Красноармейского месторождения
.pdf3. Описание технологической схемы сбора продукции скважин
По состоянию на 01.01.2017 г. действующий фонд добывающих скважин Красноармейского месторождения
составляет одну единицу – скв.42.
Технологический режим представлен в табл. 3.1.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 3.1 |
|
Технологический режим работы действующих нефтяных скважин Красноармейского месторождения (по состоянию на |
||||||||||
|
|
|
|
01.01.2017г.) [4] |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
№ скв |
Пласт |
СЭ |
Замеренная глубина |
Рбуф, |
Рл, атм |
Рпл, |
Нефти, т/сут |
Жидкости, м3/сут |
Обводненность, % |
|
спуска насоса, м |
атм |
атм |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
42 |
Д3ВОР |
ЭЦН |
2536 |
26 |
26 |
162 |
3 |
3 |
1,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Сведения о состоянии внутрипромысловых трубопроводов и трубопроводов внешнего транспорта Красноармейского месторождения ЦДНГ №10 ОАО «Самаранефтегаз» представлены в табл. 3.1.
Система внутрипромысловых трубопроводов Красноармейского месторождения состоит из:
-выкидного трубопровода от добывающей скважины до АГЗУ;
-нефтегазосборного трубопровода до пункта предварительной подготовки нефти и газа – ПНН.
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.
8
Консорциум « Н е д р а »
По действующей классификации допустимых сроков эксплуатации принято считать, что трубопроводы,
эксплуатируемые:
до трех лет – новые;
до десяти лет – средней продолжительности;
более десяти лет – старые.
9
Консорциум « Н е д р а »
10
Таблица 3.2
Сведения о состоянии нефтепромысловых трубопроводов и трубопроводов внешнего транспорта
Красноармейского месторождения, ЦДНГ №10 ОАО «Самаранефтегаз» (по состоянию на 01.01.2017 г.)
|
|
|
Параметры |
|
|
|
||
Наименование |
|
Коли- |
трубопроводов |
Состояние |
Материал |
Год ввода в |
||
Назначение объекта |
чество |
Диаметр, |
|
|||||
трубопровода или участка |
|
трубопроводов |
трубы |
эксплуатацию |
||||
|
ниток |
толщина |
Длина, м |
|||||
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
стенки, мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Скважина 42 – АГЗУ |
Выкидная линия |
1 |
108×6 |
750 |
действующий |
Ст. 20 |
2002 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АГЗУ – Красноармейский ПНН |
Нефтегазосборный |
1 |
159×8 |
30 |
действующий |
Ст. 20 |
2002 |
|
трубопровод |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Следуя данной классификации, из табл. 3.2 видно, что система внутрипромысловых трубопроводов Красноармейского месторождения отработала нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10
лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94).
Выводы
Из таб. 3.2 видно, что система внутрипромысловых трубопроводов Красноармейского месторождения отработала нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности
(РД 39-132-94).
Консорциум « Н е д р а »
11
Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Красноармейского 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.
4. Замерные установки, применяемы на Красноармейском месторождении
В качестве устройства, замеряющего дебит водонефтяной эмульсии от добывающих скважин, применяются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» (Б-40-14-500) [5].
Таблица 4.1
Техническая характеристика установки «Спутник Б-40-14-500»
Число подключенных скважин |
шт. |
14 |
|
|
|
Рабочее давление, |
МПа |
4 |
|
|
|
Пределы измерения по жидкости |
м3/сут |
5-500 |
|
|
|
Пределы измерения по газу |
м3/сут |
До 500 |
|
|
|
Относительная погрешность измерения: |
% |
|
|
|
|
по водонефтяной смеси |
|
± 2,5 |
|
|
|
по нефти |
|
± 4 |
|
|
|
по газу |
|
± 6 |
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
12
Пропускная способность установки |
м3/сут |
4000 |
|
|
|
|
|
Суммарная установленная мощность |
кВт |
Не более 10 |
|
|
|
|
|
Напряжение электрических цепей электроприемников |
В |
380/220 |
|
|
|
|
|
Температура воздуха в замерно-переключающем блоке и |
°С |
5 — 50 |
|
щитовом помещении |
|||
|
|
||
|
|
|
|
Габаритные размеры: |
мм |
|
|
|
|
|
|
замерно-переключающего блока |
|
8350×3200×2710 |
|
|
|
|
|
блока управления |
|
3100×2200×2500 |
|
|
|
|
|
Масса, кг: |
кг |
|
|
|
|
|
|
замерно-переключающего блока |
|
10000 |
|
|
|
|
|
блока управления |
|
2000 |
|
|
|
|
Принцип работы АГЗУ «Спутник»:
Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник»-Б представлена на рис. 4.1.
Консорциум « Н е д р а »
13
Рис. 4.1
Продукция скважин по выкидным линиям (1), последовательно проходя через обратный клапан (4), задвижку (2),
поступает в переключатель скважин (3). В переключателе продукция одной скважины через замерный патрубок и поршневой отсекающий клапан КПР-1 (5) направляется в замерный сепаратор (7) устройства «Импульс», где газ
Консорциум « Н е д р а »
14
отделяется от жидкости. Продукция остальных скважин, пройдя через поршневой отсекающий клапан КПР-1 (6),
поступает в сборный коллектор II.
Выделившийся в сепараторе 7 газ проходит через датчик (12) расходомера «Агат 1П», заслонку (11) и далее поступает в сборный коллектор, где смешивается с общим потоком.
Жидкость направляется в нижнюю полость сепарационной емкости и за счет избыточного давления,
поддерживаемого заслонкой (11), продавливается через турбинный счетчик нефти (8), регулятор расхода (9) и датчик влагомера (10) в сборный коллектор.
Регулятор расхода (9) и заслонка (11), соединенная тягами с осью поплавка, обеспечивают циклическое прохождение жидкости через счетчик (8) с постоянными скоростями, что позволяет измерять дебит скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.
На установке предусмотрена возможность подачи химических реагентов в коллектор обводненной нефти. Для этой цели в замерно-переключающем блоке смонтирован дозировочный насос типа НД-0.5Р 10/100 с блоком для реагента (13).
Выводы
Рекомендовать замену измерительной установки не рентабельно, поскольку по состоянию на 01.01.2017г. на месторождении работает одна скважина.
Консорциум « Н е д р а »