Карагайского месторождения

9

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.

Характеристики действующих выкидных линий и нефтегазосборных трубопроводов Карагайского месторождения по срокам эксплуатации приведены в табл. 2.2.

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 93,2 % протяженности выкидных линий и 100 %

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

Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Карагайского 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.

Выводы и рекомендации

Консорциум « Н е д р а »

10

Технологическая схема сбора и транспорта нефти – позволяет осуществлять:

-замер дебита нефти и газа по каждой скважине;

-однотрубный транспорт от скважин до пункта сбора;

-полную герметизацию процесса;

-максимальное использование пластового давления.

100 % нефтегазосборных сетей отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью

10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94), рекомендуется заменить аварийные участки трубопроводов.

Таблица 2.2

Сведения о состоянии нефтепромысловых трубопроводов Карагайского месторождения, ЦДНГ № 6 ОАО «Самаранефтегаз» (по состоянию на 01.01.2016 г.)

Консорциум « Н е д р а »

11

Продолжение таблицы 2.2

Консорциум « Н е д р а »

12

3.Замерные установки, применяемы на Карагайском месторождении

Вкачестве устройства, замеряющего дебит водонефтяной эмульсии от добывающих скважин, применяются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» (АМ-40-8-400).

Принцип работы АГЗУ «Спутник»-А

Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник» - А представлена на рис. 3.1.

Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник»

Консорциум « Н е д р а »

13

1 – выкидные линии от скважин; 2 – обратные клапаны; 3 – многоходовой переключатель скважин (ПСМ); 4 – каретка роторного переключателя скважин; 5 – замерный патрубок от одиночной скважины; 5а – сборный коллектор; 6 –гидроциклонный сепаратор; 7 – за-

слонка; 8 – турбинный счетчик; 9 – поплавковый регулятор уровня; 10 – электродвигатель; 11 – гидропривод; 12 – силовой цилиндр; 13 –

отсекатели

Рис. 3.1

Спутник-А состоит из двух блоков: замерно-переключающего и блока местной автоматики (БМА), в котором автоматически регистрируется измеренный дебит скважин, и скважины переключаются на замер. Спутник-А работает по задаваемой программе, обеспечивающей поочередное подключение на замер скважин на строго определенное время.

Продолжительность замера продукции одной скважины определяется требованиями службы разработки НГДУ при помощи реле времени, установленного в БМА.

Поочередное подключение скважин на замер осуществляется при помощи многоходового переключателя скважин

3, в который поступает продукция всех скважин по выкидным линиям 1. Каждый секторный поворот роторной каретки переключателя 4 обеспечивает поступление продукции одной из подключенных скважин через замерный патрубок 5 в

гидроциклонный сепаратор 6. Продукция остальных скважин в это время проходит в сборный коллектор 5а. В

гидроциклонном сепараторе 6 свободный газ отделяется от жидкости.

Объем жидкости скважины, подключенной на замер, измеряется путем кратковременных пропусков накапливающейся в сепараторе жидкости через турбинный счетчик 8, установленный выше уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора.

Консорциум « Н е д р а »

14

Накопление жидкости в нижнем сосуде сепаратора до заданного верхнего уровня и выпуск ее до нижнего уровня осуществляется при помощи поплавкового регулятора 9 и заслонки 7 на газовой липни. Всплывание поплавка регулятора до верхнего уровня вызывает закрытие газовой линии и, следовательно, повышение давления в сепараторе, в

результате чего жидкость продавливается из сепаратора через турбинный счетчик 8.

При достижении поплавком нижнего заданного уровня заслонка 7 открывается, давление между сепаратором и коллектором выравнивается, и продавливание жидкости прекращается. Время накопления жидкости в сепараторе и число пропусков жидкости через счетчик 8 за время замера зависит от дебита измеряемой скважины.

Дебит каждой скважины определяют путем регистрации накапливаемых объемов жидкости в м3, прошедших через турбинный счетчик, на индивидуальном счетчике импульсов в блоке БМА. Следующая скважина переключается на замер по команде с БМА при помощи электродвигателя 10, гидропривода 11 и силового цилиндра 12, который поворачивает каретку переключателя 4 в очередное положение.

Турбинный счетчик 8 одновременно служит сигнализатором периодического контроля за подачей скважины. Если контролируемая скважина не подает жидкость, то БМА подает аварийный сигнал в систему телемеханики.

Аварийная блокировка всех скважин в случае повышения давления в коллекторе или его повреждения автоматически осуществляется при помощи отсекателей 13.

Спутник-А имеет рабочее давление от 1,5 до 4 МПа при максимальной производительности скважины по жидкости

400 м3/сут. и вязкости жидкости не более 80 сСт. При указанных параметрах паспортная погрешность измерения дебита жидкости Спутником-А равна ±2,5%. Блоки Спутника-А могут обогреваться, и поэтому они рассчитаны для применения

Консорциум « Н е д р а »

15

на площадях нефтяных месторождений Западной Сибири, Коми АССР, Татарии, Башкирии и других районов,

характеризующихся низкими температурами окружающей среды.

Недостаток Спутника-А – невысокая точность измерения расхода нефти расходомером турбинного типа,

обусловленная плохой сепарацией газа от нефти в гидроциклонном сепараторе вследствие попадания в счетчик 8 вместе с жидкостью пузырьков газа.

Выводы и рекомендации

Рекомендовать замену измерительной установки нерентабельно, поскольку по состоянию на 01.01.2016г. на месторождении работает шесть скважин. 4. Предварительная подготовка продукции на установке

предварительного сброса воды (УПСВ) «Карагайская»

Общая характеристика объекта

Наименование, назначение производственного объекта

Установка предварительного сброса пластовой воды (УПСВ) Карагайского месторождения. Карагайская УПСВ

предназначена для:

−сепарации газа от жидкости, поступающей по системе сбора со скважин Восточного, Гайдаровского и собственно Карагайского.

−отделения пластовой воды от нефти химико-гравитационным способом при естественной температуре;

Консорциум « Н е д р а »

16

−получения предварительно обезвоженной (до 10 %) нефти, пригодной для дальнейшего транспорта на УПСВ

«Горбатовское» и далее на НСП «Нефтегорское».

−получения сточной воды, пригодной для использования ее в системе поддержания пластового давления и сброса в поглощающие скважины;

−получения отсепарированного газа с давлением, обеспечивающим его дальнейший бескомпрессорный транспорт;

−сжигания газа на факельном хозяйстве в аварийных ситуациях.

Установка предварительного сброса пластовой воды расположена на территории Карагайского месторождения.

Состав сооружений

Всостав УПСВ входят:

−площадка разделителей фаз, отстойного и буферного оборудования;

−закрытая и открытая нефтенасосные;

−блок реагентов;

−стендовые скважины;

−факельное хозяйство;

−дренажные емкости для сбора утечек и дренажа с аппаратов;

−узел учета воды,

−узел учета нефти,

−узел учета газа,

−узел учета факельного газа.

Консорциум « Н е д р а »

17

Производительность установки

Фактическая производительность установки составляет:

по жидкости (водонефтяная эмульсия) – 700-1550 м3/сут.

Рабочий проект выполнен институтом «Гипровостокнефть» и ООО ВП «Телескоп» г. Самара.

Срок ввода УПСВ в эксплуатацию

Установка введена в эксплуатацию - 1996 г.

Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов и изготовляемой продукции Характеристики сырья

Сырьем для данной установки служит продукция пластов девона Восточного (Д3vor; Д1’), Гайдаровского (Д1) и

собственно Карагайского (Д3vor, Д1) месторождений.

Консорциум « Н е д р а »