Кушниковского месторождения

9

Для защиты от почвенной коррозии выкидные и нефтегазосборные трубопроводы покрыты резино-битумной изоляцией и полиэтиленом. Для защиты внутрипромыслового трубопровода от внутренней коррозии осуществляется подача ингибитора коррозии в нефтегазосборный коллектор.

Надежная безопасная работа промысловых выкидных и нефтегазосборных трубопроводов на Кушниковском месторождении обеспечивается постоянными наблюдениями за состоянием трубопроводов и их деталей,

своевременным и качественным ремонтом в объеме, определенном при проведении ревизий и испытаний на прочность и герметичность. Ежегодно на предприятии составляется и утверждается график диагностирования трубопроводов.

Диагностика трубопроводов производится ЗАО «Нефтегазсервис».

ДНС «Кушниковская» введена в эксплуатацию в 1975 г.

В состав ДНС входят следующие сооружения:

сепарационная емкость объемом 80 м3;

узел учета нефти;

нефтенасосная с насосами 9МГр, НБ-125 – 4 шт.;

блок дозировки деэмульгатора;

дренажная емкость;

факел для сжигания газа.

На ДНС «Кушниковская» осуществляется первая ступень сепарации нефти от газа, замер жидкости, и откачка нефтяной эмульсии с Кушниковского месторождения по промысловому трубопроводу УПСВ Графская - УПСВ Тарханы диаметром 219 мм на УПСВ «Тарханы».

Консорциум « Н е д р а »

10

На площадке УПСВ продукция скважин Кушниковского месторождения совместно с продукцией других месторождений, поступающей на УПСВ, проходит сепарацию и предварительный сброс пластовой воды. Затем,

предварительно разгазированная и обезвоженная нефть транспортируется по нефтепроводу Ду 250 мм L = 27 км на Султангулово-Заглядинскую УПН для подготовки её до товарных кондиций и сдачи ОАО «АК Транснефть».

Технико-технологические решения по обустройству месторождения в рассматриваемый период предусматривают сбор и транспорт добываемой продукции по напорной герметизированной системе в соответствии с

«Унифицированными технологическими схемами сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов» (РД 39-0148311-605-86) с учетом максимально возможного использования существующих мощностей, что обеспечит безопасные условия эксплуатации, охрану окружающей среды и максимальную сохранность добываемого углеводородного сырья.

Система внутрипромысловых трубопроводов Кушниковского месторождения состоит из:

-выкидных трубопроводов от добывающих скважин до АГЗУ;

-нефтесборного трубопровода для транспорта продукции скважин от АГЗУ до ДНС «Кушниковская».

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, соответствующих требованиям приведенного ниже технического условия:

- ТУ 14-161-148-94 (трубы стальные бесшовные, из стали 20).

Консорциум « Н е д р а »

11

На состояние построенных нефтесборных трубопроводов влияют сроки службы с момента их ввода в

эксплуатацию. Длительная эксплуатация снижает, прочностные характеристики трубной стали, происходит постоянное уменьшение толщины стенок труб из-за коррозии, проявляется усталостное разрушение труб.

Таблица 2.2

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

Консорциум « Н е д р а »

По действующей классификации допустимых сроков эксплуатации принято считать, что трубопроводы,

эксплуатируемые:

-до 3 лет – новые;

-до 10 лет – средней продолжительности;

-более 10 лет – старые.

Консорциум « Н е д р а »

13

Следуя данной классификации, из таблицы видно, что на Кушниковском месторождении 40 % протяженности действующей системы выкидных линий и 25% нефтесборных трубопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94).

Выводы

В настоящее время сбор продукции скважин на месторождении осуществляется с использованием герметизированной системы трубопроводов. Продукция действующих добывающих скважин под давлением,

создаваемым глубинными насосами, по выкидным трубопроводам наружным диаметром 89-114 мм, общей протяженностью 8,52 км, поступает на площадки двух групповых замерных установок типа АГЗУ «Спутник».

С АГЗУ продукция скважин по нефтегазосборным коллекторам второго и первого порядка наружным диаметром

168-114 мм общей протяженностью 1,05 км поступает на дожимную насосную станцию ДНС «Кушниковка».

На ДНС «Кушниковская» осуществляется первая ступень сепарации нефти от газа, замер жидкости, и откачка нефтяной эмульсии с Кушниковского месторождения по промысловому трубопроводу УПСВ Графская - УПСВ Тарханы диаметром 219 мм на УПСВ «Тарханы».

Анализируя существующую схему сбора скважинной продукции приходим к выводу, что на месторождении реализована напорная герметизированная система сбора и транспорта нефти и газа в соответствии с

«Унифицированными технологическими схемами сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов» (РД 39-014311-605-86), за исключением скв. 856 и 857, где продукция скв. 856 смешивается с продукцией скв. 857, а затем попадает на замерную установку. Необходимо переобвязать участок, чтобы каждая скважина была отдельно

Консорциум « Н е д р а »

14

подключена к АГЗУ.

На Кушниковском месторождении 40 % протяжённости действующей системы выкидных линий и 20%

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

Таким образом, нефтесборные система Кушниковского 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.

3. Замерные установки, применяемы на Кушниковском месторождении

В качестве 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. 4.1.

Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник»

Консорциум « Н е д р а »

15

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. 4.1

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.

Консорциум « Н е д р а »

16

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.

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.

Консорциум « Н е д р а »

17

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 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

Измерительные установки Спутник-А рекомендуется заменить на измерительные установки «ОЗНА Массомер»,

которые предназначены для:

измерений массы и среднесуточного массового расхода водонефтяной смеси;

измерений объема и среднесуточного объемного расхода свободного нефтяного газа.

Погрешность измерений параметров – в соответствии с требованиями ГОСТ 8.615-2005.

Консорциум « Н е д р а »