Сологаевского месторождения
.pdf10
|
|
|
Параметры |
|
|
|
|
|
|
|
Коли- |
трубопроводов |
|
|
|
||
Наименование трубопровода |
Назначение |
Диаметр, |
|
Состояние |
Материал |
Год |
||
чество |
|
|||||||
или участка |
объекта |
толщина |
Длина, |
трубопроводов |
трубы |
ввода |
||
ниток |
||||||||
|
|
стенки, |
м |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
мм |
|
|
|
|
|
Скв. 188 – АГЗУ-14 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
200 |
действующий |
Ст. 20 |
1995 |
|
Скв. 159 – АГЗУ-12 |
Выкидная линия |
1 |
114х8 |
360 |
бездействующий |
Ст. 20 |
1992 |
|
Скв. 118 – АГЗУ-10 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
600 |
действующий |
Ст. 20 |
1988 |
|
Скв. 121 – АГЗУ-12 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
150 |
действующий |
Ст. 20 |
1991 |
|
Скв. 139 – врезка в в/л скв.119 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
700 |
действующий |
Ст. 20 |
1994 |
|
Скв. 119 – АГЗУ-10 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
700 |
бездействующий |
Ст. 20 |
1988 |
|
Скв. 144 – АГЗУ-10 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
400 |
действующий |
Ст. 20 |
1995 |
|
Скв. 302 – АГЗУ-10 |
Выкидная линия |
1 |
108х6 |
390 |
действующий |
Ст. 20 |
2006 |
|
Скв. 12 – АГЗУ-12 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
200 |
бездействующий |
Ст. 20 |
1987 |
|
Скв. 102 – АГЗУ-10 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
500 |
бездействующий |
Ст. 20 |
1988 |
|
Скв. 142 – АГЗУ-10 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
400 |
бездействующий |
Ст. 20 |
1995 |
|
Скв. 181– АГЗУ-13 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
100 |
бездействующий |
Ст. 20сп |
1993 |
|
Скв. 146– АГЗУ-14 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
450 |
бездействующий |
Ст. 20 |
1996 |
|
Скв. 141– АГЗУ-10 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
670 |
бездействующий |
Ст. 20 |
1996 |
|
Скв. 150– АГЗУ-14 |
Выкидная линия |
1 |
114х8 |
200 |
бездействующий |
Ст. 20 |
1994 |
|
Скв. 152– врезка в в/л скв. 161 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
250 |
бездействующий |
Ст. 20 |
1997 |
|
Скв. 189– АГЗУ-14 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
100 |
бездействующий |
Ст. 20 |
1994 |
|
Скв. 129 – АГЗУ-9 |
Выкидная линия |
1 |
114х8 |
800 |
бездействующий |
Ст. 20 |
1997 |
|
Скв. 151 – врезка в в/л скв. 189 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
10 |
бездействующий |
Ст. 20 |
1993 |
|
Скв. 4 – АГЗУ-10 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
400 |
бездействующий |
Ст. 20 |
1985 |
|
Скв. 105 – АГЗУ-10 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
500 |
бездействующий |
Ст. 20 |
1988 |
|
Скв. 120 – АГЗУ-10 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
200 |
бездействующий |
Ст. 20 |
1994 |
|
АГЗУ-9 – УПСВ Сологаевская |
Нефтесборный |
1 |
159х5 |
800 |
действующий |
Ст. 20 |
1987 |
|
трубопровод |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||
АГЗУ-10 – УПСВ Сологаевская |
Нефтесборный |
1 |
168х7 |
1500 |
действующий |
Ст. 20 |
1992 |
|
трубопровод |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||
АГЗУ-12 – УПСВ Сологаевская |
Нефтесборный |
1 |
168х7 |
1400 |
действующий |
Ст. 20 |
1992 |
|
Консорциум « Н е д р а »
11
|
|
|
Параметры |
|
|
|
|
|
|
|
Коли- |
трубопроводов |
|
|
|
||
Наименование трубопровода |
Назначение |
Диаметр, |
|
Состояние |
Материал |
Год |
||
чество |
|
|||||||
или участка |
объекта |
толщина |
Длина, |
трубопроводов |
трубы |
ввода |
||
ниток |
||||||||
|
|
стенки, |
м |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
мм |
|
|
|
|
|
|
трубопровод |
|
|
|
|
|
|
|
АГЗУ-13 – УПСВ Сологаевская |
Нефтесборный |
1 |
168х7 |
2200 |
действующий |
Ст. 20 |
1991 |
|
трубопровод |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||
АГЗУ-14 – врезка в нефтеп/д |
Нефтесборный |
1 |
114х7 |
150 |
действующий |
Ст. 20 |
1988 |
|
АГЗУ-11-УПСВ Сологаевская |
трубопровод |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|||
АГЗУ-11 – УПСВ Сологаевская |
Нефтесборный |
1 |
168х7 |
5000 |
действующий |
Ст. 20 |
1988 |
|
трубопровод |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||
АГЗУ-15 – УПСВ Сологаевская |
Нефтесборный |
1 |
159х6 |
1598 |
действующий |
Ст. 20С |
2010 |
|
трубопровод |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||
УПСВ Сологаевская – |
Напорный |
1 |
219х7 |
4688 |
действующий |
Ст. 10С |
1984 |
|
УПСВ Мочалевская |
трубопровод |
6501 |
Ст. 10 |
1991 |
||||
|
|
|
||||||
УПСВ Мочалеевская – |
Напорный |
|
219х8 |
|
|
|
2000- |
|
1 |
273х8 |
22600 |
действующий |
Ст. 20 |
||||
ТП Сосновский |
трубопровод |
2006 |
||||||
|
325х8 |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
||
ТП Сосновский – |
Напорный |
|
219х8 |
2000 |
|
|
1994 |
|
1 |
273х8 |
22650 |
действующий |
Ст. 20 |
2000 |
|||
УКОН Похвистневская |
трубопровод |
|||||||
|
325х6 |
11200 |
|
|
2000 |
|||
|
|
|
|
|
||||
УПСВ Сологаевская – СУ-5 |
Газопровод |
1 |
159х6 |
17000 |
действующий |
Ст. 20сп |
2001 |
|
Подбельское поднятие |
|
|
|
|
|
|
|
|
Скв. 210 – врезка в в/л скв.211 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
22 |
действующий |
Ст. 20 |
1998 |
|
Скв. 211– АГЗУ-11 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
200 |
действующий |
Ст. 20 |
1998 |
|
Скв. 213– АГЗУ-11 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
100 |
бездействующий |
Ст. 20 |
1998 |
|
Скв. 204– АГЗУ-11 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
2000 |
действующий |
Ст. 20 |
2000 |
|
Скв. 201 – АГЗУ-11 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
900 |
действующий |
Ст. 20 |
2000 |
|
Скв. 40 – АГЗУ-11 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
1200 |
бездействующий |
Ст. 20 |
1987 |
|
Скв. 202 – врезка в в/л скв.201 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
37 |
бездействующий |
Ст. 20 |
2000 |
|
Скв. 206 – врезка в в/л скв.204 |
Выкидная линия |
1 |
114х5 |
2 |
бездействующий |
Ст. 20 |
2000 |
|
Консорциум « Н е д р а »
12
Технологический режим работы скважин представлен в таблице 1.5.
Таблица 1.5
Технологический режим работы скважин
|
|
Q |
Q жид |
|
Состояние на |
№ скв |
Насос |
нефти |
кости |
Обводненность |
конец месяца |
|
|
т/сут |
м3/сут |
% |
|
9 |
ЭЦН5-45-2350 |
13,0 |
20,0 |
22,0 |
в накоплении |
40 |
НСН2-43 |
0,6 |
4,4 |
84,7 |
в бездействии |
121 |
ЭЦН5-400-1950 |
5,8 |
384,0 |
98,2 |
В работе |
122 |
ЭЦН5-45-2500 |
5,3 |
43,0 |
85,2 |
В работе |
123 |
ЭЦН5-45-1800 |
12,0 |
25,0 |
45,6 |
В работе |
130 |
ЭЦН5-45-2350 |
33,9 |
45,3 |
10,7 |
В работе |
141 |
ЭЦН5-45-2150 |
0,7 |
18,0 |
95,6 |
В работе |
148 |
ЭЦН5-50-1950 |
2,8 |
20,0 |
84,1 |
в накоплении |
149 |
ЭЦН5-45-2450 |
1,8 |
2,5 |
11,2 |
в накоплении |
151 |
НН2Б-43 |
0,0 |
0,1 |
92,0 |
в бездействии |
155 |
ЭЦН5-80-2000 |
29,8 |
92,0 |
61,3 |
В работе |
159 |
ЭЦН5-45-2350 |
0,7 |
18,0 |
95,5 |
В работе |
160 |
ЭЦН5-45-2500 |
4,1 |
19,5 |
75,2 |
В работе |
161 |
RHAM-25-175 |
0,7 |
10,0 |
91,3 |
В работе |
180 |
СВАБ |
0,0 |
0,1 |
98,0 |
в накоплении |
182 |
СВАБ |
0,0 |
0,1 |
98,0 |
в накоплении |
187 |
ЭЦН5-30-2550 |
5,0 |
10,0 |
40,0 |
в накоплении |
188 |
СВАБ |
0,0 |
0,1 |
96,0 |
в накоплении |
189 |
ЭЦН5-45-2550 |
0,3 |
79,0 |
99,6 |
В работе |
197 |
ЭЦН5-45-2450 |
5,2 |
17,0 |
63,3 |
в накоплении |
206 |
ЭЦН5-250-2100 |
3,8 |
231,5 |
98,0 |
В работе |
211 |
ЭЦН5-45-2100 |
4,2 |
20,0 |
74,2 |
в накоплении |
302 |
ЭЦН5-250-1500 |
6,5 |
263,0 |
97,1 |
В работе |
305 |
ЭЦН5-125-2000 |
102,9 |
143,5 |
14,4 |
В работе |
308 |
ЭЦН5-160-2000 |
7,9 |
191,5 |
95,1 |
В работе |
Консорциум « Н е д р а »
13
Система внутрипромысловых трубопроводов Сологаевского 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 – Сологаевской УПСВ.
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 ниже стандартов технических условий:
-ГОСТ 1050-88 (трубы из углеродистой качественной конструктивной стали со специальной поверхностью);
-ГОСТ 10705-89 (трубы электросварные из стали 10, стали 20);
-ТУ 14-161-148-94 – трубы стальных бесшовных горячедеформированных труб повышенной коррозионной стойкости и хладостойкости;
-ТУ 2248-006-21171125-00 (ГПМТ).
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 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;
Консорциум « Н е д р а »
14
до десяти лет – средней продолжительности;
более десяти лет – старые.
Следуя данной классификации, из таблиц видно, что 96,5 % протяженности выкидных линий, 87,3 %
нефтегазосборных сетей и 39,7% напорного трубопровода отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94).
Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Сологаевского 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.
1.2 Анализ работы АГЗУ
Описание автоматизированной групповой замерной установки «Спутник» АМ-40-10-400.
Установка предназначена для периодического определения по программе количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, и контроля их работы на нефтяных месторождениях.
Основные технические данные:
-производительность – до 16 м3/час;
-количество подключающих трубопроводов от скважин – до 14 шт.;
-рабочее давление – до 40 кгс/см2.
Принципиальная схема установки – рис.1.2
Устройство и принцип работы
Консорциум « Н е д р а »
15
Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель (1) ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в замерный сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12).
В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (54) поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.
С помощью расхода (6) и заслонки (54), соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости TOP 1-50 (7) с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.
За время продавки жидкость проходит через счетчик ТОР 1-50 и направляется в общий трубопровод.
Счетчик ТОР 1-50 выдает на блок управления и индикации (БУИ) импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.
Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики.
При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода ГП-1М (3) и в системе гидравлического управления повышается давление.
Привод переключателя ПСМ под воздействием давления гидропривода перемещает поворотный патрубок переключателя и на измерение подключается следующая скважина.
Длительность измерения определяется установкой реле времени.
Консорциум « Н е д р а »
16
Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий: дебита скважины, способов добычи, состояние разработки месторождения и др.
В установке предусмотрена возможность контроля работы скважин по отсутствию (за определенное время)
сигналов от счетчика ТОР 1-50.
При применении в установке счетчика газа турбинного «АГАТ» необходимо его смонтировать на газовом трубопроводе, вторичный блок НОРД-ЭЗМ в щитовом помещении.
Блок НОРД-ЭЗМ производит подсчет и регистрацию результата измерения количества газа, выделившегося при рабочем давлении установки.
Для путевой деэмульсации и снижения вязкости жидкости установка «Спутник Б-40-14-500» снабжена насосом – дозатором и баком для реагента. В зависимости от объема жидкости, проходящей через установку, насос – дозатор регулируется на введении определенного объема реагента, который впрыскивается в общий трубопровод.
Установки имеют электрическое освещение, обогреватели, принудительную вентиляцию. Щитовое помещение имеет естественную вентиляцию и электрические нагреватели.
Все оборудование смонтировано на металлическом основании.
На основании по периметру рамы заполняется теплоизоляционным материалом (пенопласт, жесткие минераловатные плиты) и обшивается металлическими листами.
Укрытие установки отличается легкостью, прочностью, устойчивостью к атмосферным воздействиям, хорошими теплоизолирующими свойствами.
Укрытие обеспечивает нормальные условия для работы аппаратуры и обслуживающего персонала.
Консорциум « Н е д р а »
17
Для подачи химреагентов на АГЗУ и сепарационных установках используются блочные автоматизированные установки БР-2,5, которые состоят из двух блоков, смонтированных на железобетонных блоках и укрытых теплоизолированной будкой.
Устройство и принцип действия «Спутник» АМ-40-14-400 аналогичен аппарату «Спутник» Б-40-14-500.
Принципиальная схема установки схема 1.
Назначение изделия.
Установка «Спутник» предназначена для периодического определения по программе количества жидкости,
добываемой из нефтяных скважин, и контроля их работы на нефтяных месторождениях.
Функциональное назначение установки.
1. Определение количества жидкости и, при наличии счетчика газа турбинного типа «АГАТ», определение количества газа с выдачей результата в блок управления или верхний уровень по системе ТМ; установка «Спутник Б 40- 14-500» дополнительно позволяет введение химреагента в жидкость;
Сигнализация отсутствия потока в контролируемой скважине.
Состав изделия.
Каждая установка состоит из технологического и щитового помещений и включает комплект запасных частей,
инструмента и принадлежностей.
Технические данные АГЗУ представлена в таблице 1.6
Консорциум « Н е д р а »
18
Таблица 1.6
Технические данные АГЗУ |
|
1.Диапазон дебитов, подключенных к установке скважин, м3/сут, в |
|
пределах |
от 1 до 400 |
2.Рабочее давление, МПа (кгс/см2), не более |
4,0 (40) |
3.Количество подключаемых к установке «Спутник» скаважин, шт. |
|
Б40-14-500 |
14 |
АМ40-14-400 |
14 |
АМ40-10-400 |
10 |
АМ40-8-400 |
8 |
4.Параметры питания электрических цепей: |
|
род тока |
переменный |
напряжение, В |
380/220 |
допустимое отклонение напряжения, % |
от -15 до +10 |
частота переменного тока, Гц |
50+1 |
потребляемая мощность, кВА, |
не более 10 |
5.Характеристика окружающего воздуха: |
|
интервал температур, оС |
от -50 до +45 |
средняя температура наиболее холодной пятидневки, оС, |
не ниже |
относительная влажность воздуха при температуре 20оС,% |
-40 |
6.Характеристика рабочей среды: |
|
температура, оС, в пределах |
от 5 до 70 |
кинематическая вязкость при температуре 20 оС,м2/с, в пределах |
от 1*10-6 |
|
до 120*10-6 |
содержание воды в жидкости, объемная доля, %, в пределах |
от 0 до 98 |
содержание сернистых соединений в массовой доле, % |
не более 3 |
количество примесей механических, мг/л, не более |
3000 |
размер механических примесей, мм, не более |
5 |
содержание сероводорода, объемное, % |
до 2 |
7.Исполнение приборов, устройств и электрооборудования |
взрывоза- |
технологического помещения |
щищенное |
Консорциум « Н е д р а »
19
8. Исполнение электрооборудования щитового помещения |
обыкновенное |
9.Средняя наработка на отказ установок должна быть, ч, не менее: |
|
по функции измерения количества жидкости (участвуют |
|
переключатель скважин многоходовой, регулятор расхода, счетчик |
1700 |
жидкости турбинный, блок управления и индикации, заслонка) |
|
по функции контроля подачи (участвуют счетчик жидкости |
2250 |
турбинный, блок управления и индикации) |
|
Устройство и принцип работы.
Принципиальная схема установок показана на рис.1.2. Работа установок происходит следующим образом.
Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель (1) ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12).
В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17) поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.
С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР 1-50 (5) с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.
За время продавки жидкость проходит через счетчик ТОР 1-50 и направляется в общий трубопровод.
Счетчик ТОР 1-50 выдает на блок управления и индикации (БУИ) импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.
Консорциум « Н е д р а »