Ильменевского месторождения

10

КАГЗУ-1 Широкинская подсоединена действующая скважина №11. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=219х7 мм и L=1450 м транспортируется на ДНС «Широкинская».

КАГЗУ-2 Ильменевская подсоединены действующие скважины №№2,3,20,23,24,26,27,28,31,37,38,9002. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=219х8 мм и L=2870 м транспортируется на ДНС «Широкинская».

КАГЗУ-1 Западно-Широкинская подсоединены действующие скважины №№14,16,20. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=159х6 мм и L=6700 м врезается в нефтегазосборный трубопровод АГЗУ-7 Бариновская– УПСВ «Бариновская» и транспортируется на УПСВ «Бариновская».

Характеристика трубопроводов Ильменевского месторождения ЦДНГ № 5 ОАО «Самаранефтегаз» представлены в таблице 3.

Таблица 1.3

Характеристика трубопроводов

Консорциум « Н е д р а »

11

Консорциум « Н е д р а »

12

Система внутрипромысловых трубопроводов Ильменевского 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 Трубопроводы проложены из стальных бесшовных и бесшовных горячедеформированных труб повышенной коррозионной стойкости и хладостойкости, соответствующих требованиям приведенных ниже стандартов технических условий.

ГОСТ 8731-74 ( трубы стальные бесшовные группы В из стали 20, стали 10)

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

Консорциум « Н е д р а »

13

ТУ 14-161-148-94 – трубы стальных бесшовных горячедеформированных труб повышенной коррозионной стойкости и хладостойкости.

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 принять считать, что трубопроводы,

эксплуатируемые:

-до трех лет – новые;

-до десяти лет – средней продолжительности;

-более десяти лет – старые.

Следуя данной классификации, из таблиц видно, что 35,9% протяженности выкидных линий и 48,9%

протяженности нефтегазосборных сетей отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94).

Характеристики действующих выкидных линий и нефтегазосборных трубопроводов Ильменевского месторождения по срокам эксплуатации приведены в таблицах 1.4 и 1.5.

Таблица 1.4

Характеристика действующих выкидных линий по срокам эксплуатации

Консорциум « Н е д р а »

14

Таблица 6

Характеристика действующих нефтегазосборных по срокам эксплуатации

Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Ильменевского 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.

Проанализированы отказы трубопроводов в 2013 году. Перечень отказов приведен в таблице 1.6.

Консорциум « Н е д р а »

15

Из таблицы видно, что в 2012 году произошло 5 аварий. 3 аварии произошло на трубопроводе скв.26 -> АГЗУ-2 и 2

аварии на трубопроводе скв.28 -> АГЗУ-2.

Таблица 1.6

Перечень отказов трубопроводов Ильменевского месторождения за 2012 год.

Причинами явилась внутренняя коррозия. Курсовым проектом рекомендуется диагностический контроль данных трубопроводов и замена аварийных участков.

Все скважины эксплуатируются в соответствии с требованиями технологических регламентов на производство работ по эксплуатации скважин. Обвязка устьевого оборудования скважин предусматривает проведение разрядки,

глушения, обработки скважин при проведении ремонтных и исследовательских работах. Для сброса давления,

стравливание газа и жидкости со скважин осуществляется в передвижную емкость – накопитель. Все режимные и

Консорциум « Н е д р а »

16

технологические показатели работы скважин заносятся в технологическую карту, которая составляет на промысле ежемесячно и утверждается заместителем начальника ЦТИС и заместителем главного геолога ОАО «Самаранефтегаз».

Давление на буфере, затрубном пространстве, выкидной линии скважин контролируется с помощью технических манометров, установленных по месту. На некоторых скважинах установлены датчики, передающие по средствам телемеханики сигнал о состоянии скважины, т.е. в работе она находится или в бездействии.

Консорциум « Н е д р а »

17

1.2Анализ работы АГЗУ

Вкачестве устройства, замеряющего дебит водонефтяной эмульсии от добывающих скважин, применяются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа Спутник» АМ 40-14-400 и АГЗУ ОЗНА-Импульс.

Перечень замерных установок с указанием их количества и технической характеристики приведен в таблице 1.7.

Принцип работы АГЗУ «Озна-Импульс» Работа установки «Озна-Импульс» происходит следующим образом: газоводонефтяная смесь от скважины, пройдя

проходную задвижку и пробоотборник, поступает в циклонную гильзу сепаратора, где она разделяется на жидкостную и газовую фазы.

Газ, обогнув обейчатку циклонной гильзы, пройдя каплеотбойные пластины и газовый циклон горизонтального газосушителя, через трехходовой кран и выходную задвижку уходит в коллектор.

Жидкость, отделившись от газа, попадает в накопитель жидкости и начинает заполнять ее.

Консорциум « Н е д р а »

18

При этом, жидкость не может попасть ни в отстойник, ни в выходной трубопровод, так как проходной кран закрыт,

а запорный орган трехходового крана расположен таким образом, что с выходным трубопроводом соединен отводящий трубопровод газосушителя, а трубопровод, отводящий жидкость из сепаратора, отсечен от него.

Принципиальная технологическая схема АГЗУ «ОЗНА-МАССОМЕР»

Консорциум « Н е д р а »

19

Рис.1.2

Консорциум « Н е д р а »