КРИВОЛУКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1

КРИВОЛУКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ВВЕДЕНИЕ

Криволукское месторождение расположено в пределах Кинельского административного района Самарской

области в 45 км северо-восточнее города Самары.

Криволукское является многопластовым месторождением. Промышленные залежи нефти выявлены в пластах А4

башкирского яруса среднего карбона, Дк'+Дк тиманского горизонта, DI' и DI пашийского горизонта франского яруса верхнего девона. Все перечисленные пласты выделены в самостоятельные объекты разработки.

В состав месторождения входят Криволукский купол, на котором выделены три самостоятельных участка –

западный, центральный и восточный.

Разработка Криволукского купола началась в 1963 г. вводом в эксплуатацию скважины №13 на пласт DI'

пашийского горизонта.

Целью данного курсового проекта является выбор рациональной схемы сбора нефти, воды и газа Криволукского месторождения. Для решения данной задачи была рассмотрена существующая система сбора, произведен

гидравлический расчет трубопроводов, технологический и механический расчет аппартов.

Консорциум « Н е д р а »

2

1 Общая характеристика района расположения Криволукского месторождения

Криволукское месторождение расположено в пределах Кинельского административного района Самарской области в 45 км северо-восточнее города Самары, в непосредственной близости от сел Бузаевка, Сколково, Кривая Лука и посёлка Кинельский. Неподалеку от месторождения находятся Алакаевское, Ново-Запрудненское и Хилковское месторождения.

Территорию месторождения пересекает асфальтированное шоссе Самара – Отрадный и железнодорожная магистраль Самара – Уфа с узловой станцией Кинель, расположенной в 15 км южнее месторождения.

Местоположение месторождения определяется географическими координатами 53˚18`56`` северной широты и

50˚39`36`` восточной долготы.

В орогидрографическом отношении месторождение приурочено к водоразделу рек Б.Кинель и Сок, абсолютные отметки рельефа колеблются от +33,6 м до +127,4 м.

Климат района континентальный с холодной зимой и жарким сухим летом.

В экономическом отношении район является сельскохозяйственным, хорошо промышленно обустроен и имеет развитую инфраструктуру.

Консорциум « Н е д р а »

3

2 Описание технологической схемы сбора продукции скважин и транспортировки продукции месторождения

Криволукское месторождение расположено на территории Кинельского района Самарской области в 45 км северо-

восточнее г. Самара в непосредственной близости от сел Бузаевка, Сколково, Кривая Лука, Преображенка и п.

Кинельский.

Ближайшими разрабатываемыми месторождениями являются Алакаевское, Ново-Запрудненское и Хилковское месторождения.

Криволукское нефтяное месторождение открыто в 1962 году. Разработка месторождения начата в 1967 году.

Промышленные залежи нефти месторождения приурочены к терригенным породам верхнего девона, пласты Dк и

Dк' - пашийского, Дк' и Дк - тиманского горизонтов, а также среднего карбона пласта А4 башкирского яруса.

По состоянию на 01.01.2015 г. действующий фонд добывающих скважин Криволукского месторождения составляет

8 скважин: 3 в накоплении, 2 в работе, 3 – остановлены.

Фонд скважин представлен в табл. 2.1.

Таблица 2.1

Технологический режим работы действующих нефтяных скважин Криволукского месторождения

Консорциум « Н е д р а »

4

Разгазированные нефти продуктивных пластов девона Криволукского купола по своим физико-химическим свойствам относятся к легким с плотностью 0,779 г/см3 - 0,797 г/см3, вязкостью 0,91-2,66 мПа× с, газовый фактор изменяется от 369,2 м3/т до 457,8м3/т, а Комсомольского купола к средним - с плотностью 0,858г/см3, вязкость изменяется от 23,13 мПа× с до 51,1 мПа× с, газовый фактор 29,8 м3/т. Нефти пласта А4 относятся к средним с плотностью

0,845 г/см3, вязкости 7,88 мПа× с, газовый фактор -39м3/т.

По товарной характеристике нефти девонских пластов малосернистые и сернистые (массовое содержание серы

0,46% - 2,15%), парафинистые (2,9% - 4,75%) на западном участке Комсомольского купола нефть высокопарафинистая

(6,4%), малосмолистые и смолистые (0,33% - 12,2%).

Объемный выход светлых фракций при температуре 300°С составляет 41,0% -69,0%.

Нефть пласта А4 - сернистая (массовое содержание серы 1,32%), смолистая (7,6%), парафинистая (6,4%).

Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300°С-47,0%.

Попутный нефтяной газ, выделившийся из нефти пластов Дк'+Дк и Dк + Dк’ри однократном разгазировании содержит: азота 2,4% - 5,2% мол, в том числе гелия 0,018% - 0,057% мол, метана 39,1% - 50,7% мол, этана 19,4% -

25,41% мол, высших углеводородов (пропан + высшие) 21,43%-36,0% мол.

Консорциум « Н е д р а »

5

Попутный нефтяной газ пласта А4 содержит: сероводорода 0,6% мол, азота 15,1%, метана 21,5%, этана 21,9%, высших углеводородов (пропан + высшие) 38,3%.

В настоящее время эксплуатацию месторождения осуществляет ЦДНГ №4 (цех добычи нефти и газа) Управления подготовки нефти и газа ОАО «Самаранефтегаз».

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)

реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа.

Система внутрипромысловых трубопроводов Криволукского месторождения состоит из:

-выкидных трубопроводов от добывающих скважин до АГЗУ (в бездействии) и до точки врезки в напорный трубопровод;

-нефтесборных трубопроводов для транспорта продукции скважин от АГЗУ до пункта предварительной подготовки нефти и газа – ДНС «Криволукская».

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 стандарта ГОСТ 8732-78.

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 »

6

постоянное уменьшение толщины стенок труб, старение изоляции, снижение прочностных характеристик трубной стали, проявляется усталостное разрушение труб.

Действующий фонд трубопроводов Криволукского месторождения представлен в табл. 2.2.

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 2 видно, что действующий фонд трубопроводов отработал нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94).

Таким образом, нефтесборные система Криволукского 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.

Для осуществления сбора и транспорта девонской продукции скважин на Криволукском куполе построены и действуют выкидные трубопроводы диаметром 100 мм.

Продукция скважин по выкидным трубопроводам на ГЗУ, после замера продукция скважин с по нефтегазосборному трубопроводу диаметром 150 мм, поступает на дожимную насосную станцию Криволукская, где производится частичная сепарация нефти.

Консорциум « Н е д р а »

7

Отсепарированный газ подается в газопровод «ДНС Криволукская» - «Отрадненский ГПЗ». Частично разгазированная нефть откачивается насосами в нефтепровод «ДНС Криволукская» - УПСВ «Ново-Запрудненская».

Ново-Запрудненская УПСВ установка предварительного сброса пластовой воды предназначена для сбора продукции эксплутационных скважин, сепарации газа, отделения пластовой воды и дальнейшего транспортирования нефти на Алакаевскую УПН и газа на ОГПЗ.

Сырьем для установки подготовки нефти является обводненная газонасыщенная продукция скважин Алакаевского,

Путиловского месторождений, а также частично подготовленной нефти, транспортируемой с УПСВ «Ново-

Запрудненская», УПСВ Белозёрская. Готовой продукцией является подготовленная нефть. На УПСВ ведется раздельная подготовка угленосного и девонского потоков продукции скважин, которые проходят обезвоживание и затем направляются двумя потоками на Отрадненское нефтестабилизационное производство (НСП) по нефтепроводам диаметром 250-400 мм на УКПН-2 (угленосный поток) и на УКПН-1 (девонский поток), где осуществляется подготовка нефти до товарных кондиций по ГОСТ 9965-76.

Отсепарированный газ девонского потока Ново-Запрудненского месторождения под собственным давлением по газопроводу диаметром 350-500 мм направляется на ОГПЗ, газ угленосного потока сжигается на факеле. Пластовая вода девонского потока после подготовки подается в систему заводнения.

Сбор и транспорт рекомендуется осуществлять по раздельной герметизированной системе сбора угленосного и девонского потоков с учетом максимально возможного использования существующих мощностей.

Отсепарированный газ девонского потока по действующей системе газопроводов подается на ОГПЗ и полностью утилизируется.

Консорциум « Н е д р а »