Колыванского месторождения 2

2

1. Общая характеристика района расположения Колыванского месторождения

Колыванское месторождение и прилегающие к нему с востока Рассветское, Горбатовское, Тверское, Подъём-

Михайловское, Карагайское и с запада Гражданское месторождения, расположены в Чапаевском нефтегеологическом районе на территории Красноармейского и Волжского административных районов Самарской области (рис. 1.1).

Наиболее крупным месторождением среди них является Тверское. В 4 км к югу от него расположено Подъём-

Михайловское, в 19 км к юго-западу – Карагайское и в 20 км к западу - Рассветское и Колыванское.

Колыванское поднятие находится в 42 км к юго-западу от г. Самара, северо-западнее проходит железная дорога Пенза-Самара с ближайшей станцией в г. Чапаевске, в 6 км к востоку от площади с юга на север проходит шоссейная дорога Пестравка-Самара.

Ближайшие населенные пункты: п. Дергачи, п. Колывань, с. Каменный Брод, с. Сухая Вязовка, с. Яблоневый Овраг связаны между собой автомобильными дорогами местного значения.

В орографическом отношении описываемый район представляет собой слегка всхолмленную возвышенную равнину. Максимальные абсолютные отметки рельефа плюс 140-150 м приурочены к юго-западной части рассматриваемого района, минимальные – к пойме р. Чапаевка и составляют плюс 36-40 м. В долине р. Чапаевки прослеживается три террасы: пойменная, первая надпойменная хвалынского (вюрмского) времени и вторая надпойменная хазарского (рисского) времени. Высота пойменной террасы составляет 2-3 м.

Надпойменная терраса прослеживается широкой полосой от 200-300 м до 3 км, абсолютные отметки ее составляют

45-55 м. Вторая надпойменная терраса отделяется от первой уступом высотой 4-5 м, верхняя граница ее прослеживается

Консорциум « Н е д р а »

3

нечетко и терраса постепенно сливается с водоразделом, сложенным сыртовыми образованиями.

Через восточную часть Колыванского месторождения протекает р. Большая Вязовка, впадающая в р. Чапаевка у с. Дергачи.

Овражно-балочная сеть района представлена рядом протяженных оврагов с крутыми склонами. Овраг Графтов, расположенный между Колыванской и Карагайской площадями протягиваются на 7-8 км, имеет пологие склоны и открывается в долину реки Чапаевка.

Климат района континентальный, с жарким летом и холодной зимой. Территория, в основном, занята пахотными землями, разделенными на поля лесополосами.

Район месторождения полностью промыслово обустроен. Нефть с месторождения поступает в нефтепровод «Дружба II» Самара-Тихорецк. С западной и восточной стороны вблизи месторождения проходят высоковольтные линии электропередач.

Глубокое разведочное бурение на Колыванском месторождении было начато 30 марта 1969 г. скв. № 80.

Выкопировка из обзорной карты месторождений и структур углеводородного сырья Самарской области

Консорциум « Н е д р а »

4

Рис. 1.1

2. Общая характеристика системы сбора и транспортировки продукции Колыванского месторождения

В настоящее время эксплуатацию Колыванского месторождения осуществляет ЦДНГ №6.

Колыванское месторождение открыто в 1970 г. и вступило в промышленную эксплуатацию в 1973 г. Колыванское месторождение состоит из двух куполов: Северного и Южного. Промышленные запасы приурочены к продуктивным пластам А-4 башкирского яруса, Б-2 , Б-2, Б-3 бобриковского горизонта, Дл заволжского надгоризонта [1].

Консорциум « Н е д р а »

5

Как видно из приведенных данных, нефти месторождения относятся к легким, с плотностью 0,776 г/см3 (пл. А-4) и к средним с плотностью 0,857-0,872 г/см3 (пласты Б-2 +Б-2, Дл), маловязкие (пл. А-4, Б-3, Дл) и вязкие (Б-2 +Б-2)

(динамическая вязкость при 20°С изменяется от 4,64мПа с до 25,06 мПа с), газовый фактор изменяется от 20,92 до 79,82 м3/т.

По товарной характеристике нефти высокосернистые и сернистые (массовое содержание серы 1,82%-2,47% пластов Б-2 +Б-2, Дл и 0,77%-0,82% пласта А-4), парафиновые (содержание парафина 3,31%-4,44%), смолистые и малосмолистые (содержание смол силикагелевых 9,13% - 12,22% пластов Б-2 +Б-2, Дл и 3,14%-4,44% пласта А-4).

В газе, выделившемся из нефтей Колыванского месторождения, содержание сероводорода составляет 0,03 – 2,54%

моль, метана – 27,63 – 33,24% моль, этана – 8,26 – 20,52% моль, азота – 10,25 – 16,24% моль.

По состоянию на 01.01.2016 г. действующий фонд добывающих скважин Колыванского месторождения составляет всего 22 единицы, из них на Северном куполе - 9 скважин, на Южном куполе – 13 скважин [2].

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) [3],

реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа.

Продукция скважин Колыванского месторождения под давлением свабирования (три скважины) и давлением,

развиваемым глубинными штанговыми (одна скважина) и центробежными насосами (18 скважин) по выкидным трубопроводам диаметром 73-114 мм, протяженностью 14,42 км поступает на три автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), где поочередно производится замер дебита скважин. После замера продукция скважин по

Консорциум « Н е д р а »

6

нефтегазосборным трубопроводам диаметром 168-273 мм, протяженностью 12,8 км поступает на дожимную насосную станцию (ДНС) Рассветского месторождения.

На Рассветской ДНС предусмотрена первичная сепарация пластовой нефти и перекачка частично разгазированной нефти по напорному трубопроводу переменного диаметра 219-273 мм, протяженностью 25,186 км на Горбатовскую УПСВ, откуда по существующей сети межпромысловых нефтепроводов перекачивается на Нефтегорское НСП, где происходит подготовка эмульсии до товарных кондиций по ГОСТ Р 51858-2002 [4].

Выделившийся попутный нефтяной газ Колыванского месторождения в аппаратах Рассветской ДНС направляется на свечу сжигания.

Фактический коэффициент использования газа Колыванского месторождения составляет 17,34 %.

Система нефтегазосборных трубопроводов Колыванского месторождения состоит из:

-выкидных трубопроводов от добывающих скважин до АГЗУ;

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

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 стандартов ГОСТ 1050-76, ГОСТ 1050-88, ГОСТ1050-86, ГОСТ 10705-89,

ГОСТ 1050-80 10705-80, ТУ 2707-1188-78.

Консорциум « Н е д р а »

7

На состояние построенных выкидных линий и нефтегазосборных трубопроводов влияют сроки службы с момента ввода их 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.

Сведения о состоянии нефтепромысловых трубопроводов Колыванского месторождения ЦДНГ № 6 ОАО «Самаранефтегаз» (по состоянию на 01.01.2016 г.) представлены в табл. 2.1 [5].

Технологический режим работы скважин объекта Колыванского месторождения приведен в табл. 2.2 [5].

Таблица 2.1

Сведения о состоянии нефтепромысловых трубопроводов и трубопроводах внешнего транспорта Колыванского

месторождения ЦДНГ № 6 ОАО «Самаранефтегаз» (по состоянию на 01.01.2016 г.)

Консорциум « Н е д р а »