Красноярского месторождения
.pdf8
Для сбора и промысловой подготовки продукции скважин месторождения реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа в соответствии с «Унифицированными технологическими схемами сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов» (РД 39-0148311-605-86).
В настоящее время процесс сбора нефти на Красноярском нефтяном месторождении осуществляется следующим образом: углеводородная продукция со скважин по выкидным трубопроводам Ду 80 и 100 мм собирается на замерных установках типа АГЗУ «Спутник» (10 ед.), откуда по нефтесборным коллекторам Ду 100, 150 и 200 мм поступает на Красноярскую установку подготовки нефти (УПН).
Суммарная протяженность действующих трубопроводов Красноярского месторождения составляет: выкидных –
32,063 км; нефтегазосборных – 8,443 км.
По срокам эксплуатации общий фонд трубопроводов распределяется следующим образом:
–срок эксплуатации более 30 лет – 3,213 км;
–срок эксплуатации 20-30 лет – 0,954 км;
–срок эксплуатации 10-20 лет – 7,054 км;
–срок эксплуатации до 10 лет – 29,285 км.
Трубопроводы были введены в эксплуатацию в период 1958-2010 года. За последние 5 лет было зарегистрировано
34 порывов выкидных трубопроводов и 16 порывов нефтегазосборных коллекторов. Прокладка трубопроводов Красноярского месторождения подземная. Глубина заложения трубопроводов 1,5 м до низа трубы. Для защиты от почвенной коррозии предусматривается изоляция трубопроводов усиленного типа по ГОСТ 9.602-2005. Монтажные
Консорциум « Н е д р а »
Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:
«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»
9
стыки трубопроводов подлежат контролю физическими методами в объеме 100 %. Трубопроводы испытываются гидравлическим методом. Переходы через поймы рек и ручьев выполняется по дамбе на опорах в кожухах с плотно заделанными концами. Очистка трубопровода предусматривается химическим методом, а также посредством запуска шаров, для чего на трубопроводе устанавливаются камеры запуска и приема шаров.
Во избежание аварийных ситуаций (отказов) трубопроводов, рекомендуется проводить тщательную диагностику
(ревизию) трубопроводов.
С Красноярской УПН нефть Красноярского, Ново-Михайловского, Завьяловского, Северо-Красноярского и УПСВ Карповского месторождений, подготовленная до товарной кондиции, отвечающих ГОСТ Р 51858-2002, будет откачиваться на СИКН-243 ЛДПС «Похвистнево» и далее сдаваться ОАО «АК Транснефть».
В перспективный период разработки месторождения связи с ростом добычи пластовой жидкости Красноярского месторождения, нагрузка УПН по пластовой жидкости возрастет.
Таблица 2.2
Сведения о состоянии нефтепромысловых трубопроводов Красноярского месторождения (по состоянию на 01.01.2014 г.)
Наименование |
|
Параметры |
|
Год ввода в |
|
|
трубопроводов |
|
|||
трубопровода или |
|
|
эксплуатаци |
||
Диаметр, |
Толщина |
|
|
||
участка |
|
Длина, км |
ю |
||
мм |
стенки, мм |
|
|||
|
|
|
|
||
АГЗУ№10-м/вр в н/к АГЗУ№8-УПН |
168 |
7 |
|
0,500 |
1958 |
Красноярка |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
Скв.№20-АГЗУ№5 |
89 |
6 |
|
0,850 |
2005 |
Скв.№113-т.13 |
114 |
4,5 |
|
0,217 |
1973 |
|
|
|
|
|
|
Скв.№300-АГЗУ№5 |
89 |
6 |
|
0,220 |
2000 |
|
|
|
|
|
|
АГЗУ№5-УПН Красноярка |
114 |
6 |
|
0,900 |
2008 |
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
10
|
159 |
6 |
0,340 |
2008 |
|
т.12-АГЗУ№5 |
114 |
5 |
0,429 |
1973 |
|
Скв.№84-т.12 |
89 |
8 |
0,126 |
2011 |
|
|
219 |
6 |
2 |
2003 |
|
|
|
|
|
|
|
|
219 |
8 |
0,674 |
2008 |
|
УПСВ Карповка-УПН Красноярка |
219 |
8 |
26,343 |
1990 |
|
|
|
|
|
||
219 |
8 |
0,875 |
2009 |
||
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
219 |
8 |
0,337 |
2010 |
|
|
|
|
|
|
|
|
219 |
8 |
0,480 |
2009 |
|
|
|
|
|
|
|
|
219 |
8 |
0,260 |
2009 |
|
|
|
|
|
|
|
УПН Красноярка-Узел БРНУ |
273 |
8 |
0,530 |
1974 |
|
|
|
|
|
|
|
т.38-Узел БРНУ |
273 |
8 |
1,736 |
1974 |
|
|
|
|
|
|
|
АГЗУ№4-УПН Красноярка |
168 |
7 |
4,903 |
1986 |
|
|
|
|
|
|
|
|
159 |
8 |
0,278 |
2011 |
|
УПСВ Карповка-Т.1 |
273 |
8 |
2,500 |
1974 |
|
Т13-АГЗУ№5 |
114 |
6 |
0,131 |
2013 |
|
|
219 |
6 |
3,200 |
2007 |
|
|
219 |
6 |
1,700 |
2008 |
|
|
219 |
8 |
2,378 |
1979 |
|
УПСВ С-Красноярка-УПН Красноярка |
159 |
6 |
1,100 |
2010 |
|
|
|||||
|
219 |
6 |
1 |
2006 |
|
|
|
|
|
|
|
|
219 |
6 |
0,725 |
2007 |
|
|
|
|
|
|
|
|
273 |
8 |
0,519 |
1993 |
|
|
|
|
|
|
|
|
219 |
6 |
1,675 |
2008 |
|
|
|
|
|
|
|
|
159 |
6 |
2,115 |
2004 |
|
|
|
|
|
|
|
т.26-УПН Красноярка |
159 |
6 |
0,088 |
2008 |
|
|
|
|
|
|
|
АГЗУ№5.24 |
114 |
6 |
0,900 |
2008 |
|
|
|
|
|
|
|
т.25-т.26 |
159 |
6 |
0,611 |
2012 |
|
|
|
|
|
|
|
т.24-т.25 |
159 |
6 |
0,295 |
2008 |
|
|
|
|
|
|
|
т.32-УПН Красноярка |
114 |
6 |
1,838 |
2001 |
|
т.28-м/вр в н/к АГЗУ№8-УПН |
219 |
6 |
0,500 |
2003 |
Консорциум « Н е д р а »
11
т.27-т.28 |
159 |
6 |
|
0,420 |
2006 |
|
АГЗУ№1-т.27 |
159 |
6 |
|
0,150 |
2008 |
|
Т.1 пункт налива |
89 |
6 |
|
0,284 |
1980 |
|
Скв.№111-т1 |
89 |
6 |
|
0,730 |
2009 |
|
т.30-т.31 |
114 |
6 |
|
0,188 |
2012 |
|
|
|
|
|
|
Продолжение таблицы 2.2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Наименование |
|
Параметры |
|
Год ввода в |
|
|
|
трубопроводов |
|
|
|||
трубопровода или |
|
|
эксплуатаци |
|
||
Диаметр, |
Толщина |
|
|
|
||
участка |
|
Длина, км |
ю |
|
||
мм |
стенки, мм |
|
|
|||
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
т.29-т.30 |
159 |
6 |
|
0,094 |
2011 |
|
Скв.№109-т.1 |
89 |
6 |
|
0,042 |
2009 |
|
АГЗУ-8-УПН Красноярка |
168 |
7 |
|
0,833 |
1987 |
|
АГЗУ№8-т.29 |
114 |
6 |
|
0,881 |
2011 |
|
Скв.№55-АГЗУ№8 |
89 |
6 |
|
0,679 |
2012 |
|
т.14-АГЗУ№8 |
114 |
4,5 |
|
0,150 |
1959 |
|
Скв.№56-АГЗУ№8 |
89 |
6 |
|
0,420 |
2009 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Скв.№106-АГЗУ№8 |
89 |
6 |
|
0,386 |
2010 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Скв.№26-АГЗУ№8 |
89 |
6 |
|
0,908 |
2013 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Скв.№202-АГЗУ№8 |
89 |
6 |
|
0,245 |
2009 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Скв.№92 м/вр в в/л скв№40-АГЗУ№1 |
89 |
6 |
|
0,400 |
2009 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Скв.№40-т.3 |
89 |
6 |
|
0,200 |
2009 |
|
|
|
|
|
|
|
|
т.31-т.32 |
159 |
6 |
|
0,088 |
2010 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Скв.№224-АГЗУ№2 |
89 |
6 |
|
1,935 |
2013 |
|
Скв.№4-АГЗУ№2 |
89 |
6 |
|
1,844 |
2013 |
|
Скв.№291-т.2 |
89 |
6 |
|
1 |
2006 |
|
Скв.№2-АГЗУ№1 |
89 |
6 |
|
3,028 |
2011 |
|
Скв.№94-АГЗУ№1 |
114 |
5 |
|
0,817 |
1958 |
|
Скв.№223-АГЗУ№1 |
89 |
6 |
|
1,355 |
2010 |
|
Скв.№5-АГЗУ№1 |
89 |
6 |
|
1,575 |
2012 |
|
Скв.№222-АГЗУ№18 |
89 |
6 |
|
0,835 |
2006 |
|
Консорциум « Н е д р а »
12
Скв.№8-АГЗУ№18 |
89 |
6 |
|
0,509 |
2012 |
|
Скв.№226-АГЗУ№18 |
89 |
6 |
|
0,230 |
2005 |
|
Скв.№7-АГЗУ№18 |
89 |
6 |
|
0,153 |
2011 |
|
Скв.№153-АГЗУ№18 |
89 |
6 |
|
0,048 |
2008 |
|
Скв.№219-АГЗУ№18 |
89 |
6 |
|
0,620 |
2013 |
|
Скв.№221-т.8 |
89 |
8 |
|
0,094 |
2008 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Скв.№292-м/вр в в/л скв№221-АГЗУ№2 |
89 |
6 |
|
0,675 |
2006 |
|
|
|
|
|
|
|
|
т.8-АГЗУ№2 |
89 |
8 |
|
1,350 |
2011 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Скв.№150-АГЗУ№18 |
89 |
6 |
|
0,670 |
2009 |
|
|
|
|
|
|
|
|
АГЗУ2-АГЗУ№14 |
159 |
6 |
|
1,560 |
2006 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Скв.№159-АГЗУ№14 |
89 |
6 |
|
0,875 |
2009 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Скв.№13-АГЗУ№2 |
89 |
8 |
|
0,909 |
2011 |
|
|
|
|
|
|
|
|
АГЗУ№18-т.33 |
168 |
7 |
|
1,321 |
1972 |
|
|
|
|
|
|
|
|
т.2-АГЗУ№1 |
89 |
6 |
|
0,500 |
2005 |
|
т.3-АГЗУ№1 |
89 |
6 |
|
0,160 |
2012 |
|
Скв.№9-АГЗУ№18 |
89 |
6 |
|
0,641 |
2011 |
|
Скв.№10-АГЗУ№2 |
89 |
6 |
|
0,880 |
2011 |
|
Скв.№98-АГЗУ№2 |
89 |
6 |
|
0,360 |
2009 |
|
т.34-АГЗУ№2 |
159 |
6 |
|
0,160 |
2012 |
|
т.33-т.34 |
168 |
8 |
|
0,436 |
1992 |
|
Скв.№3-АГЗУ№14 |
89 |
6 |
|
0,314 |
2013 |
|
Скв.№15-АГЗУ№2 |
89 |
6 |
|
0,769 |
2011 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Скв.№95-АГЗУ№2 |
89 |
8 |
|
1,141 |
2012 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Продолжение таблицы 2.2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Наименование |
|
Параметры |
|
Год ввода в |
|
|
|
трубопроводов |
|
|
|||
трубопровода или |
|
|
эксплуатаци |
|
||
Диаметр, |
Толщина |
|
|
|
||
участка |
|
Длина, км |
ю |
|
||
мм |
стенки, мм |
|
|
|||
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
Скв.№96-АГЗУ№1 |
89 |
6 |
|
1,313 |
2004 |
|
АГЗУ№2-т.1 |
89 |
6 |
|
0,968 |
2005 |
|
т.1-АГЗУ№2 |
114 |
6 |
|
0,100 |
1958 |
|
Консорциум « Н е д р а »
13
Скв.№63-АГЗУ№2 |
89 |
5 |
0,796 |
1996 |
|
|
89 |
6 |
0,305 |
2009 |
|
Скв.№12-АГЗУ№2 |
89 |
6 |
0,428 |
2011 |
|
Скв.№11-АГЗУ№1 |
89 |
8 |
1,267 |
2011 |
|
Скв.№128-т.7 |
89 |
6 |
0,535 |
2008 |
|
т.7-АГЗУ№2 |
89 |
6 |
0,550 |
2007 |
|
|
|
|
|
|
|
Скв.№101-АГЗУ№2 |
89 |
6 |
0,300 |
2011 |
|
|
|
|
|
|
|
Скв.№101-АГЗУ№2 |
114 |
5 |
0,255 |
1956 |
|
|
|
|
|
|
|
Т.6-АГЗУ№2 |
89 |
5 |
0,267 |
1996 |
|
|
|
|
|
|
|
т.5-т.6 |
114 |
6 |
0,650 |
2004 |
|
|
|
|
|
|
|
Скв.№133-АГЗУ№14 |
89 |
6 |
0,805 |
2007 |
|
|
|
|
|
|
|
Скв.№39-т.5 |
89 |
6 |
0,100 |
2008 |
|
|
|
|
|
|
|
Т.23-м/вр н/пр УПСВ С-Красноярка- |
159 |
6 |
1,334 |
2010 |
|
УПН Красноярка |
|||||
|
|
|
|
||
Т.1-т.2 |
114 |
5 |
0,56 |
1995 |
|
АГЗУ№11-т.23 |
159 |
6 |
0,020 |
1993 |
|
Скв.№41-АГЗУ№11 |
89 |
6 |
0,108 |
2009 |
|
т.36-ДНС-11 |
89 |
6 |
0,120 |
1998 |
|
АГЗУ№12-т.36 |
168 |
7 |
0,820 |
1959 |
|
Скв.№80-т.17 |
89 |
6 |
0,695 |
2007 |
|
т.17-т.18 |
89 |
6 |
0,043 |
2007 |
|
т.18-АГЗУ№11 |
89 |
6 |
0,175 |
2008 |
|
т.16-АГЗУ№11 |
89 |
6 |
0,035 |
2008 |
|
Т.15-т.16 |
114 |
5 |
0,560 |
1995 |
|
Скв.№72-т.15 |
114 |
5 |
0,181 |
1960 |
|
Скв.№165-т.21 |
114 |
6 |
0,579 |
2006 |
|
Т.21-АГЗУ№16 |
114 |
6 |
0,130 |
2012 |
|
Скв.№164-АГЗУ№16 |
89 |
6 |
1,115 |
2007 |
|
Скв.№169-АГЗУ№16 |
89 |
6 |
0,642 |
2010 |
|
Скв.№170-АГЗУ№16 |
89 |
6 |
0,185 |
2007 |
|
Скв.№175-АГЗУ№16 |
89 |
6 |
0,370 |
2011 |
Консорциум « Н е д р а »
14
Скв.№172-АГЗУ№16 |
|
|
89 |
5 |
|
0,880 |
2006 |
|
Скв.№178-АГЗУ№16 |
|
|
114 |
5 |
|
1,446 |
1962 |
|
Скв.№173-АГЗУ№16 |
|
|
89 |
6 |
|
1,270 |
2007 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Скв.№166-АГЗУ№16 |
|
|
114 |
5 |
|
0,485 |
1962 |
|
Скв.№166-АГЗУ№16 |
|
|
89 |
6 |
|
0,511 |
2011 |
|
АГЗУ№16-т.2 |
|
|
159 |
6 |
|
0,767 |
2003 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Скв.№167-АГЗУ№14 |
|
|
89 |
6 |
|
0,990 |
2011 |
|
Скв.№115 м/вр в в/л |
скв№133- |
89 |
8 |
|
0,145 |
2008 |
|
|
АГЗУ№14 |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
т.33-АГЗУ№14 |
|
|
159 |
6 |
|
0,410 |
2011 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Продолжение таблицы 2.2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Наименование |
|
Параметры |
|
Год ввода в |
|
|||
|
трубопроводов |
|
|
|||||
трубопровода или |
|
|
эксплуатаци |
|
||||
Диаметр, |
Толщина |
|
|
|
||||
участка |
|
|
Длина, км |
ю |
|
|||
|
мм |
стенки, мм |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Скв.№157-АГЗУ№14 |
|
|
89 |
6 |
|
0,340 |
2007 |
|
скв№17-АГЗУ№14 |
|
|
89 |
6 |
|
0,381 |
2013 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
скв№17-м/вр в в/л с |
кв.157-АГЗУ№14 |
89 |
6 |
|
0,210 |
2012 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АГЗУ№14-м/вр в н/пр |
УПСВ С- |
159 |
8 |
|
0,097 |
2012 |
|
|
Красноярка |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АГЗУ№15-м/вр в н/пр |
УПСВ С- |
114 |
6 |
|
0,082 |
1996 |
|
|
Красноярка |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Скв.№16-АГЗУ№14 |
|
|
89 |
6 |
|
0,447 |
2011 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Скв.№200-АГЗУ№14 |
|
|
89 |
5 |
|
0,241 |
2000 |
|
Скв.№14-АГЗУ№14 |
|
|
89 |
6 |
|
0,640 |
2011 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Скв.№158-АГЗУ№14 |
|
|
89 |
5 |
|
0,702 |
2000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Скв.№156-т.19 |
|
|
89 |
5 |
|
0,080 |
1995 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Т.19-т.20 |
|
|
89 |
6 |
|
0,100 |
2010 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
т.20-АГЗУ№14 |
|
|
89 |
5 |
|
0,492 |
1995 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Скв.№147-АГЗУ№2 |
|
|
114 |
4,5 |
|
1,220 |
1956 |
|
Консорциум « Н е д р а »
15
Скв.№183-АГЗУ№15 |
89 |
6 |
1,141 |
2006 |
|
|
|
|
|
Скв.№180-АГЗУ№15 |
89 |
6 |
1,200 |
2007 |
|
|
|
|
|
,
Выводы
Красноярское месторождение открыто в 1941 году, в 1949 году введено в пробную разработку, в промышленной эксплуатации находится с 1956 году.
В настоящее время эксплуатацию Красноярского нефтяного месторождения осуществляет ООО «Бугурусланнефть» (ЦДНГ-1).
Анализ системы сбора продукции скважин месторождения проводился по следующим критериям:
1. Возможность осуществления замера дебита каждой скважины:
Продукция скважин №133 и №115 смешивается до АГЗУ-14, аналогично продукция скважин №13 и №3.Для исправления сложившейся ситуации необходимо переобвязать АГЗУ-14, подсоединив к нему выкидные линии названных скважин по отдельности. Количество подключаемых скважин на АГЗУ АМ-40-8-400 – 8 единиц, поэтому замерную установку рекомендуется заменить на ИУ «ОЗНА-Массомер», которая рассчитана на подключение 1-14
скважин. Аналогичная ситуация со скважинами №2292 и №221 (замер осуществляется на АГЗУ-2) и скважинами №94 и №40 (замер осуществляется на АГЗУ-1): рекомендуется переобвязка АГЗУ и замена на современные измерительные установки «ОЗНА-Массомер», которая рассчитана на подключение 1-14 скважин.
2.Степень правдоподобности информации, получаемой с замерных устройств:
Согласно табл. 2.1 и 3.1 делаем вывод, что установка Спутник работает в установленной для нее пределах, с
Консорциум « Н е д р а »
