Краснонивского месторождения

10

Консорциум « Н е д р а »

11

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

эксплуатацию. Происходит постоянное уменьшение толщины стенок труб из-за коррозии, 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.

Как видно из таблицы 1.6 95% трубопроводов отработали полуторократный нормативный срок эксплуатации,

установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94). Такая «живучесть» трубопроводов объясняется, в частности, тем, что для строительства применялись толстостенные трубы.

Консорциум « Н е д р а »

12

Выводы и рекомендации:

1.Замеряется дебит каждой скважины. Каждая скважина имеет свою выкидную линию. Это большой плюс.

2.На месторождение были опробованы две марки реагентов-деэмульгаторов. Целесообразно использование одного наиболее эффективного реагента. Наиболее эффективный на мой взгляд – это деэмульгатор Прогалит НМ 20/40,

который сохраняет свою эффективность при небольшой дозировке.

3.На месторождении более 100% трубопроводов эксплуатируются более 10 лет, поэтому они сильно изношены в следствии длительной эксплуатации, что не допустимо. Предлагаю изношенные трубопроводы заменить новыми, а

точнее на современные гибкие полимерно-металлические трубы ГПМТ-100.

4.На месторождении осуществляется совместная добыча пластов карбона и девона. Это плохо, поскольку продукция этих пластов не совместима.

5.Степень правдоподобности получаемой информации. АГЗУ на месторождении работают в нормальном режиме т.к.: обводненность не превышает 98%, максимальное содержание парафина не превышает 7%, содержание сернистых соединений не более 3 %. Свойства добываемой продукции входят в допустимые пределы измерений. Замена АГЗУ не требуется.

6.Анализ работы АГЗУ

В качестве устройства, контролирующего дебит водонефтяной эмульсии добывающих скважин на месторождениях,

применяются автоматизированные групповые замерные установки АГЗУ типа «Спутник» - АМ-40,

«СПУТНИК» АМ-40-10-400.

Консорциум « Н е д р а »

13

Установка предназначена для периодического определения по программе количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, и контроля их работы на нефтяных месторождениях.

Основные технические данные:

производительность – до 16 м3/час;

количество подключающих трубопроводов от скважин – до 10 шт.;

рабочее давление – до 40 кгс/см2.

Устройство и принцип работы.

Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в замерный сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод .

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.

С помощью расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости TOP 1-50 с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.

За время продавки жидкость проходит через счетчик ТОР 1-50 и направляется в общий трубопровод.

Счетчик ТОР 1-50 выдает на блок управления и индикации (БУИ) импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Консорциум « Н е д р а »

14

Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики.

При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода ГП-1М и в системе гидравлического управления повышается давление.

Привод переключателя ПСМ под воздействием давления гидропривода перемещает поворотный патрубок переключателя и на измерение подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени.

Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий: дебита скважины, способов добычи, состояние разработки месторождения и др.

В установке предусмотрена возможность контроля работы скважин по отсутствию (за определенное время)

сигналов от счетчика ТОР 1-50.

При применении в установке счетчика газа турбинного «АГАТ» необходимо его смонтировать на газовом трубопроводе, вторичный блок НОРД-ЭЗМ в щитовом помещении.

Блок НОРД-ЭЗМ производит подсчет и регистрацию результата измерения количества газа, выделившегося при рабочем давлении установки.

Установки имеют электрическое освещение, обогреватели, принудительную вентиляцию. Щитовое помещение имеет естественную вентиляцию и электрические нагреватели.

На основании по периметру рамы заполняется теплоизоляционным материалом (пенопласт, жесткие минераловатные плиты) и обшивается металлическими листами.

Консорциум « Н е д р а »

15

Укрытие установки отличается легкостью, прочностью, устойчивостью к атмосферным воздействиям, хорошими теплоизолирующими свойствами.

Укрытие обеспечивает нормальные условия для работы аппаратуры и обслуживающего персонала.

Для подачи химреагентов на АГЗУ и сепарационных установках используются блочные автоматизированные установки БР-2,5, которые состоят из двух блоков, смонтированных на железобетонных блоках и укрытых теплоизолированной будкой.

Установка «Спутник» предназначена для периодического определения по программе количества жидкости,

добываемой из нефтяных скважин, и контроля их работы на нефтяных месторождениях.

1.Определение количества жидкости и , при наличии счетчика газа турбинного типа «АГАТ», определение количества газа с выдачей результата в блок управления или верхний уровень по системе ТМ.

2.Сигнализация отсутствия потока в контролируемой скважине.

Каждая установка состоит из технологического и щитового помещений и включает комплект запасных частей,

инструмента и принадлежностей. Технические данные по АГЗУ приведены в таблице 1.6.

Расшифровка обозначения:

СпутникАМ40 – 10 – 400 – 01 01 – вид запорного органа на переключатель скважин многоходовой и на байпас.

400 – верхний предел измерения, м3/сут.

10 – количество подключаемых скважин.

40 – предельное рабочее давление, кг/см2.

Консорциум « Н е д р а »

16

АМ – тип установки.

Спутник – шифр установок.

Схема АГЗУ приведена на рисунке 1.2.

Таблица 1.7

Консорциум « Н е д р а »

17

Консорциум « Н е д р а »