990 году – Чаганского, в 2000 году – Можаровского, Пеньковского и Шарлыкского поднятий.

Промышленные запасы месторождения приурочены к пластам:

-Западно-Коммунарское поднятие - пласты Мч-III, Мч-V, Pd-I, Pd-II', Pd-II, Pd-V', Ао, А3, А4, Б2', Б2, ДI, ДII, ДIII;

-Чаганское поднятие – пласты КIIа, Pd-I', Pd-II', Pd-II, Ао, О2, Бо, Б2, В1, ДI', ДI, ДII, ДIII;

-Пеньковское поднятие – пласт ДIII;

-Мало-Малышевское поднятие – пласты Бо, Б2, В1;

-Можаровское поднятие – пласты Б2, В1, ДI', ДI, ДII, ДIII;

-Шарлыкское поднятие – пласты Бо, Б2, В1.

Консорциум « Н е д р а »

7

Нефти месторождения относятся к легкому типу с плотностью от 799 до 849 кг/м3, среднему типу с плотностью от

853 до 871 кг/м3 и тяжелому типу с плотностью 923 кг/м3. Динамическая вязкость разгазированной нефти изменяется от

4,43 до 125,94 мПа с, газовый фактор составляет 10,14 – 89,21 м3/т.

По товарной характеристике нефти малосернистые (массовое содержание серы 0,6%), сернистые (массовое содержание серы 0,68-1,74%) и высокосернистые (массовое содержание серы 1,85-4,54%; малосмолистые (массовое содержание смол силикагелевых 0,83-4,79%), смолистые (6,56-11,8%) и высокосмолистые (21,18%); парафинистые

(массовое содержание парафина 2,2-5,88%) и высокопарафинистые (6,2%-9,29%).

Газ, выделившийся из нефтей пластов Мч-III, Мч-V, Рd-I, Pd-I', Pd-II, Pd-II', Бо, А0, А3, ДI, ДII, ДIII Западно-

Коммунарского месторождения при дифференциальном разгазировании совсем не содержит сероводорода. Содержание сероводорода в газе остальных пластов изменяется от 0,37 до 3,89 % моль. Содержание углекислого газа составляет

0,18-3,63% моль; азота – 2,63-48,02% моль; метана – 16,05-59,6% моль; этана – 4,29-31,35; пропана – 2,39-23,64% моль.

Относительная плотность газа по воздуху - 0,751-1,259, теплотворная способность – 26217-58555,3 кДж/м3.

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

газа.

Сбор девонской и угленосной нефти Западно-Коммунарского месторождения производится совместно, но разделен по поднятиям.

Продукция скважин Западно-Коммунарского поднятия по выкидным трубопроводам поступает на две автоматизированные групповые замерные установки АГЗУ-1,2. После замера продукция скважин по нефтегазосборным трубопроводам, поступает на Западно-Коммунарскую двухпоточную УПСВ, где предусмотрена сепарация нефти,

Консорциум « Н е д р а »

8

предварительный сброс пластовой воды и транспорт разгазированной нефти по напорному нефтепроводу на Широкинскую ДНС.

Продукция скважин Чаганского, Мало-Малышевского и Пеньковского поднятий по выкидным трубопроводам поступает на 6 автоматизированных групповых замерных установок (АГЗУ-1,2 на Западно-Коммунарском поднятии, АГЗУ-1 на Мало-Малышевском поднятии, АГЗУ-1,2,3 на Чаганском поднятии).

После замера продукция скважин по нефтегазосборным трубопроводам поступает на Широкинскую ДНС, где предусмотрена двухступенчатая сепарация нефти и транспорт разгазированной нефти на Бариновскую УПСВ, откуда она по существующей сети межпромысловых нефтепроводов перекачивается на Нефтегорский НСП, где происходит подготовка эмульсии до товарных кондиций по ГОСТ Р 51858-2002.

На Западно-Коммунарском и Мало-Малышевском поднятиях на АГЗУ подается реагент для снижения вязкости продукции скважин (СНПХ-7870) и ингибитор предотвращения солеотложения (СНПХ-5312). Закачка реагента производится при помощи насоса УДЭ.

Продукция скважин Шарлыкского поднятия под давлением, развиваемым электроцентробежными насосами по выкидным трубопроводам поступает на автоматическую групповую замерную установку типа «Спутник» - АГЗУ №10. Установка предназначена для автоматического периодического определения дебитов нефтяных скважин по жидкости и контроля за разработкой нефтяных месторождений.

После замера на АГЗУ №10 продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу поступает на Евгеньевскую УПСВ (установку предварительного сброса пластовой воды), куда также поступает продукция скважин Евгеньевского, Советского, Кодонного, Поплавского месторождений. На установке предусмотрена сепарация нефти, предварительный

Консорциум « Н е д р а »