Красногородецкого месторождения
.pdf1
Красногородецкого месторождения
Введение
Система сбора продукции скважин – это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования,
предназначенных для размещения добываемых флюидов и их доставки до пунктов подготовки.
Любая система сбора продукции скважин должна обеспечивать осуществление следующих операций:
1.Замер дебита каждой скважины;
2.Максимальное использование пластовой энергии или давления, создаваемого скважинными насосами, для транспортирования продукции скважин до пунктов её подготовки;
3.Сепарацию нефти от газа;
4.Отделение от продукции скважин свободной воды;
5.Раздельный сбор продукции скважин, существенно различающихся по обводнённости или физико –
химическим параметрам;
6. Подогрев продукции скважин или её специальная обработка при невозможности транспортирования в обычных условиях.
Промысловая система сбора продукции скважин представляет собой комплекс инженерных сооружений и коммуникаций, который обеспечивает замер, транспортирование продукции скважин к технологическим аппаратам и пунктам ее реализации, сепарацию и подготовку нефти, газа и воды до требуемого качества.
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»
2
1. Общая характеристика системы сбора и транспортировки продукции Красногородецкого месторождения.
Красногородецкое месторождение находится в промышленной разработке с 1990 года. На месторождении нефть добывается из следующих объектов разработки: А4, В1, Б2.
Эксплуатационный фонд скважин на месторождении составляет 35 шт.
По состоянию на 01.01.2016 г. действующий фонд добывающих скважин составляет 32 скважины, 7 скважин пребывают в бездействии.
Весь фонд действующих скважин механизирован, 19 скважин оборудовано ЭЦН, 12 ШГН.
На месторождении для сбора продукции скважин реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа. Система сбора включает в себя устья нефтяных скважин, выкидные линии и нефтесборные трубопроводы, замерные установки.
Продукция скважин Красногородецкого месторождения под давлением развиваемые центробежными насосами и глубинными штанговыми насосами поступает на 6 автоматизированных групповых замерных установок типа «Спутник» (АГЗУ-1, АГЗУ-3, АГЗУ-4, АГЗУ-5) и Озна «Импульс» (АГЗУ-2) и на 2 гребенки (№ 6,10).
После замера дебита скважин газожидкостная смесь Красногородецкогоместорождения по нефтегазосборным коллекторам, диаметрами 114-325 мм протяженностью порядка 9,789 км в количестве 1956 м3/сутки обводненностью 7595% подается на УПСВ «Красногородецкая».
Далее, разгазированная с остаточной обводненностью 80% нефть при давлении 20-22 кгс/см2 откачивается по напорному трубопроводу диаметром 325 мм, протяженностью 35 435 м УПН «Радаевская», где осуществляется подготовка нефти до товарных кондиций по ГОСТ Р 51858-2002.
Консорциум « Н е д р а »
3
Выделившийся газ Красногородекого месторождения выделившийся в процессе предварительной подготовки на УПСВ «Красногородецкая» сжигается на факеле, по причине бездействия газопровода УПСВ «Красногородецкая» -
УПН «Радаевкая».
2. Описание технологической схемы сбора продукции скважин.
Продукция скважин под устьевым давлением по выкидным трубопроводам диаметром от 114 до 132 мм поступает на соответствующие замерные установки. На замерных установках осуществляется замер дебита отдельной скважины по жидкости. Далее газожидкостная смесь направляется по нефтесборным трубопроводам диаметром от 114 до 325 мм на УПСВ «Красногородецкая». После подготовки на УПСВ «Красногородецкая» газожидкостная смесь направляется на УПН «Радаевская». Нефтепроводы относятся к III категории. Трубопроводы проложены на глубине не менее 1,0 м до верхней образующей трубы. Для очистки нефтепроводов от грязепарафиноотложений по трассе трубопроводов установлены паровпускные стояки. На трубопроводе «Гребенка-6→АГЗУ-2» установлены камеры пуска-приема очистных устройств. Замер продукции скважин и ее обработка производится автоматизированными групповыми замерными установками (АГЗУ-1, АГЗУ-2, АГЗУ-3, АГЗУ-4, АГЗУ-5) и гребенками (№ 6, 10). Перечень замерных установок и гребенок с указанием соответствующих им номеров нефтяных скважин представлен в таблице 1.
Таблица 1
Перечень замерных установок (гребенок) и нефтяных скважин на Красногородецком месторождении
Консорциум « Н е д р а »
4
|
|
|
|
Наименование |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
замерной |
|
|
Номер |
|
|
Номера скважин, |
|
|
Давление в |
|
|
№ |
|
|
установки (тип) |
|
|
|
|
соответствующие |
|
|
трубопроводе |
|
|
|
|
|
|
|
замерной |
|
|
|
|
|
||||
|
п/п |
|
|
или узла |
|
|
|
|
данной замерной |
|
|
на выходе |
|
|
|
|
|
|
|
установки |
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
подключения |
|
|
|
|
установке (гребенке) |
|
|
АГЗУ, МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
скважин |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
Спутник |
1 |
|
12, 107, 109, 125, 132, 134, |
|
|
До 4,0 |
|||||
|
|
АМ 40-14-400 |
|
136, 150, 151, 154 |
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
2 |
|
|
Озна «Импульс» |
2 |
|
101, 102, 106 |
|
|
До 4,0 |
|||||
3 |
|
|
Спутник |
3 |
|
118, 142, 144, 145, 156 |
|
|
До 4,0 |
|||||
|
|
АМ 40-14-400 |
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
4 |
|
|
Спутник |
4 |
|
8, 112, 114, 115, 139, 140, |
|
|
До 4,0 |
|||||
|
|
АМ 40-8-400 |
|
143, 146, |
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
5 |
|
|
Спутник |
5 |
|
148 |
|
|
До 4,0 |
|||||
|
|
АМ 40-14-400 |
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
6 |
|
|
Гребенка |
6 |
|
14, 124, 130 |
|
|
До 4,0 |
|||||
7 |
|
|
Гребенка |
10 |
|
103, 121, 133, 153 |
|
|
До 4,0 |
|||||
Краткая техническая характеристика замерных установок Красногородецкого месторождения приведена в таблице 2
Таблица 2
№ |
Позиция |
Наименование |
Количество, |
Техническая |
Матери |
п/п |
на схеме |
оборудования |
шт. |
характеристика |
ал |
|
|
|
|
Пропускная способность – |
|
|
|
|
|
4000 м3/сут |
|
|
|
|
|
Диапазон измерений – 5-400 |
|
|
|
АГЗУ |
|
м3/сут |
|
1 |
4 |
«Спутник» |
1 |
Количество подключаемых |
16 ГС |
|
|
АМ 40-8-400 |
|
скважин – до 8 шт. |
|
|
|
|
|
Максимальное рабочее |
|
|
|
|
|
давление в сепараторе – 4,0 |
|
|
|
|
|
МПа |
|
Консорциум « Н е д р а »
5
№ |
|
Позиция |
|
|
Наименование |
|
Количество, |
|
Техническая |
Матери |
п/п |
|
на схеме |
|
|
оборудования |
|
шт. |
|
характеристика |
ал |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Пропускная способность – |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4000 м3/сут |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Диапазон измерений – 5-400 |
|
|
|
|
|
|
АГЗУ |
|
|
м3/сут |
|
|
2 |
|
1, 3, 5 |
|
|
«Спутник» |
3 |
|
Количество подключаемых |
16 ГС |
|
|
|
|
|
|
АМ 40-14-400 |
|
|
скважин – до 14 шт. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Максимальное рабочее |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
давление в сепараторе – 4,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Пропускная способность – |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4000 м3/сут |
|
|
|
|
|
|
АГЗУ |
|
|
Диапазон измерений – 5-400 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
м3/сут |
|
||
|
|
|
|
|
Озна |
|
|
|
||
3 |
|
2 |
|
|
1 |
|
Количество подключаемых |
- |
||
|
|
|
«Импульс» |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
скважин – до 14 шт. |
|
||
|
|
|
|
40-14-500 |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
Максимальное рабочее |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
давление в сепараторе – 4,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
МПа |
|
Большая часть трубопроводов уже отработала свой установленный срок службы. Для случая ремонта трубопроводов в системе сбора предусмотрены нефтяные колодцы, в которые производится слив жидкости из поврежденного участка трубопровода.
Система контроля технологического процесса сбора и транспорта нефти Красногородецкогоо месторождения обеспечивает:
- местный контроль и измерение текущего давления на устье скважин с помощью технических манометров;
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»
6
-местный контроль и сигнализацию аварийных параметров нефтегазосборных коллекторов от АГЗУ до узла приема на УПСВ с выводом на диспетчерский пульт;
-местный контроль качества продукции методом отбора проб через пробоотборные устройства на устье скважин с последующей обработкой их в лаборатории.
Система внутрипромысловых трубопроводов Красногородецкого месторождения состоит из:
-выкидных трубопроводов от добывающих скважин до АГЗУ;
-нефтесборных трубопроводов для транспорта продукции скважин от АГЗУ и БГ до пункта предварительной подготовки нефти и газа – УПСВ.
Сведения о состоянии внутрипромысловых трубопроводов Красногородецкого месторождения представлены в
табл. 3.1.
Таблица 3.1.
Сведения о состоянии действующих нефтепромысловых трубопроводов Красногородецкого месторождения
|
Наименование участка нефтепровода |
|
|
Год ввода в |
|
|
Диаметр, толщина |
|
|
Длина, м |
|
|
Материал |
|
|
|
|
эксплуатацию |
|
|
стенки, мм×мм |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
Выкидные линии |
|
|
|
|
|
|
||||
|
Скв.8 → АГЗУ-4 |
1997 |
|
114×8 |
|
112 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.12 → АГЗУ-1 |
1990 |
|
114×9 |
|
50 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.14 → гребенка №6 |
1990 |
|
114×8 |
|
50 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.101 → АГЗУ-2 |
1994 |
|
114×6 |
|
39 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.102 → АГЗУ-2 |
1994 |
|
114×6 |
|
39 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.103 → гребенка №10 |
1995 |
|
114×4,5 |
|
136 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.106 → АГЗУ-2 |
1994 |
|
114×4,5 |
|
72 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.107 → АГЗУ-1 |
1993 |
|
114×6 |
|
42 |
|
|
Ст.20 |
|||||
Консорциум « Н е д р а »
7
|
Наименование участка нефтепровода |
|
|
Год ввода в |
|
|
Диаметр, толщина |
|
|
Длина, м |
|
|
Материал |
|
|
|
|
эксплуатацию |
|
|
стенки, мм×мм |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Скв.109 → АГЗУ-1 |
1994 |
|
114×4,5 |
|
56 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.112 → АГЗУ-4 |
1997 |
|
114×8 |
|
47 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.114 → АГЗУ-4 |
1997 |
|
114×8 |
|
88 |
|
|
Ст.20пс |
|||||
|
Скв.115 → АГЗУ-4 |
1997 |
|
114×8 |
|
47 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.118 → АГЗУ-3 |
1996 |
|
114×9 |
|
55 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.121 → гребенка №10 |
1995 |
|
114×4,5 |
|
84 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.124 → гребенка №6 |
1997 |
|
114×8 |
|
65 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.125 → АГЗУ-1 |
1994 |
|
114×4,5 |
|
172 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.130 → гребенка №6 |
1998 |
|
114×8 |
|
53 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.131 → АГЗУ-1 |
1994 |
|
114×4,5 |
|
169 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.132 → АГЗУ-1 |
1994 |
|
114×4,5 |
|
61 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.133 → гребенка №10 |
1996 |
|
114×8 |
|
320 |
|
|
Ст.20пс |
|||||
|
Скв.134 → АГЗУ-1 |
1993 |
|
114×4,5 |
|
40 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.136 → АГЗУ-1 |
1994 |
|
132×21 |
|
405 |
|
|
ГПМТ |
|||||
|
Скв.139→ АГЗУ-4 |
1997 |
|
114×8 |
|
69 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.140 → АГЗУ-4 |
1997 |
|
114×8 |
|
114 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.142 → АГЗУ-3 |
1996 |
|
114×9 |
|
80 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.143 → АГЗУ-4 |
1997 |
|
114×8 |
|
43 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.144 → АГЗУ-3 |
1995 |
|
114×9 |
|
93 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.145 → АГЗУ-3 |
1996 |
|
114×9 |
|
105 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.146 → АГЗУ-4 |
1997 |
|
114×8 |
|
92 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.148 → АГЗУ-5 |
1998 |
|
114×8 |
|
40 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.150 → АГЗУ-1 |
1993 |
|
114×6 |
|
40 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.151 → АГЗУ-1 |
1993 |
|
114×6 |
|
38 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.153 → гребенка №10 |
1996 |
|
114×8 |
|
320 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Скв.154 → АГЗУ-1 |
1994 |
|
132×21 |
|
410 |
|
|
ГПМТ |
|||||
|
Скв.156 → АГЗУ-3 |
1996 |
|
114×9 |
|
74 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
|
|
|
Нефтесборные трубопроводы |
|
|
|
|
|
|
||||
|
АГЗУ-2 → вр.400 |
1990 |
|
159×6 |
|
2 |
|
|
Ст.20 |
|||||
Консорциум « Н е д р а »
8
|
Наименование участка нефтепровода |
|
|
Год ввода в |
|
|
Диаметр, толщина |
|
|
Длина, м |
|
|
Материал |
|
|
|
|
эксплуатацию |
|
|
стенки, мм×мм |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Вр.400 → вр.407 |
1990 |
|
159×7 |
|
3402 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Вр.407 → ДНС Кр. городок |
1990 |
|
325×9 |
|
550 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Гребенка №6 → АГЗУ-2 |
1990 |
|
114×6 |
|
1752 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Гребенка №10 → АГЗУ-2 |
1996 |
|
114×9 |
|
402 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Гребенка №6 → вр.400 |
1997 |
|
168×8 |
|
1756 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
Гребенка №10 → вр.401 |
1990 |
|
159×7 |
|
390 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
АГЗУ-1 → вр.403 |
1990 |
|
168×6 |
|
119 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
АГЗУ-4 → вр.405 |
1997 |
|
168×8 |
|
198 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
АГЗУ-3 → вр.406 |
1996 |
|
168×9 |
|
118 |
|
|
Ст.20 |
|||||
|
АГЗУ-5 → вр.407 |
1998 |
|
168×8 |
|
1100 |
|
|
Ст.20 |
|||||
Система построена с переменными диаметрами труб по участкам в зависимости от количества собираемой продукции.
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 принято считать, что трубопроводы,
эксплуатируемые:
-до трех лет – новые;
-до десяти лет – средней продолжительности;
-более десяти лет – старые.
Консорциум « Н е д р а »