Добавил:

COSMOS Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Предмет:

Добыча нефти и газа

Файл:

Сосновского месторождения

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

16.06.2024

Размер:

2.46 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 12 / 162 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 > Следующая >>>

-ГОСТ 8731-78 (трубы стальные бесшовные группы В из стали 20, стали 10);

-ГОСТ 10705-80 (трубы стальные бесшовные группы Б, В из стали 10);

-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.

Действующий фонд выкидных линий по срокам эксплуатации составляет следующие значения:

-эксплуатация от 30 и более лет – 30,4% фонда выкидных линий (общая протяженность действующих выкидных линий составляет 14,544 км);

-эксплуатация от 20-30 лет – 59,6% фонда выкидных линий;

-эксплуатация от 10 до 20 лет – 10% фонда выкидных линий

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 таблиц видно, что 100 % протяженности выкидных линий отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности

данного региона (РД 39-132-94).

Консорциум « Н е д р а »

Таблица 1.5

Сведения о состоянии нефтепромысловых трубопроводов Сосновского месторождения (по состоянию на 01.01.2015 г.)

		Параметры
Наименование трубопровода		трубопроводов		Состояние	Материал	Год ввода в
Наименование трубопровода	Назначение объекта		Длина,	Состояние	Материал	Год ввода в
или участка	Назначение объекта	Диаметр, толщ-ина	Длина,	трубопроводов	трубы	эксплуатацию
или участка		Диаметр, толщ-ина	м	трубопроводов	трубы	эксплуатацию
		стенки, мм	м
		стенки, мм	м
			м
Скважина 522 – АГЗУ-85	Вык.линия	95х16	200	действующий	ГПМТ	1996
Скважина 315 - АГЗУ-525	Вык.линия	89х6	725	действующий	Ст.10	1984
Скважина 451 – АГЗУ-525	Вык.линия	95х16	400	действующий	ГПМТ	1985
Скважина 502 – АГЗУ-525	Вык.линия	95х16	400	действующий	ГПМТ	1985
Скважина 313 – АГЗУ-432	Вык.линия	95х16	350	действующий	ГПМТ	1991
Скважина 523 – АГЗУ-84	Вык.линия	114х5	374	действующий	Ст.20пс	1984
Скважина 83 – АГЗУ-520	Вык.линия	95х16	45	действующий	ГПМТ	1985
Скважина 338 – АГЗУ-86	Вык.линия	114х8	350	действующий	Ст.20	1965
Скважина 72 – АГЗУ-520	Вык.линия	95х16	400	действующий	ГПМТ	1985
Скважина 71 – АГЗУ-508	Вык.линия	95х16	250	действующий	ГПМТ	1995
Скважина 504 – АГЗУ-520	Вык.линия	95х16	375	действующий	ГПМТ	1985
Скважина 505 – АГЗУ-85	Вык. линия	95х16	220	действующий	ГПМТ	1985
Скважина 521 – АГЗУ-84	Вык.линия	114х8	300	действующий	Ст.20пс	1984
Скважина 525 – АГЗУ-525	Вык.линия	114х8	80	действующий	Ст.20пс	1984
Скважина 88 – АГЗУ-5	Вык.линия	95х16	670	действующий	ГПМТ	1985
Скважина 93 – АГЗУ-5	Вык.линия	114х5	770	действующий	Ст.20пс	1970
Скважина 81 – АГЗУ-85	Вык.линия	95х16	250	действующий	ГПМТ	1985
Скважина 96 – АГЗУ-5	Вык.линия	95х16	100	действующий	ГПМТ	1985
Скважина 98 – АГЗУ-508	Вык.линия	95х16	508	действующий	ГПМТ	1997
Скважина 366 – АГЗУ-85	Вык.линия	76х6	50	действующий	Ст.10	1985
Скважина 370 – АГЗУ-5	Вык.линия	95х16	675	действующий	ГПМТ	1985
Скважина 305 – АГЗУ-508	Вык.линия	114х8	120	действующий	Ст.20	1963

Продолжение таблицы 1.5

Консорциум « Н е д р а »

		Параметры
Наименование трубопровода	Назначение объекта	трубопроводов		Состояние	Материал	Год ввода в
или участка	Назначение объекта	Диаметр, толщ-ина	Длина,	трубопроводов	трубы	эксплуатацию
или участка		Диаметр, толщ-ина	Длина,	трубопроводов	трубы	эксплуатацию
		стенки, мм	мм
Скважина 309 – АГЗУ-525	Вык.линия	95х16	625	действующий	ГПМТ	1985
Скважина 336 – АГЗУ-123	Вык.линия	114х9	300	действующий	Ст.20пс	1987
Скважина 340 – АГЗУ-86	Вык.линия	114х8	600	действующий	Ст.20	1965
Скважина 303 – АГЗУ-508	Вык.линия	95х16	250	действующий	ГПМТ	1997
Скважина 310 – АГЗУ-5	Вык.линия	95х16	185	действующий	ГПМТ	1985
Скважина 311 – АГЗУ-5	Вык.линия	95х16	500	действующий	ГПМТ	1985
Скважина 321 – АГЗУ-334	Вык.линия	76х8	480	действующий	Ст.20	1984
Скважина 323 – АГЗУ-123	Вык.линия	95х16	375	действующий	ГПМТ	1985
Скважина 334 – АГЗУ-334	Вык.линия	76х8	337	действующий	Ст.20	1984
Скважина 342 – АГЗУ-334	Вык.линия	76х8	200	действующий	Ст.20	1984
Скважина 363 – АГЗУ-86	Вык.линия	114х9	2580	действующий	Ст.20	1970
Скважина 403 – АГЗУ-525	Вык.линия	95х16	250	действующий	ГПМТ	1985
Скважина 432 – АГЗУ-432	Вык.линия	132х21	250	действующий	ГПМТ	1996
Скважина 95 –АГЗУ-5	Вык.линия	89х6	396	бездействующий	Ст.20пс	1970
Скважина 126 – АГЗУ-520	Вык.линия	73х5	900	бездействующий	Ст.20пс	1988
Скважина 82 – АГЗУ-520	Вык.линия	95х16	400	бездействующий	ГПМТ	1989
Скважина 452 – АГЗУ-432	Вык.линия	95х16	260	бездействующий	ГПМТ	1989
Скважина 85 – АГЗУ-85	Вык.линия	95х16	100	бездействующий	ГПМТ	1997
Скважина 508 – АГЗУ-508	Вык.линия	95х16	50	бездействующий	ГПМТ	1997
Скважина 79 – АГЗУ-520	Вык.линия	95х16	300	бездействующий	ГПМТ	1989
Скважина 89 – АГЗУ-5	Вык.линия	89х6	734	бездействующий	Ст.20пс	1992
Скважина 337 – АГЗУ-86	Вык.линия	89х6	270	бездействующий	Ст.20пс	1995
Скважина 450 – АГЗУ-508	Вык.линия	95х16	175	бездействующий	ГПМТ	1991
Скважина 123 – АГЗУ-520	Вык.линия	89х6	512	бездействующий	Ст.20пс	1984
Скважина 500 – АГЗУ-84	Вык.линия	114х8	300	бездействующий	Ст.20пс	1991
Скважина 343 – АГЗУ-334	Вык.линия	89х6	367	бездействующий	Ст.20	1986

Консорциум « Н е д р а »

Продолжение таблицы 1.5

		Параметры
Наименование трубопровода	Назначение объекта	трубопроводов		Состояние	Материал	Год ввода в
или участка	Назначение объекта	Диаметр, толщ-ина	Длина,	трубопроводов	трубы	эксплуатацию
или участка		Диаметр, толщ-ина	Длина,	трубопроводов	трубы	эксплуатацию
		стенки, мм	м
Скважина 440 – АГЗУ-84	Вык.линия	168х8	525	бездействующий	Ст.20пс	1973
Скважина 80 – АГЗУ-123	Вык.линия	95х16	156	бездействующий	ГПМТ	1989
Скважина 87 – АГЗУ-525	Вык.линия	95х16	425	бездействующий	ГПМТ	1992
Скважина 86 – АГЗУ-86	Вык.линия	95х16	94	бездействующий	ГПМТ	1992
Скважина 455 – АГЗУ-86	Вык.линия	95х16	140	бездействующий	ГПМТ	1990
Скважина 152 – АГЗУ-508	Вык.линия	95х16	250	бездействующий	ГПМТ	1988
Скважина 346 – АГЗУ-85	Вык.линия	114х8	1340	бездействующий	Ст.20	1987
Скважина 339 – АГЗУ-86	Вык.линия	95х16	200	бездействующий	ГПМТ	1986
Скважина 335 – АГЗУ-5	Вык.линия	95х16	475	бездействующий	ГПМТ	1993
Скважина 506 – АГЗУ-5	Вык.линия	95х16	320	бездействующий	ГПМТ	1997
АГЗУ-508 – Сосновская УПСВ-	Нефтесб.трубопровод	168х8	75	действующий	Ст.20	1997
95	Нефтесб.трубопровод	168х8	75	действующий	Ст.20	1997
95
АГЗУ-520 – врезка АГЗУ-520	Нефтесб.трубопровод	114х8	100	действующий	ГПМТ	1997
АГЗУ-84 – врезка АГЗУ-84	Нефтесб.трубопровод	132х21	690	действующий	Ст.20	2005
Врезка АГЗУ-84 – Сосновская	Нефтесб.трубопровод	219х8	2040	действующий	Ст.20А	2005
УПСВ 95		219х8	2040	действующий	Ст.20А	2005
УПСВ 95
АГЗУ-432 – врезка АГЗУ-432	Нефтесб.трубопровод	168х8	430	действующий	Ст.20	1995
АГЗУ-525 – врезка АГЗУ-525	Нефтесб.трубопровод	168х8	30	действующий	Ст.20	1994
АГЗУ-525 – врезка АГЗУ-525		168х8	30	действующий	Ст.20	1994

АГЗУ-86 – врезка АГЗУ-85	Нефтесб.трубопровод	159х8	310	действующий	Ст.20	1996
АГЗУ-85 – врезка АГЗУ-85	Нефтесб.трубопровод	159х5	53	действующий	Ст.20	1996
врезка АГЗУ-85 – АГЗУ-123	Нефтесб.трубопровод	219х8	1020	действующий	Ст.20	1992
АГЗУ-123 - врезка АГЗУ-84	Нефтесб.трубопровод	219х8	1626	действующий	Ст.20 А	2004
АГЗУ-334 – Сосновская УПСВ-	Нефтесб.трубопровод	168х8	2110	действующий	Ст.20пс	1993
95		168х8	2110	действующий	Ст.20пс	1993
95
АГЗУ-5 – врезка АГЗУ-5	Нефтесб.трубопровод	168х8	40	действующий	Ст.20	1971
Сосновская УПСВ-95 – ЛС-1	Нефтепровод	168х8	2269	действующий	Ст.20	1995
ЛС-1 – Сосновский ТП	Нефтепровод	219х8	2356	действующий	Ст.20	1995

Консорциум « Н е д р а »

Действующий фонд нефтегазосборных трубопроводов по срокам эксплуатации составляет следующие значения:

•эксплуатация от 30 и более лет – 0,5% фонда нефтегазосборных трубопроводов (общая протяженность действующих нефтегазосборных трубопроводов составляет 8,524 км);

•эксплуатация от 20 до 30 лет – 42,4% фонда нефтегазосборных трубопроводов

•эксплуатация от 10 до 20 лет – 36,5% фонда нефтегазосборных трубопроводов;

•эксплуатация от 3 до 10 лет – 21,1% фонда нефтегазосборных трубопроводов.

Настоящей работой проанализированы отказы внутрипромысловых трубопроводов Сосновского месторождения за

2013 год. В предыдущем году произошло 60 аварий на трубопроводах Сосновского месторождения, причиной аварий в

83% всех случаев является внутренняя коррозия. Наиболее аварийными участками являются: нефтегазосборные

трубопроводы АГЗУ-123 – врезка АГЗУ-84 (9 аварий) и врезка АГЗУ-84 – УПСВ-95 Сосновская (28 аварий).

Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Сосновского месторождения требует

усиленного контроля, диагностического обследования технического состояния трубопроводов, а также рекомендуется

проведение ежегодного планового капитального ремонта и замены отбракованных и непригодных к дальнейшей

эксплуатации участков трубопроводов.

Технологический режим работы скважин приведен в таблице 1.6

Консорциум « Н е д р а »

											15
											Таблица 1.6
				Технологический режим работы скважин.

					Фактический режим
			Dэк	Тип насоса			Р	Q	Q жид		Состояние на
			внутр	Тип насоса	P затр	Р буф	Р	Q	Q жид	Обводненность	конец месяца
№			внутр		P затр	Р буф	лин	нефти	кости	Обводненность	конец месяца
№							лин	нефти	кости
скв	Пласт	Нвдп
			мм		атм	атм	атм	т/сут	м3/сут	%
72	A3+A4	1234	128	ЭЦН5-45-1350	4,044	122,0	96,3	108,2	25,8	75,1	В работе
79	A3+A4	1175	132	НН2Б-44	2,466	5,0	44,7	234,6	0,6	5,3	В работе
81	A3+A4	1206	152	НН-44	2,992	31,0	89,3	79,6	14,0	87,2	В работе
88	A3+A4	1391	126	ЭЦН5-60-1700	1,439	52,8	97,0	86,5	62,5	93,8	В работе
95	Д1	1235	126	ТНМ-25-175	9,309	49,5	79,2	70	16,8	93,1	в бездействии
96	Б2+B1	1244	128	ЭЦН5-60-1450	0,805	42,0	97,9	115,9	71,7	63,5	В работе
98	Б2+B1	2308	130	ННБ-44	14,256	29,0	45,5	173,1	16,0	66,5	В работе
125	РД3РД5	1680	130	ЭЦН-воронка	14,851	98,0	83,2	81	62,0	93,8	В работе
305	РД3РД5	1624	130	ЭЦН5-45-2000	0,513	1,0	38,3		4,8	7,4	В работе
311	Б2+B1	1021	128	ЭЦН5-80-1450	5,864	215,8	96,8	109,8	50,0	92,3	В работе
313	Б2+B1	1038	130	ЭЦН5-80-1350	7,175	127,0	93,4	94,8	49,0	84,8	В работе
315	A3+A4	1627	129	ТНМ-25-175	6,745	20,7	62,0	221,2	0,1	50,0	В работе
321	Б2+B1	1655	130	НН2Б-44	1,147	2,0	33,2	235,7	3,2	11,6	В работе
323	Б2+B1	1202	126	НН2Б-32	2,742	29,3	89,1	110,2	0,3	4,5	В работе
330	A3+A4, Б2+B1	1645	130	ЭЦН5-45-900	6,324	150,0	95,1	64,6	32,0	87,7	В работе
334	Б2+B1	1679	125	НН2Б-57	16,147	27,0	33,7	211,8	10,3	68,6	В работе
336	Б2+B1	1167	130	НН2Б-44	3,818	80,0	94,4	95,4	15,0	84,6	В работе
338	Б2+B1	1646	130	ННБ-44	4,856	61,0	90,7	65,9	13,7	55,3	в бездействии
340	Б2+B1	1664	124	НН2Б-44	8,487	95,0	89,9	91,4	1,8	17,5	В работе
342	Б2+B1	1611	129	ТНМ-25-175	11,353	143,0	90,7	93,6	4,9	28,0	В работе

Консорциум « Н е д р а »

Продолжение таблицы 1.6

					Фактический режим
			Dэк	Тип насоса			Р	Q	Q жид		Состояние на
			внутр	Тип насоса	P затр	Р буф	Р	Q	Q жид	Обводненность	конец месяца
№			внутр		P затр	Р буф	лин	нефти	кости	Обводненность	конец месяца
№							лин	нефти	кости
скв	Пласт	Нвдп
			мм		атм	атм	атм	т/сут	м3/сут	%
343	A3+A4	1649	255	НН2Б-43	26,455	45,5	32,1	281,5	1,0	9,8	В работе
346	Б2+B1	1603	152	ННБ-44	2,054	80,0	97,0		5,5	85,2	В работе
363	A3+A4	1209	132	НН2Б-57	7,165	62,0	86,5	67,4	2,7	18,0	В работе

364	A3+A4	1681	152	ТНМ-25-225	7,669	124,0	92,8	101,8	14,0	11,6	В работе

366	Б2+B1	1215	154	ТНМ-25-175	1,631	2,0	9,6	348	6,5	53,9	В работе
370	Б2+B1	1255	132	ТНМ-25-175	8,843	25,3	60,7	46,4	10,8	38,1	В работе

401	РД3РД5	1649	154	ТНМ-25-175	0,325	15,0	97,6	310	7,5	83,8	В работе
403	Б2+B1	1650	132	ТНМ-25-175	0,254	12,0	97,7	115,6	4,0	58,0	в бездействии
432	Б2+B1	1039	132	ННБ-44	4,542	162,0	96,7	80	4,0	10,4	В работе

451	A3+A4	1648	154	ТНМ-25-175	7,222	286,0	97,1	80,2	5,8	52,8	В работе
453	РД3РД5	1601	154	НН-32	9,586	16,3	31,6	301	4,5	26,4	в бездействии
455	РД3РД5	1205	132	ТНМ-25-175	0,364	11,2	96,2		4,7	38,8	В работе

456	A3+A4	1010	154	НPП-44	3,335	7,0	44,4	83,6	12,6	26,7	В работе
500	A3+A4	1037	154	НН2Б-43	2,850	8,0	60,5	211,8	9,3	83,0	В работе
502	РД3РД5	1237	154	ННБ-44	0,017	20,0	99,9	172	4,0	32,5	В работе

504	A3+A4	1217	130	ННБ-57	11,321	19,5	32,5	214,9	11,0	56,8	В работе

505	РД3РД5	1100	144	НН2Б-57	3,612	11,5	65,2	178	9,3	31,7	В работе
508	РД3РД5	1226	152	НН2Б-57	7,805	224,8	96,2	108,7	8,1	18,7	В работе

521	A3+A4	1027	131	ТНМ-25-150	5,328	12,0	48,7	223,5	3,9	15,5	В работе

522	A3+A4	1014	131	НН2Б-38	5,105	175,5	96,8	84,7	3,5	79,0	В работе
523	РД3РД5	1242	131	НН2Б-44	21,949	27,5	7,0	231,1	8,5	97,5	В работе

Консорциум « Н е д р а »

525	РД3РД5	1198	153	НН2Б-38	0,384	5,0	91,1	68,1	5,0	75,0	В работе

Консорциум « Н е д р а »

1.2 Анализ работы АГЗУ

В качестве замерных установок на месторождении используются АГЗУ типа Спутник АМ-40-10-400.

«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 10 шт.;

-рабочее давление – до 40 кгс/см2.

Устройство и принцип работы.

Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в замерный сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод .

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.

С помощью расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости TOP 1-50 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.

Консорциум « Н е д р а »

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 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.

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.

Установки имеют электрическое освещение, обогреватели, принудительную вентиляцию. Щитовое помещение имеет

естественную вентиляцию и электрические нагреватели.

Консорциум « Н е д р а »

<<< < Предыдущая 12 / 162 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете Добыча нефти и газа

#
15.08.2024851.08 Кб3Современные способы предварительного сброса вод.pdf
#
18.08.2024433.35 Кб2Современные тарельчатые абсорберы.pdf
#
21.05.2024766.87 Кб4содержание фракций в Зейской нефти.pdf
#
16.06.20242.9 Mб2Сологаевского месторождения.pdf
#
19.06.20244.42 Mб14Сорочинско-Никольского месторождения.pdf
#
16.06.20242.46 Mб3Сосновского месторождения.pdf
#
19.06.20247.22 Mб3Софинско-Дзержинского месторождения.pdf
#
16.06.20242.21 Mб3Субботинского месторождения.pdf
#
16.06.20243.31 Mб1Султангулово-Заглядинского месторождения 2.pdf
#
16.06.20243.03 Mб2Султангулово-Заглядинского месторождения.pdf
#
21.05.20249.9 Mб1Сухановского месторождения.pdf