Ибряевского месторождения
.pdf
|
|
|
|
|
|
|
10 |
|
скв.1597 - АГЗУ-11 |
Выкидная линия |
89 |
|
6 |
0,250 |
2006 |
действующий |
|
скв.1648 - АГЗУ-11 |
Выкидная линия |
89 |
|
6 |
1,720 |
2007 |
действующий |
|
скв.1647 - т.13 |
Выкидная линия |
89 |
|
6 |
0,050 |
2014 |
действующий |
|
т.13 - т.14 |
Выкидная линия |
114 |
|
7 |
1,560 |
1994 |
действующий |
|
т.14 - АГЗУ-11 |
Выкидная линия |
89 |
|
6 |
0,050 |
2014 |
действующий |
|
скв.1600 - АГЗУ-11 |
Выкидная линия |
114 |
|
5 |
1,500 |
1995 |
бездействующий |
|
скв.1614 - АГЗУ-11 |
Выкидная линия |
89 |
|
6 |
1,095 |
2007 |
действующий |
|
скв.1621 - АГЗУ-11 |
Выкидная линия |
89 |
|
5 |
1,137 |
2000 |
бездействующий |
|
|
|
|
|
|
|
|
Продолжение таблицы 2.1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Наименование простого участка |
|
Параметры трубопровода |
|
|
|
|||
|
|
Толщина |
|
Год ввода в |
Состояние |
|
||
трубопровода |
Тип трубопровода |
|
|
|
||||
D, мм |
стенки, |
Длина, км |
эксплуатац |
эксплуатации |
|
|||
(от точки до точки) |
|
|
||||||
|
|
мм |
|
ию |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|||
скв.1621 - АГЗУ-11 |
Выкидная линия |
89 |
6 |
|
1,137 |
2014 |
действующий |
|
скв.1561 - АГЗУ-11 |
Выкидная линия |
114 |
5 |
|
1,400 |
1988 |
бездействующий |
|
скв.1588 - т.15 |
Выкидная линия |
89 |
6 |
|
0,030 |
2005 |
действующий |
|
т.15 - т.16 |
Выкидная линия |
100 |
12,5 |
0,340 |
2005 |
действующий |
|
|
т.16 - АГЗУ-11 |
Выкидная линия |
89 |
6 |
|
0,030 |
2005 |
действующий |
|
скв.1625 - АГЗУ-12 |
Выкидная линия |
89 |
9 |
|
0,634 |
2001 |
действующий |
|
скв.1624 - АГЗУ-12 |
Выкидная линия |
89 |
9 |
|
0,641 |
2001 |
действующий |
|
скв.1632 - АГЗУ-12 |
Выкидная линия |
89 |
6 |
|
1,125 |
2007 |
действующий |
|
скв.1631 - АГЗУ-12 |
Выкидная линия |
89 |
6 |
|
0,740 |
2007 |
бездействующий |
|
скв.1617(б/д), 1616 - АГЗУ -12 |
Выкидная линия |
114 |
5 |
|
1,030 |
2001 |
действующий |
|
скв.1630 - АГЗУ-12 |
Выкидная линия |
114 |
5 |
|
0,355 |
1985 |
бездействующий |
|
скв.1633 - АГЗУ-12 |
Выкидная линия |
114 |
5 |
|
1,050 |
1985 |
бездействующий |
|
скв.1638 - АГЗУ-12 |
Выкидная линия |
114 |
5 |
|
1,500 |
1985 |
действующий |
|
скв.109 - АГЗУ-12 |
Выкидная линия |
89 |
6 |
|
1,110 |
2008 |
бездействующий |
|
скв.1639 - АГЗУ-12 |
Выкидная линия |
114 |
5 |
|
1,500 |
1985 |
бездействующий |
|
скв.1603 - АГЗУ-12 |
Выкидная линия |
114 |
5 |
|
2,700 |
1987 |
бездействующий |
|
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
|
|
|
11 |
|
скв.1612 - АГЗУ-12 |
|
Выкидная линия |
114 |
5 |
|
2,395 |
1987 |
действующий |
|
скв.1623 - АГЗУ-12 |
|
Выкидная линия |
114 |
9 |
|
1,700 |
2001 |
бездействующий |
|
скв.1558 - АГЗУ-14 |
|
Выкидная линия |
114 |
5 |
|
0,800 |
1987 |
бездействующий |
|
скв.1565 - АГЗУ-14 |
|
Выкидная линия |
114 |
5 |
|
1,250 |
1988 |
бездействующий |
|
скв.1523 - АГЗУ-14 |
|
Выкидная линия |
114 |
5 |
|
1,250 |
1989 |
бездействующий |
|
скв.1644 - АГЗУ-15 |
|
Выкидная линия |
114 |
5 |
|
0,931 |
1992 |
действующий |
|
скв.1646, 1649 - АГЗУ-15 |
|
Выкидная линия |
89 |
6 |
|
1,545 |
2007 |
действующий |
|
скв.1628 - АГЗУ-15 |
|
Выкидная линия |
114 |
5 |
|
0,618 |
1985 |
действующий |
|
скв.1622 - АГЗУ-15 |
|
Выкидная линия |
114 |
5 |
|
0,618 |
1985 |
действующий |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Продолжение таблицы 2.1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
Параметры трубопровода |
|
|
|
|||
Наименование простого |
|
|
|
|
Толщи |
|
Год ввода в |
Состояние |
|
участка трубопровода |
Тип трубопровода |
|
|
на |
|
|
|||
D, мм |
|
Длина, км |
эксплуатац |
эксплуатации |
|
||||
(от точки до точки) |
|
|
|
стенки, |
|
||||
|
|
|
|
|
ию |
|
|
||
|
|
|
|
|
мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
скв.1642 - АГЗУ-15 |
Выкидная линия |
89 |
|
6 |
0,476 |
2007 |
бездействующий |
|
|
скв.1623 - АГЗУ-15 |
Выкидная линия |
89 |
|
6 |
1,120 |
2007 |
бездействующий |
|
|
скв.100 - Налив соленой воды |
|
|
76 |
|
6,5 |
0,856 |
1999 |
действующий |
|
АГЗУ-10 - т.17 |
Нефтесборный трубопровод |
159 |
|
7 |
0,355 |
2001 |
действующий |
|
|
т.17 - АГЗУ-4 |
Нефтесборный трубопровод |
168 |
|
7 |
1,262 |
2001 |
действующий |
|
|
АГЗУ-6 - УПСВ Ибряевка |
Нефтесборный трубопровод |
159 |
|
6 |
1,497 |
2007 |
действующий |
|
|
АГЗУ-1 - УПСВ Ибряевка |
Нефтесборный трубопровод |
159 |
|
6 |
0,082 |
2013 |
действующий |
|
|
АГЗУ-15 - т.18 |
Нефтесборный трубопровод |
168 |
|
7 |
0,100 |
2001 |
действующий |
|
|
т.18 - АГЗУ-12 |
Нефтесборный трубопровод |
114 |
|
6 |
0,290 |
2001 |
действующий |
|
|
АГЗУ-12 - т.19 |
Нефтесборный трубопровод |
159 |
|
6 |
2,000 |
2003 |
действующий |
|
|
т.19 - т.20 |
Нефтесборный трубопровод |
168 |
|
7 |
0,920 |
1984 |
действующий |
|
|
т.20 - т.21 |
Нефтесборный трубопровод |
159 |
|
6 |
0,170 |
2009 |
действующий |
|
|
т.21 - т.22 |
Нефтесборный трубопровод |
159 |
|
6 |
0,100 |
2014 |
действующий |
|
|
т.22 - т.23 |
Нефтесборный трубопровод |
159 |
|
6 |
0,030 |
2009 |
действующий |
|
|
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
12 |
|
т.23 - ДНС-3 |
|
Нефтесборный трубопровод |
168 |
|
7 |
|
|
1,821 |
1984 |
действующий |
|
||||
АГЗУ-3 - ДНС-3 |
|
Нефтесборный трубопровод |
168 |
|
6 |
|
|
0,044 |
1984 |
действующий |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Продолжение таблицы 2.1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
Параметры трубопровода |
|
|
|
||||||
Наименование простого участка |
|
|
|
|
|
|
Толщи |
|
|
|
Год ввода в |
Состояние |
|
||
трубопровода |
|
Тип трубопровода |
|
|
|
|
на |
|
|
|
|
||||
|
|
|
D, мм |
|
|
|
Длина, км |
эксплуатац |
эксплуатации |
|
|||||
(от точки до точки) |
|
|
|
|
|
стенки, |
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
ию |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
мм |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
АГЗУ-4 - т.24 |
|
Нефтесборный трубопровод |
|
219 |
|
7 |
|
|
|
0,480 |
1999 |
действующий |
|
||
т.24 - т.25 |
|
Нефтесборный трубопровод |
|
219 |
|
8 |
|
|
|
0,090 |
2012 |
действующий |
|
||
т.25 - м/вр в н/к АГЗУ-12 - ДНС-3 |
Нефтесборный трубопровод |
|
159 |
|
6 |
|
|
|
0,060 |
2009 |
действующий |
|
|||
АГЗУ-2А - м/вр в н/пр ДНС-3 - |
|
Нефтесборный трубопровод |
|
159 |
|
6 |
|
|
|
0,011 |
2003 |
действующий |
|
||
УПСВ Ибряевка |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
АГЗУ-11 - т.26 |
|
Нефтесборный трубопровод |
|
168 |
|
7 |
|
|
|
0,232 |
2001 |
действующий |
|
||
т.26 - АГЗУ-10 |
|
Нефтесборный трубопровод |
|
159 |
|
7 |
|
|
|
0,750 |
2001 |
действующий |
|
||
АГЗУ-5 - т.27 |
|
Нефтесборный трубопровод |
|
114 |
|
6 |
|
|
|
0,211 |
2002 |
действующий |
|
||
т.27 - т.28 |
|
Нефтесборный трубопровод |
|
159 |
|
6 |
|
|
|
0,500 |
2008 |
действующий |
|
||
т.28 - т.29 |
|
Нефтесборный трубопровод |
|
159 |
|
6 |
|
|
|
0,760 |
2007 |
действующий |
|
||
т.29 - т.30 |
|
Нефтесборный трубопровод |
|
114 |
|
6 |
|
|
|
0,120 |
2012 |
действующий |
|
||
т.30 - АГЗУ-6 |
|
Нефтесборный трубопровод |
|
159 |
|
8 |
|
|
|
0,010 |
2012 |
действующий |
|
||
АГЗУ-2 - м/вр в н/пр ДНС-3 - |
|
Нефтесборный трубопровод |
|
159 |
|
8 |
|
|
|
0,078 |
1997 |
действующий |
|
||
УПСВ Ибряевка |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
АГЗУ-9 - АГЗУ-3 |
|
Нефтесборный трубопровод |
|
168 |
|
6 |
|
|
|
1,200 |
1984 |
бездействующий |
|
||
АГЗУ-14 - м/вр в нефтеколлектор |
Нефтесборный трубопровод |
|
168 |
|
6 |
|
|
|
0,010 |
2001 |
бездействующий |
|
|||
УПСВ Ибряевка - УПСВ Графское |
Напорный трубопровод |
|
|
219 |
|
7 |
|
|
|
0,030 |
1975 |
бездействующий |
|
||
УПСВ Ибряевка - т.31 |
|
Напорный трубопровод |
|
|
219 |
|
8 |
|
|
|
0,050 |
2014 |
действующий |
|
|
Продолжение таблицы 2.1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Наименование простого участка |
|
Тип трубопровода |
Параметры трубопровода |
|
|
Состояние |
|
||||||||
трубопровода |
|
D, мм |
Толщи |
|
Длина, км |
Год ввода в |
эксплуатации |
|
|||||||
|
|
|
|
||||||||||||
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
13 |
|
|
(от точки до точки) |
|
|
|
|
|
|
|
на |
|
|
|
эксплуатац |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
стенки, |
|
|
|
ию |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
т.31 - т.32 |
|
Напорный трубопровод |
|
219 |
|
7 |
10,763 |
|
1975 |
действующий |
|
|
||||||
|
т.32 - т.33 |
|
Напорный трубопровод |
|
219 |
|
8 |
0,200 |
|
|
2011 |
действующий |
|
|
|||||
|
т.33 - УПСВ Графское |
Напорный трубопровод |
|
219 |
|
7 |
9,014 |
|
|
1975 |
действующий |
|
|
||||||
|
ДНС-3 - т.34 |
|
Напорный трубопровод |
|
273 |
|
6 |
1,240 |
|
|
2006 |
действующий |
|
|
|||||
|
т.34 - т.35 |
|
Напорный трубопровод |
|
325 |
|
8 |
2,009 |
|
|
1986 |
действующий |
|
|
|||||
|
т.35 - т.36 |
|
Напорный трубопровод |
|
273 |
|
8 |
0,350 |
|
|
2010 |
действующий |
|
|
|||||
|
т.36 - т.37 |
|
Напорный трубопровод |
|
325 |
|
8 |
0,394 |
|
|
1986 |
действующий |
|
|
|||||
|
т.37 - УПСВ Ибряевка |
Напорный трубопровод |
|
273 |
|
8 |
1,760 |
|
|
2006 |
действующий |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.2 |
|
|
|
|
Технологический режим работы добывающих скважин Ибряевского месторождения, ОАО «Оренбургнефть» |
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Скв |
|
Тип насоса |
|
Q нефти |
Q жид |
|
|
Обводненность |
|
Состояние на конец |
|
Н д |
Н вд |
|||||
|
|
|
кости |
|
|
|
|
месяца |
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
т/сут |
м3/сут |
|
|
% |
|
|
|
|
|
м |
|
м |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
107 |
|
ЭЦН5А-124-2100 |
|
9,8 |
125,0 |
|
|
|
90,9 |
|
|
в работе |
|
1718 |
2047 |
|||
|
114 |
|
HB-38 |
|
2,1 |
8,0 |
|
|
|
70,5 |
|
|
в работе |
|
пакер |
2066 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
801 |
|
ЭЦН5-50-2100 |
|
6,1 |
68,0 |
|
|
|
89,7 |
|
|
в работе |
|
1608 |
2025 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
802 |
|
ЭЦН5-80-2150 |
|
2,6 |
72,0 |
|
|
|
95,8 |
|
|
в работе |
|
1604 |
2082 |
|||
|
805 |
|
НВ-44 |
|
0,0 |
0,8 |
|
|
|
96,0 |
|
|
в накоплении |
|
пакер |
2078 |
|||
|
809 |
|
ЭЦН-125-2000 |
|
7,7 |
100,0 |
|
|
|
91,1 |
|
|
в работе |
|
1669 |
2067 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
811 |
|
ЭЦН5-125-2200 |
|
9,6 |
147,0 |
|
|
|
92,4 |
|
|
в работе |
|
1818 |
2120 |
|||
|
812 |
|
ЭЦН-80-2500 |
|
12,6 |
174,0 |
|
|
|
91,7 |
|
|
в работе |
|
1479 |
2124 |
|||
|
820 |
|
ЭЦН5-60-2100 |
|
0,0 |
0,7 |
|
|
|
95,0 |
|
|
в накоплении |
|
0 |
2045 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
825 |
|
УЭЦН5-125-2000 |
|
6,7 |
133,0 |
|
|
|
94,2 |
|
|
в работе |
|
1748 |
2091 |
|||
|
831 |
|
ЭЦН5-30-2100 |
|
2,7 |
28,0 |
|
|
|
88,9 |
|
|
в работе |
|
1715 |
2052 |
|||
|
1505 |
|
ЭЦН5-80-2200 |
|
7,4 |
77,0 |
|
|
|
88,9 |
|
|
в работе |
|
1616 |
2057 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
|
|
14 |
1506 |
ЭЦН-50-1950 |
2,7 |
50,0 |
93,7 |
в работе |
пакер |
2036 |
|
|
|
|
|
|
|
|
1507 |
нв 44 |
1,8 |
17,0 |
87,7 |
в работе |
пакер |
2075,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
1509 |
ЭЦН5-30-2000 |
3,5 |
22,0 |
81,3 |
в работе |
1625 |
2060 |
1510 |
ЭЦН5-80-1300 |
5,8 |
65,0 |
89,8 |
в работе |
1236 |
2097 |
|
|
|
|
|
|
|
|
1511 |
ЭЦН-44-2000 |
3,2 |
22,0 |
83,5 |
в работе |
1337 |
2109,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
1517 |
ЭЦН5-250-1500 |
6,7 |
210,0 |
96,3 |
в работе |
773 |
2079 |
1519 |
ЭЦН5-200-2000 |
13,6 |
201,0 |
92,1 |
в работе |
1369 |
2034 |
|
|
|
|
|
|
|
|
1521 |
ЭЦН5А-124-2100 |
10,5 |
106,0 |
88,6 |
в работе |
1584 |
2145 |
|
|
|
|
|
|
|
|
1529 |
ЭЦН5-80-2100 |
7,8 |
80,0 |
88,7 |
в работе |
1713 |
2067 |
1533 |
УЭЦН5А-125-1850 |
14,2 |
97,0 |
83,1 |
в работе |
1576 |
2141 |
|
|
|
|
|
|
|
|
1534 |
ЭЦН-159-2000 |
8,7 |
209,0 |
95,2 |
в работе |
971 |
2188 |
|
|
|
|
|
|
|
|
1536 |
ЭЦН-159-2600 |
6,6 |
95,0 |
92,0 |
в работе |
1723 |
2122 |
1537 |
ЭЦН5-25-2050 |
3,3 |
18,0 |
78,6 |
в работе |
1667 |
2125,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
1540 |
ЭЦН5-200-2000 |
17,0 |
175,0 |
88,7 |
в работе |
1787 |
2099 |
|
|
|
|
|
|
|
|
1541 |
нн 57 |
2,6 |
58,0 |
94,8 |
в работе |
642 |
2121 |
1544 |
ЭЦН5А-400-1500 |
23,4 |
400,0 |
93,2 |
в работе |
1022 |
2119 |
1546 |
УЭЦН5-250-1650 |
11,9 |
284,0 |
95,2 |
в работе |
1144 |
2163 |
|
|
|
|
|
|
|
|
1547 |
УЭЦН5-250-1850 |
5,5 |
255,0 |
97,5 |
в работе |
1579 |
2180 |
1550 |
УЭЦН5-125-2000 |
19,6 |
126,0 |
82,1 |
в работе |
1750 |
2150 |
|
|
|
|
|
|
|
|
1551 |
УЭЦН5-80-1150 |
3,3 |
88,0 |
95,7 |
в работе |
758 |
2104 |
|
|
|
|
|
|
|
|
1553 |
ЭЦН5А-160-1700 |
13,1 |
140,0 |
89,2 |
в работе |
1691 |
2052,5 |
1555 |
ЭЦН5-200-1350 |
5,7 |
200,0 |
96,7 |
в работе |
1010 |
2135 |
|
|
|
|
|
|
|
|
1557 |
ЭЦН5-200-2200 |
7,1 |
330,0 |
97,5 |
в работе |
698 |
2163,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
1558 |
ЭЦН5-125-2100 |
4,2 |
64,0 |
92,5 |
в работе |
1898 |
2110 |
1559 |
нн 44 |
1,2 |
12,0 |
88,3 |
в работе |
пакер |
2128 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
15
Продолжение таблицы 1.2
Скв |
Тип насоса |
Q нефти |
Q жид |
Обводненность |
Состояние на конец |
Н д |
Н вд |
|
кости |
месяца |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
т/сут |
м3/сут |
% |
|
м |
м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1561 |
ЭЦН5-50-2100 |
3,8 |
42,0 |
89,5 |
в работе |
1764 |
2074 |
|
1563 |
ЭЦН-80-2400 |
17,3 |
182,0 |
89,0 |
в работе |
1464 |
2150 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1568 |
УЭЦН5-125-1900 |
6,2 |
68,0 |
89,6 |
в работе |
1699 |
2118 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1569 |
ЭЦН5-80-1600 |
4,2 |
120,0 |
96,0 |
в работе |
755 |
2125 |
|
1573 |
ЭЦНМ5-80-1550 |
3,4 |
122,0 |
96,8 |
в работе |
543 |
2056 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1578 |
ЭЦН-59-2450 |
8,2 |
74,0 |
87,2 |
в работе |
1747 |
2152 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1589 |
ЭЦН5-125-2050 |
13,0 |
139,0 |
89,2 |
в работе |
1683 |
2130 |
|
1590 |
УЭЦН5-160-1900 |
20,1 |
138,0 |
83,3 |
в работе |
1808 |
2101 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1584 |
ЭЦН-125-2029 |
11,2 |
139,0 |
90,7 |
в работе |
1563 |
2037 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1614 |
ЭЦН5-80-2050 |
4,7 |
85,0 |
93,6 |
в работе |
1695 |
2175 |
|
1615 |
ЭЦН5-200-2000 |
19,2 |
227,0 |
90,3 |
в работе |
1623 |
2182 |
|
1621 |
ЭЦН5-80-2150 |
4,5 |
85,0 |
93,9 |
в работе |
1904 |
2161 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1624 |
ЭЦН-80-2200 |
4,8 |
52,0 |
89,3 |
в работе |
1996 |
2137 |
|
1625 |
ЭЦН5-80-2000 |
3,8 |
80,0 |
94,6 |
в работе |
1649 |
2119 |
|
1632 |
УЭЦН5-30-1850 |
2,6 |
8,0 |
63,3 |
в работе |
1971 |
2144 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1644 |
УЭЦН5-80-2000 |
7,3 |
85,0 |
90,1 |
в работе |
1671 |
2184 |
|
1646 |
ЭЦН5-200-2100 |
0,0 |
6,7 |
99,9 |
в накоплении |
782 |
2176 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1647 |
ЭЦН5-125-2100 |
6,4 |
102,0 |
92,8 |
в работе |
1898 |
2186 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1648 |
ЭЦН-80-2200 |
12,1 |
83,0 |
83,2 |
в работе |
1702 |
2136 |
|
1649 |
ЭЦН5-50-2300 |
6,0 |
55,0 |
87,4 |
в работе |
1825 |
2198 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1654 |
ЭЦН5-50-2300 |
5,8 |
54,0 |
87,5 |
в работе |
1853 |
2046 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1657 |
УЭЦН5-80-2350 |
17,8 |
86,0 |
76,2 |
в работе |
1726 |
2083 |
Консорциум « Н е д р а »
16
Система внутрипромысловых трубопроводов Ибряевского месторождения состоит из:
-выкидных трубопроводов от добывающей скважины до АГЗУ;
-нефтесборных трубопроводов для транспорта продукции скважины от АГЗУ до пунктов предварительной подготовки нефти и газа – Ибряевской УПСВ и ДНС на УПСВ-3.
Система построена с переменными диаметрами труб по участкам в зависимости от количества собираемой продукции.
Трубопроводы проложены из стальных бесшовных труб, изготовленных из углеродистых сталей, соответствующих требованиям приведенных ниже стандартов технических условий: ТУ 14-161-148-94; ТТ ТНК-001-03, ГОСТ 8731-74, В 873278, ГПМТ по ТУ 2248-006-21171125-00, ГОСТ 10705-80 гр. В, ТУ 14-158-113-99, ДТТ ТНК-ВР 002, ТНК -001-03, ТУ 2248- 006-21171125-00, ТУ 2296-001-35206028-96, ТУ 39-0147016-109-2000, ГОСТ 633-80, ТУ 1308-135-0147016-01.
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;
до десяти лет – средней продолжительности;
более десяти лет – старые.
Консорциум « Н е д р а »
17
Характеристики действующих выкидных линий и нефтегазосборных трубопроводов Ибряевского месторождения по
срокам эксплуатации приведены в табл. 1.3 и 1.4.
Таблица 1.3
Характеристика действующих выкидных линий по срокам эксплуатации
Диаметр |
Протяженность трубопроводов по срокам эксплуатации, км |
|||||
|
|
3…10 |
|
|
||
трубопровода, мм |
Всего, м |
< 3 лет |
11…20 лет |
>20 лет |
||
лет |
||||||
|
|
|
|
|
||
89 |
36,688 |
7,213 |
22,094 |
7,381 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
100 |
2,410 |
|
2,41 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
114 |
8,875 |
|
1,635 |
1,904 |
5,336 |
|
|
|
|
|
|
|
|
всего, км |
47,973 |
7,213 |
26,139 |
9,285 |
5,336 |
|
|
|
|
|
|
|
|
доля, % |
100 |
15 |
54 |
19 |
11 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.4
Характеристика действующих нефтегазосборных, напорных трубопроводов и газопровода по срокам эксплуатации
Диаметр |
Протяженность трубопроводов по срокам эксплуатации, |
|||||
км |
|
|
|
|
||
трубопровода, мм |
|
|
|
|
||
Всего, м |
< 3 лет |
3…10 лет |
11…20 лет |
>20 лет |
||
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
114 |
0,621 |
0,120 |
|
0,501 |
|
|
159 |
12,201 |
0,192 |
8,815 |
3,194 |
|
|
168 |
4,379 |
|
|
1,594 |
2,785 |
|
219 |
20,597 |
0,140 |
0,200 |
0,480 |
19,777 |
|
273 |
3,350 |
|
3,350 |
|
|
|
325 |
2,403 |
|
|
|
2,403 |
|
Консорциум « Н е д р а »
Консорциум « Н е д р а »
18
всего, км |
43,551 |
0,452 |
12,365 |
5,769 |
24,965 |
доля, % |
100 |
3 |
28 |
13 |
57 |
Следуя данной классификации, из таблиц видно, что 30 % протяженности выкидных линий и 70 % нефтегазосборных сетей, напорных трубопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94) [5].
Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Ибряевского 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.
Блок-схема сбора и транспорта нефти и газа Ибряевского месторождения
Консорциум « Н е д р а »