Курманаевского месторождения
.pdf9
Таблица 1.4
|
Физико-химические свойства СНПХ-5312С |
|
|
|
|
Наименование показателя |
Норма |
|
Внешний вид |
однородная жидкость от бесцветного до |
|
светло-желтого цвета |
|
|
|
|
|
Плотность при 20ºС, кг/м3, в |
1108-1100 |
|
пределах |
|
|
Водородный показатель, рН |
6-8 |
|
Температура застывания, ºС, |
минус 45-50 |
|
Ингибитор парарафиноотложений СОНПАР5403 предназначен для предотвращения отложений парафиновых углеводородов на оборудовании и трубопроводах при добычи и транспортировки нефти. Способствует удалению стойких эмульсий в добывающих скважинах. Обладает антикоррозийным действием и высоким диспергирующим
действием.
Область применения: добывающие скважины, нефтепромысловое оборудование и трубопроводы с
отложившимися парафинами.
Физико-химические свойства ингибитора парафиноотложений СОНПАР 5403 приведены в таблице 2.5.
Таблица 1.5
|
Физико-химические свойства СОНПАР 5403 |
|
|
|
|
Наименование показателя |
Норма |
|
Внешний вид |
однородная жидкость от желтого до |
|
|
коричневого цвета |
|
Плотность при 20ºС, кг/м3 |
750 |
|
Температура застывания, ºС, не выше |
минус 50 |
|
Консорциум « Н е д р а »
10
Величина частиц дисперсии, мм, в |
1-3 |
|
пределах |
||
|
Список трубопроводов систем сбора приведена в таблице 1.6.
|
|
|
|
Таблица 1.6. |
|
|
Список трубопроводов систем сбора. |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
Наименование участка нефтепровода |
Год ввода в |
Диаметр, толщина стенки, |
Длина, м |
Материал |
|
эксплуатацию |
мм×мм |
||||
|
|
|
|||
Выкидные линии |
|
|
|
|
|
Скв. 4 → т.вр. |
2003 |
114×8 |
2140 |
Ст.20 |
|
Скв. 6 → АГЗУ-4 |
1997 |
114×9 |
93 |
Ст.20 |
|
Скв. 9 → вр. 204 |
1995 |
114×8 |
40 |
Ст.20 |
|
Скв13ш →АГЗУ-10 |
2001 |
114×8 |
28 |
Ст.20 |
|
Скв.15ш →АГЗУ-10 |
2001 |
114×8 |
1326 |
Ст.20 |
|
Скв.17ш →АГЗУ-10 |
2001 |
114×8 |
1072 |
Ст.20 |
|
Скв. 26 → АГЗУ-2 |
1997 |
114×9 |
202 |
Ст.20 |
|
Скв. 27 → АГЗУ-2 |
1995 |
114×9 |
54 |
Ст.20 |
|
Скв. 28 → АГЗУ-2 |
1995 |
114×9 |
44 |
Ст.20 |
|
Скв. 30 → АГЗУ-2 |
1997 |
114×8 |
53 |
Ст.20 |
|
Скв. 31 → АГЗУ-3 |
1997 |
114×8 |
64 |
Ст.20 |
|
Скв. 33 → АГЗУ-3 |
1995 |
114×9 |
71 |
Ст.20 |
|
Скв. 34 → АГЗУ-5 |
1996 |
114×4,5 |
38 |
Ст.20 |
|
Скв. 37 → АГЗУ-2 |
1995 |
114×6 |
31 |
Ст.20 |
|
Скв. 39 → АГЗУ-2 |
1995 |
114×6 |
39 |
Ст.20 |
|
Скв. 40 → АГЗУ-2 |
1997 |
114×9 |
131 |
Ст.20 |
|
Скв. 41 → АГЗУ-2 |
1996 |
114×8 |
119 |
Ст.20 |
|
Скв. 44 → АГЗУ-10 |
1999 |
114×7 |
36 |
Ст.20 |
|
Скв. 45 → АГЗУ-10 |
1999 |
114×7 |
26 |
Ст.20 |
|
Скв. 46 → АГЗУ-4 |
1998 |
114×9 |
45 |
Ст.20 пс |
|
Консорциум « Н е д р а »
11
Наименование участка нефтепровода |
Год ввода в |
Диаметр, толщина стенки, |
Длина, м |
Материал |
||
эксплуатацию |
мм×мм |
|||||
|
|
|
|
|||
Скв. 50 |
→ АГЗУ-4 |
1998 |
114×9 |
58 |
Ст.20 |
|
Скв. 52 |
→ АГЗУ-3 |
1997 |
114×9 |
61 |
Ст.20 |
|
Скв. 53 |
→ АГЗУ-1 |
1995 |
114×9 |
42 |
Ст.20 |
|
Скв. 55 |
→ АГЗУ-3 |
1997 |
114×9 |
199 |
Ст.20 |
|
Скв. 57 |
→ АГЗУ-1 |
1996 |
114×9 |
51 |
Ст.20 |
|
Скв. 58 |
→ АГЗУ-5 |
1997 |
114×8 |
58 |
Ст.20 |
|
Скв. 60 |
→ АГЗУ-5 |
1996 |
114×4,5 |
30 |
Ст.20 |
|
Скв. 61 |
→ АГЗУ-5 |
1996 |
114×4,5 |
34 |
Ст.20 |
|
Скв. 63 |
→ АГЗУ-3а |
1995 |
114×8 |
37 |
Ст.20 |
|
Скв. 64 |
→ АГЗУ-3а |
1996 |
114×9 |
108 |
Ст.20 |
|
Скв. 67 |
→ АГЗУ-9 |
2000 |
114×6 |
74 |
Ст.20 |
|
Скв. 68 |
→ АГЗУ-9 |
1999 |
114×7 |
36 |
Ст.20 пс |
|
Скв. 69 |
→ АГЗУ-9 |
2000 |
114×6 |
80 |
Ст.20 |
|
Скв. 70 |
→ АГЗУ-9 |
1999 |
114×7 |
32 |
Ст.20 пс |
|
Скв. 242 → АГЗУ-9 |
2000 |
99×9 |
86 |
Ст.20 |
||
Скв. 100 → вр. скв 100 |
2006 |
114×8 |
97 |
Ст.20 |
||
Скв. 1009 → АГЗУ-4 |
1999 |
114×9 |
50 |
Ст.20 |
||
Скв. 1010 → АГЗУ-4 |
1998 |
114×9 |
55 |
Ст.20 |
||
Скв. 1020 → АГЗУ-4 |
1998 |
114×9 |
40 |
Ст.20 пс |
||
Скв. 1022 → АГЗУ-4 |
1999 |
114×9 |
45 |
Ст.20 |
||
Нефтесборные сети |
|
|
|
|
||
Гр. №4 → АГЗУ-1 |
1994 |
114×6 |
63 |
Ст.20 |
||
АГЗУ-1 → вр.200 |
1994 |
114×6 |
20 |
Ст.20 |
||
Гребенка №4 → вр.201 |
1994 |
114×6 |
53 |
Ст.20 |
||
Вр. 201 → вр.202 |
1994 |
159×7 |
376 |
Ст.20 |
||
Гр. №5 → АГЗУ-2 |
1996 |
114×4,5 |
620 |
Ст.20 |
||
Гр. №10 → вр.213 |
1995 |
114×7 |
92 |
Ст.20 |
||
АГЗУ-3 → вр.207 |
1995 |
159×5 |
713 |
Ст.20 |
||
Вр.207 → вр.212 |
1995 |
273×7 |
488 |
Ст.20 |
||
Консорциум « Н е д р а »
12
Наименование участка нефтепровода |
Год ввода в |
Диаметр, толщина стенки, |
Длина, м |
Материал |
|
эксплуатацию |
мм×мм |
||||
|
|
|
|||
Вр.208 → задв.107 |
1994 |
159×7 |
26 |
Ст.20 |
|
Вр.206 → вр.207 |
1995 |
219×6 |
410 |
Ст.20 |
|
Вр. гр №7 → вр.206 |
1995 |
168×8 |
540 |
Ст.20 |
|
Гр. №7 → вр. гр. №7 |
1998 |
168×8 |
88 |
Ст.20 |
|
АГЗУ-4 → вр. АГЗУ-7 |
1998 |
168×8 |
609 |
Ст.20 |
|
АГЗУ-9 → задв.119 |
1999 |
168×8 |
622 |
Ст.20 |
|
Гр. №7 → АГЗУ-4 |
1996 |
114×5 |
696 |
Ст.20 |
|
Гр. №8 → вр.216 |
1999 |
168×7 |
721 |
Ст.20 |
|
Вр.216 → АГЗУ-4 |
1999 |
114×6 |
111 |
Ст.20 |
|
Гр.№6 → вр.205 |
1996 |
168×9 |
77 |
Ст.20 |
|
Т.1 → вр.210 |
1996 |
273×8 |
2098 |
Ст.20 |
|
Т.вр. → т.1 |
2006 |
273×10 |
315 |
Ст.20 |
|
Вр.209 → задв.107 |
1994 |
114×9 |
28 |
Ст.20 |
|
АГЗУ-2 → вр.209 |
1994 |
114×6 |
60 |
Ст.20 |
|
Гр. №5 → вр.203 |
1996 |
168×8 |
104 |
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:
Консорциум « Н е д р а »
13
-до трех лет – новые;
-до десяти лет – средней продолжительности;
-более десяти лет – старые.
Следуя данной классификации, из таблицы 3 видно, что 69,8% протяженности выкидных линий и 98,4%
нефтегазосборных и напорных трубопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94).
Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Курманаевского 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.
1.2 Анализ замерных установок
Перечень замерных установок и нефтяных скважин на Курманаевском месторождении
|
|
|
|
Таблица 1.7 |
|
|
Перечень замерных установок и нефтяных скважин на Курманаевском месторождении |
||||
|
|
|
|
|
|
№ п/п |
Наименование замерной |
Номер замерной |
Номера скважин, соответствующие данной |
Давление в трубопроводе |
|
установки (тип) |
установки |
замерной установке |
на выходе АГЗУ, МПа |
||
|
|||||
1 |
АМ 40-14-400 |
2 |
185, 216, 230, 232, 233, 1656, 1691, 1693, |
4,0 |
|
1735, 3301, 3327, 3356 |
|||||
|
|
|
|
||
2 |
Б 40-14-500 |
3 |
201, 203, 204, 207, 248, 249, 1657, 1707, 1739, |
4,0 |
|
3309, 3351 |
|||||
|
|
|
|
||
3 |
Б 40-14-500 |
4 |
208, 209, 210, 235, 242, 246, 251, 252, 1703, |
4,0 |
|
1716 |
|||||
|
|
|
|
||
4 |
Б 40-14-500 |
5 |
193, 212, 213, 240, 255, 1651, 1720, 3310 |
4,0 |
|
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
14 |
|
№ п/п |
Наименование замерной |
Номер замерной |
Номера скважин, соответствующие данной |
Давление в трубопроводе |
|
установки (тип) |
установки |
замерной установке |
на выходе АГЗУ, МПа |
||
|
|||||
5 |
АМ 40-14-400 |
6 |
1682, 1683, 1694, 1695, 1699, 1731, 1733, |
4,0 |
|
1734, 1744 |
|||||
|
|
|
|
||
6 |
Б 40-14-500 |
7 |
1652, 1688, 1706, 1712, 1713, 1717, 1721, |
4,0 |
|
3302, 3307, 3313 |
|||||
|
|
|
|
||
7 |
Б 40-14-500 |
8 |
191, 194, 221 |
4,0 |
|
8 |
Б 40-14-500 |
9 |
136, 3341, 3343, 3344, 3345 |
4,0 |
|
9 |
Б 40-14-500 |
10 |
182, 231, 247, 1685, 1698, 1728, 1737, 1748, |
4,0 |
|
3324, 3354, 3355 |
|||||
|
|
|
|
||
10 |
Б 40-14-500 |
3а |
1705, 1714, 1742, 3322, 3323, 3325, 3352 |
4,0 |
В качестве замерных установок на месторождении применяются АГЗУ типа Спутник АМ-40-100-400. и Б 40-14-500
«СПУТНИК» АМ-40-10-400.
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.
Консорциум « Н е д р а »
15
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.
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.
Консорциум « Н е д р а »
16
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.
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.
Консорциум « Н е д р а »
17
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 9.
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.
АМ – тип установки.
Спутник – шифр установок.
Технические данные АГЗУ приведены в таблице 1.7 Схема АГЗУ приведена на рисунке 1.2.
Консорциум « Н е д р а »
18
Таблица 1.7
Технические данные |
|
1.Диапазон дебитов, подключенных к установке скважин, м3/сут, в |
|
пределах |
от 1 до 400 |
2.Рабочее давление, МПа (кгс/см2), не более |
4,0 (40) |
3.Параметры питания электрических цепей: |
|
род тока |
переменный |
напряжение, В |
380/220 |
допустимое отклонение напряжения, % |
от -15 до +10 |
частота переменного тока, Гц |
50+1 |
потребляемая мощность, кВА, |
не более 10 |
4.Характеристика окружающего воздуха: |
|
интервал температур, оС |
от -50 до +45 |
средняя температура наиболее холодной пятидневки, оС, |
не ниже -40 |
7.Характеристика рабочей среды: |
от 5 до 70 |
температура, оС, в пределах |
|
кинематическая вязкость при температуре 20 оС,м2/с, в пределах |
от 1*10-6 |
содержание воды в жидкости, объемная доля, %, в пределах |
от 0 до 98 |
содержание сернистых соединений в массовой доле, % |
не более 3 |
количество примесей механических, мг/л, не более |
3000 |
размер механических примесей, мм, не более |
5 |
содержание сероводорода, объемное, % |
до 2 |
8.Исполнение приборов, устройств и электрооборудования |
взрывоза- |
технологического помещения |
щищенное |
9. Исполнение электрооборудования щитового помещения |
обыкновенное |
10.Средняя наработка на отказ установок должна быть, ч, не менее: |
|
по функции измерения количества жидкости (участвуют |
|
переключатель скважин многоходовой, регулятор расхода, счетчик |
|
жидкости турбинный, блок управления и индикации, заслонка) |
1700 |
по функции контроля подачи (участвуют счетчик жидкости |
|
турбинный, блок управления и индикации) |
2250 |
11. Среднее время восстановления работоспособности установок (без |
2 |
Консорциум « Н е д р а »