Система сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях
Совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования, предназначенных для сбора продукции скважин и доставки ее до пунктов подготовки нефти, газа и воды. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, поддержание чистоты территории.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 12.06.2014 |
| Размер файла | 148,2 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Введение
скважина нефть газ месторождение
Система сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях -- это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до пунктов подготовки нефти, газа и воды.
Каждое месторождение имеет свои особенности, связанные с природо-климатическими условиями, размещением скважин, способами, объемами добычи и физико-химическими свойствами нефти, газа и воды. Поэтому на каждом месторождении применяют такую систему сбора продукции скважин, которая наиболее приемлема для месторождения.
Добываемая нефть -- смесь нефти, газа, минеральной воды, мех. примесей и других попутных компонентов, должна быть собранна из рассредоточенных на большой территории скважин и обработана как сырье для получения товарной продукции -- товарной нефти, нефтяного газа, а также пластовой воды и сточной воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт.
В настоящее время сбор и подготовка нефти -- единая система перечисленных технологических процессов, когда сбор совмещается с подготовкой нефти.
Современная система нефтегазосбора и подготовки -- это сложный комплекс трубопроводов, блочного автоматизированного оборудования и аппаратов, технологически связанных между собой. Она должна также обеспечить:
- предотвращение потерь нефтяного газа и легких фракций нефти от испарения на всем пути движения и с самого начала разработки;
- отсутствие загрязнения окружающей среды, вызываемого разливами нефти и воды;
- надежностью функционирования каждого звена и систему целиком;
- высокие технологические показатели работы.
Во многих технологических процессах широко применяют высокопроизводительное автоматизированное оборудование, работающее без постоянного присутствия обслуживающего персонала, возможные химические реагенты и т.д. Разработаны и успешно внедряются унифицированные технологические комплексы сбора и подготовки продукции нефтяных скважин. Широкое распространение индустриальные методы строительства нефтепромысловых объектов с использованием блочного автоматизированного оборудования.
Первостепенное значение имеет снижение потерь нефти и газа на месторождениях и при их транспортировке. Постоянно повышаются требования к качеству подготовки нефти.
При разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений предъявляют высокие требования к поддержанию чистоты территории и охране водоёмов от попадания в них загрязнённых производственных и пластовых вод.
По всем этим направлениям, нефтегазодобывающими предприятиями проводится систематическая и планомерная работа по дальнейшему совершенствованию систем сбора и подготовки нефти, рациональному использованию природных ресурсов, охране окружающей среды, учёту добываемой нефти и товарной продукции, автоматизации производственных процессов.
В настоящие время сбор и подготовка нефти -- не два последовательных процесса, а единая система перечисленных технологических процессов, когда сбор совмещается с подготовкой нефти. Современная система нефти газа - сбора и подготовки - это сложный комплекс трубопроводов, блочного автоматического оборудования и аппаратов, технологически связанных между собой. Она должна также обеспечить:
Предотвращение потерь нефтяного газа и легких фракций нефти от испарения на всем пути движения и с самого начала разработки.
Отсутствие загрязнения окружающий среды, вызванного разливами нефти и воды
Надежность функционирования каждого звена и системы в целом.
Высокие технологические показатели.
Рассмотрим лишь основные объекты данного месторождения: систему сбора продукции скважин, технологические установки подготовки нефти, газа и воды и транспортированию их.
1. Общая характеристика системы сбора и транспортировки продукции Мухановского месторождения
Мухановское месторождение находится в промышленной разработке с 1950 года. На котором разрабатываются пласты С1, С2, СЗ, С4а, С4б, С5, С6, залегающие на глубине 1900-2900м.
Эксплуатационный фонд месторождения составляет 82 скважины, в том числе 1 находятся в бездействии. Фонд скважин механизирован, 3 скважины оборудованы ЭВН, 74 скважины - ЭЦН, 4 скважины - ШГН, 1 скважина - фонтанка.
Внутренний диаметр эксплуатационных колонн 100-152 мм. Глубина спуска насосов 600-2200 м.
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.
2. Описание технологической схемы сбора продукции скважин
Продукция скважин Мухановского месторождения под устьевым давлением по выкидным трубопроводам диаметром 114 мм поступает на соответствующие замерные установки типа «Спутник» (40-8-400), где осуществляется замер отдельной скважины по жидкости. Далее, после замерной установки нефтегазосборным трубопроводам диаметром 168 мм продукция поступает на УПСВ.
Нефтепроводы относятся к III-IV категории. Трубопроводы проложены на глубине не менее 1,0 м до верхней образующей трубы.
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.
Продукция скважин под устьевым давлением по выкидным трубопроводам диаметром от 73 до 114 мм поступает на соответствующие замерные установки, где осуществляется замер отдельной скважины по жидкости. Далее, после замерных установок, газожидкостная смесь направляется по нефтесборным трубопроводам диаметром от 114 до 325 мм на соответствующие сепарационные установки (ДНС, УПСВ). Нефтепроводы относятся к III-IV 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. Количество замерных установок на Мухановском месторождении составляет 21 шт.
В системе сбора и транспортировки нефти существует сложная техническая проблема - борьба с АСПО, водными пробками, наличием механических частиц. Их накопление ведет к резкому снижению пропускной способности нефтепровода и увеличению затрат на перекачку.
Так же для проведения очистки внутренней полости трубопроводов от отложений используется пропуск очистного устройства. Для эффективной запасовки ОУ используются камеры пуска - приема ОУ.
На выкидных трубопроводах «Скв.988 > АГЗУ-15», «Скв.902 > скв.378», «скв.811 - вр. скв.902» Мухановского месторождения установлены камеры пуска-приема очищающих устройств типа III УПП-1-100-У. Общий вид камеры приведен в схеме в разделе «Графическая часть». Для защиты от коррозии трубопроводов на Мухановском месторождении применяется ингибитор «Кормастер 1045». Закачка ингибитора производится через затрубное пространство скважин в соответствии с ежемесячно утверждаемым графиком. На скважине 84 Мухановского месторождения установлено дозирующее устройство для регулярной подачи реагента парафиноотложений СОНПАР 5403. На скважине 473 Мухановского месторождения установлено дозирующее устройство для регулярной подачи реагента парафиноотложений СНПХ 7912МУ. На АГЗУ-51 Мухановского месторождения установлено дозирующее устройство для регулярной подачи реагента солеотложений СНПХ 5312.
Система контроля технологического процесса сбора и транспорта нефти Мухановского месторождения обеспечивает:
- местный контроль и измерение текущего давления на устье скважин с помощью технических манометров;
- 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.
Количество замерных установок на Мухановском месторождении составляет 21 шт. Перечень замерных установок с указанием соответствующих им номеров нефтяных скважин представлен в таблице 1.
Таблица 1. Перечень замерных установок и нефтяных скважин на Мухановском месторождении
|
№ п/п |
Наименование замерной установки (тип) или узла подключения скважин |
Номер замерной установки |
Номера скважин, соответствующие данной замерной установке |
Давление в трубопроводе на выходе АГЗУ, МПа |
|
|
1 |
«Спутник» АМ-40-8-400 |
2 |
804 |
До 4 МПа |
|
|
2 |
«Спутник» АМ-40-8-400 |
3 |
87,304,340,342 |
До 4 МПа |
|
|
3 |
«Спутник» АМ-40-8-400 |
5 |
861, 862, 1007 |
До 4 МПа |
|
|
4 |
«Спутник» АМ-40-8-400 |
8 |
36,93 |
До 4 МПа |
|
|
5 |
«Спутник» АМ-40-8-400 |
9 |
31 |
До 4 МПа |
|
|
6 |
«Спутник» АМ-40-8-400 |
13 |
69,269,1112,1121,1147 |
До 4 МПа |
|
|
7 |
«Спутник» АМ-40-8-400 |
15С |
- |
До 4 МПа |
|
|
8 |
«Спутник» АМ-40-14-400 АМ-40-14-400 |
15Д |
349, 891, 980, 983, 988, 1004 |
До 3 МПа |
|
|
9 |
«Спутник» АМ-40-8-400 |
20С |
276, 318, 865, 890, 892 |
До 4 МПа |
|
|
10 |
«Спутник» АМ-40-8-400 |
20Д |
316, 928, 957, 1003 |
До 4 МПа |
|
|
11 |
«Спутник» АМ-40-8-400 |
27 |
895 |
До 4 МПа |
|
|
12 |
«Спутник» АМ-40-8-400 |
31 |
354, 356, 815 |
До 4 МПа |
|
|
13 |
«Спутник» АМ-40-8-400 |
32 |
322, 809, 877, 985, 992 |
До 4 МПа |
|
|
14 |
«Спутник» АМ-40-8-400 |
38 |
107,323, 395, 869 |
До 4 МПа |
|
|
15 |
«Спутник» АМ-40-8-400 |
39 |
357, 823 |
До 4 МПа |
|
|
16 |
«Спутник» АМ-40-8-400 |
40 |
80,326,327,397,509,1155 |
До 4 МПа |
|
|
17 |
«Спутник» АМ-40-8-400 |
42 |
287, 399, 507 |
До 4 МПа |
|
|
18 |
«Спутник» АМ-40-8-400 |
43 |
139, 1024, 1057, 2013 |
До 4 МПа |
|
|
19 |
«Спутник» АМ-40-8-400 |
44 |
48,198 |
До 4 МПа |
|
|
20 |
«Спутник» АМ-40-8-400 |
48 |
858, 1031, 1062, 1134, 1159, 9125 |
До 4 МПа |
|
|
21 |
«Спутник» АМ-40-8-400 |
49 |
252, 1061, 1104, 1132 |
До 4 МПа |
|
|
22 |
ОЗНА-Импульс 40-4-400 40-4-400 |
51 |
470, 473, 918 |
До 2 МПа |
Техническая характеристика «Спутник» АМ-40-8-400 приведена в таблице 2.
Таблица 2. Техническая характеристика «Спутник» АМ-40-8-400
|
Позиция на схеме |
Наименование оборудования |
Количество, шт. |
Техническая характеристика |
Материал |
|
|
2, 3, 5, 8, 9, 13, 15Д, 20С, 20Д, 27, 31, 32, 38, 39, 40, 42, 43, 44, 48, 49, 15С |
«Спутник» АМ- 40-8-400 |
20 |
Пропускная способность - 4000 м3/сут Диапазон измерений - 5-400 м3/сут Количество подключаемых скважин - до 8 шт. Максимальное рабочее давление в сепараторе - 4,0 МПа |
16 ГС |
2.1 Технологический режим работы действующих нефтяных скважин Мухановского месторождения
К АГЗУ-2 присоединена действующая скважина № 804. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=159x6 мм и L=6300 м транспортируется на СУ 9.
К АГЗУ-3 подсоединены действующие скважины №№ 87, 304, 340, 342. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=168x8 мм и L=3400 м транспортируется на УПСВ 3.
К АГЗУ-5 подсоединены действующие скважины №№ 861, 862, 1007. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=168x8 мм и L=25 м транспортируется на вр. в н/пр АГЗУ 3 - СУ 3.
К АГЗУ-8 подсоединены действующие скважины №№ 36, 93. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=168x8 мм и L=107 м транспортируется на вр. в н/пр АГЗУ 6 - СУ 3.
К АГЗУ-9 подсоединена действующая скважина № 31. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=168x8 мм и L=111 м транспортируется на вр. в н/пр АГЗУ 3 - СУ 3.
К АГЗУ-13 подсоединены действующие скважины №№ 69, 269, 1112, 1121,1147. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=114x6 мм и L=250 м, переходящей в трубопровод D=219x8 мм и L=1020 м транспортируется на вр. в н/пр АГЗУ 3 - СУ 3.
В АГЗУ- 15С вр. 15 б/д обрезанный D=168x7 мм и L=1300 м.
К АГЗУ- 15Д подсоединены действующие скважины №№ 349, 891, 980, 983, 988, 1004. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=352x8 мм и L=2692 м транспортируется на вр. нап. н/пр СУ 6 - УКПН - 1.
К АГЗУ- 20С подсоединены действующие скважины №№ 276, 318, 865, 890, 892. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=273x7 мм и L=3500 м транспортируется на вр. нап. н/пр СУ 3.
К АГЗУ- 20Д подсоединены действующие скважины №№ 316, 928, 957, 1003. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=219x8 мм и L=350 м транспортируется на вр. нап. н/пр СУ 6 - УКПН - 1.
К АГЗУ-27 подсоединена действующая скважина № 895. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=168x8 мм и L=111 м транспортируется на вр. в АГЗУ - 32, вр. в н/пр СУ 6 - УКПН - 1.
К АГЗУ-31 подсоединены действующие скважины №№ 354, 356, 815. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=168x7 мм и L=547 м транспортируется на вр. в н/пр АГЗУ 3 - 29С - СУ 22.
К АГЗУ- 32 подсоединены действующие скважины №№ 322, 809, 877, 985, 992. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=219x8 мм и L=1609 м транспортируется на вр. нап. н/пр СУ 6 - УКПН - 1.
К АГЗУ-38 подсоединены действующие скважины №№ 354, 356, 815. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=219x8 мм и L=2399 м транспортируется на вр. в н/пр АГЗУ - 29С - СУ 22.
К АГЗУ-39 подсоединены действующие скважины №№ 357, 823. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=114x9 мм и L=1772 м транспортируется на вр. в АГЗУ - 32, вр. в н/пр АГЗУ - 15 - УКПН - 1.
К АГЗУ-40 подсоединены действующие скважины №№ 80, 326, 327, 397,509,1155. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=168x9 мм и L=100 м транспортируется на вр. в н/пр АГЗУ - 51 - СУ-1.
К АГЗУ-42 подсоединены действующие скважины №№ 287, 399, 507. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=273x10 мм и L=500 м транспортируется на вр. в н/пр АГЗУ - 51 - СУ-1.
К АГЗУ-43 подсоединены действующие скважины №№ 139, 1024, 1057, 2013. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=168x8 мм и L=50 м транспортируется на вр. в н/пр АГЗУ - 51 - СУ-1.
К АГЗУ-44 подсоединены действующие скважины №№ 48,198. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=168x8 мм и L=290 м транспортируется на вр. в н/пр АГЗУ - 51 - СУ-1.
К АГЗУ-48 подсоединены действующие скважины №№ 858, 1031, 1062, 1134, 1159, 9125. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=168x9 мм и L=800 м транспортируется на вр. в н/пр АГЗУ - 51 - СУ-1.
К АГЗУ-49 подсоединены действующие скважины №№ 252, 1061, 1104, 1132. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=168x8 мм и L=40 м транспортируется на вр. в н/пр АГЗУ - 51 - СУ-1.
К АГЗУ-51 подсоединены действующие скважины №№ 470, 473, 918. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=159x8-168x7-219x8 мм и L=6200 м транспортируется на СУ-1.
Все скважины эксплуатируются в соответствии с требованиями технологических регламентов на производство работ по эксплуатации скважин. Обвязка устьевого оборудования скважин предусматривает проведение разрядки, глушения, обработки скважин при проведении ремонтных и исследовательских работах. Для сброса давления, стравливание газа и жидкости со скважин осуществляется в передвижную емкость -- накопитель. Все режимные и технологические показатели работы скважин заносятся в технологическую карту, которая составляет на промысле ежемесячно и утверждается заместителем начальника ЦТИС и заместителем главного геолога ОАО «Самаранефтегаз».
Давление на буфере, затрубном пространстве, выкидной линии скважин контролируется с помощью технических манометров, установленных по месту. На некоторых скважинах установлены датчики, передающие по средствам телемеханики сигнал о состоянии скважины, т.е. в работе она находится или в бездействии.
Система внутрипромысловых трубопроводов Мухановского месторождения состоит из:
- выкидных трубопроводов от добывающих скважин до АГЗУ;
- нефтесборных трубопроводов от АГЗУ до пункта предварительной подготовки нефти и газа -- УПCB.
Сведения о состоянии внутрипромысловых трубопроводов и трубопроводов внешнего транспорта Мухановского месторождения представлены в таблице 3.
Таблица 3. Сведения о состоянии внутрипромысловых трубопроводов и трубопроводов внешнего транспорта Мухановского месторождения
|
Выкидные линии скважин |
|||||||
|
1 |
31 |
АГЗУ-9 Мухановское |
19.05.1955 |
Ст.10 |
114х6 |
1500 |
|
|
2 |
36 |
АГЗУ-8 Мухановское |
31.12.1954 |
Ст.10 |
114х5 |
255 |
|
|
3 |
48 |
АГЗУ-44 Мухановское |
22.05.1967 |
Ст.20 |
90х5 |
800 |
|
|
4 |
69 |
АГЗУ-13 Мухановское |
05.02.1962 |
Ст.10 |
114х7 |
1021 |
|
|
5 |
80 |
АГЗУ-40 Мухановское |
11.11.1957 |
Ст.10 |
90х5 |
110 |
|
|
6 |
87 |
АГЗУ-3 Мухановское |
15.12.1956 |
Ст.10 |
114х6 |
200 |
|
|
7 |
93 |
АГЗУ-8 Мухановское |
21.04.1956 |
Ст.10 |
90х5 |
750 |
|
|
8 |
99 |
В коллектор |
12.09.1955 |
Ст.10 |
114х7 |
450 |
|
|
9 |
107 |
АГЗУ-38 Мухановское |
27.03.1957 |
Ст.10 |
114х6 |
300 |
|
|
10 |
134 |
В коллектор |
07.07.1955 |
Ст.10 |
114х6 |
1210 |
|
|
11 |
139 |
АГЗУ-43 Мухановское |
21.07.1960 |
Ст.10 |
114х7 |
20 |
|
|
12 |
198 |
АГЗУ-44 Мухановское |
28.04.1966 |
Ст.20 |
90х5 |
850 |
|
|
13 |
252 |
АГЗУ-49 Мухановское |
26.10.1960 |
Ст.10 |
114х7 |
204 |
|
|
14 |
269 |
АГЗУ-13 Мухановское |
18.02.1958 |
Ст.10 |
114х6 |
250 |
|
|
15 |
276 |
АГЗУ-20С Мухановское |
30.03.1956 |
Ст.10 |
114х8 |
580 |
|
|
16 |
287 |
АГЗУ-42 Мухановское |
22.11.1960 |
Ст.10 |
114х7 |
360 |
|
|
17 |
304 |
АГЗУ-3 Мухановское |
16.08.1958 |
Ст.10 |
90х8 |
650 |
|
|
18 |
316 |
АГЗУ-20Д Мухановское |
21.10.1958 |
Ст.10 |
73х5,5 |
230 |
|
|
19 |
318 |
АГЗУ-20С Мухановское |
08.10.1958 |
Ст.10 |
114х8 |
20 |
|
|
20 |
322 |
АГЗУ-32 Мухановское |
23.09.1958 |
Ст.10 |
114х6 |
570 |
|
|
21 |
323 |
АГЗУ-38 Мухановское |
24.05.1960 |
Ст.10 |
114х8 |
250 |
|
|
22 |
326 |
АГЗУ-40 Мухановское |
27.12.1960 |
Ст.10 |
114х7 |
480 |
|
|
23 |
327 |
АГЗУ-40 Мухановское |
01.01.1961 |
Ст.10 |
90х5 |
125 |
|
|
24 |
340 |
АГЗУ-3 Мухановское |
05.05.1960 |
Ст.10 |
90х8 |
600 |
|
|
25 |
342 |
АГЗУ-3 Мухановское |
24.07.1960 |
Ст.10 |
90х8 |
580 |
|
|
26 |
346 |
В коллектор |
31.10.1961 |
Ст.10 |
90х5 |
580 |
|
|
27 |
349 |
АГЗУ-15 Мухановское |
18.03.1966 |
Ст.10 |
114х7 |
20 |
|
|
28 |
354 |
АГЗУ-31 Мухановское |
26.05.1964 |
Ст.10 |
100х5 |
340 |
|
|
29 |
356 |
АГЗУ-31 Мухановское |
05.09.1965 |
Ст.10 |
114х7 |
460 |
|
|
30 |
357 |
АГЗУ-39 Мухановское |
31.03.1960 |
Ст.10 |
100х5 |
150 |
|
|
31 |
395 |
АГЗУ-38 Мухановское |
04.01.1960 |
Ст.10 |
100х5 |
862 |
|
|
32 |
397 |
АГЗУ-40 Мухановское |
30.10.1959 |
Ст.10 |
114х7 |
1200 |
|
|
33 |
399 |
АГЗУ-42 Мухановское |
31.08.1962 |
Ст.10 |
114х7 |
700 |
|
|
34 |
457 |
В коллектор |
05.05.1962 |
Ст.10 |
114х7 |
125 |
|
|
35 |
470 |
АГЗУ-51 Мухановское |
28.06.1962 |
Ст.10 |
114х7 |
740 |
|
|
36 |
473 |
АГЗУ-51 Мухановское |
13.08.1962 |
Ст.10 |
73х5,5 |
1200 |
|
|
37 |
507 |
АГЗУ-42 Мухановское |
23.12.1964 |
Ст.10 |
114х7 |
1397 |
|
|
38 |
509 |
АГЗУ-40 Мухановское |
04.05.1963 |
Ст.10 |
90х5 |
125 |
|
|
39 |
804 |
АГЗУ-2 Мухановское |
05.04.1967 |
Ст.10 |
73х5,5 |
900 |
|
|
40 |
811 |
В коллектор |
22.12.1966 |
Ст.10 |
114х7 |
306 |
|
|
41 |
812 |
В коллектор |
27.08.1984 |
Ст.10 |
114х7 |
812 |
|
|
42 |
815 |
АГЗУ-31 Мухановское |
15.09.1978 |
Ст.10 |
114х7 |
475 |
|
|
43 |
823 |
АГЗУ-39 Мухановское |
15.06.1977 |
Ст.10 |
100х5 |
215 |
|
|
44 |
854 |
В коллектор |
31.01.1986 |
Ст.10 |
114х7 |
760 |
|
|
45 |
858 |
АГЗУ-48 Мухановское |
12.09.1990 |
Ст.10 |
114х7 |
1360 |
|
|
46 |
861 |
АГЗУ-5 Мухановское |
10.05.1995 |
Ст.10 |
114х7 |
220 |
|
|
47 |
862 |
АГЗУ-5 Мухановское |
13.05.1993 |
Ст.10 |
114х7 |
220 |
|
|
48 |
865 |
АГЗУ-20С Мухановское |
22.08.2003 |
Ст.10 |
114х6 |
580 |
|
|
49 |
869 |
АГЗУ-38 Мухановское |
28.08.1986 |
Ст.10 |
90х5 |
670 |
|
|
50 |
877 |
АГЗУ-32 Мухановское |
26.06.1985 |
Ст.10 |
100х5 |
510 |
|
|
51 |
890 |
АГЗУ-20С Мухановское |
26.06.2003 |
Ст.10 |
114х8 |
580 |
|
|
52 |
891 |
АГЗУ-15 Мухановское |
01.03.1983 |
Ст.10 |
114х8 |
380 |
|
|
53 |
892 |
АГЗУ-20С Мухановское |
22.04.2003 |
Ст.10 |
114х8 |
580 |
|
|
54 |
895 |
АГЗУ-27 Мухановское |
21.11.1984 |
Ст.10 |
114х7 |
66 |
|
|
55 |
913 |
АГЗУ-51 Мухановское |
31.12.1970 |
Ст.10 |
114х7 |
300 |
|
|
56 |
928 |
АГЗУ-20Д Мухановское |
01.03.1974 |
Ст.10 |
100х5 |
850 |
|
|
57 |
957 |
АГЗУ-20Д Мухановское |
30.01.1996 |
Ст.10 |
100х5 |
1590 |
|
|
58 |
980 |
АГЗУ-15 Мухановское |
26.12.1981 |
Ст.10 |
114х8 |
500 |
|
|
59 |
983 |
АГЗУ-15 Мухановское |
22.09.1999 |
Ст.10 |
114х8 |
150 |
|
|
60 |
985 |
АГЗУ-32 Мухановское |
12.03.1988 |
Ст.10 |
114х7 |
460 |
|
|
61 |
988 |
АГЗУ-15 Мухановское |
13.12.1982 |
Ст.10 |
114х8 |
300 |
|
|
62 |
992 |
АГЗУ-32 Мухановское |
03.09.1983 |
Ст.10 |
114х7 |
300 |
|
|
63 |
996 |
В коллектор |
17.06.1994 |
Ст.10 |
114х7 |
425 |
|
|
64 |
1003 |
АГЗУ-20Д Мухановское |
21.11.1995 |
Ст.10 |
114х8 |
1175 |
|
|
65 |
1004 |
АГЗУ-15 Мухановское |
14.10.1998 |
Ст.10 |
114х7 |
500 |
|
|
66 |
1007 |
АГЗУ-5 Мухановское |
02.06.1994 |
Ст.10 |
114х7 |
220 |
|
|
67 |
1024 |
АГЗУ-43 Мухановское |
04.11.1997 |
Ст.10 |
114х7 |
125 |
|
|
68 |
1030 |
В коллектор |
01.09.1995 |
Ст.10 |
114х7 |
820 |
|
|
69 |
1031 |
АГЗУ-48 Мухановское |
06.09.1991 |
Ст.10 |
73х5,5 |
450 |
|
|
70 |
1057 |
АГЗУ-43 Мухановское |
22.08.1997 |
Ст.10 |
114х7 |
125 |
|
|
71 |
1061 |
АГЗУ-49 Мухановское |
31.03.1993 |
Ст.10 |
90х5 |
580 |
|
|
72 |
1062 |
АГЗУ-48 Мухановское |
12.10.1991 |
Ст.10 |
73х5,5 |
450 |
|
|
73 |
1104 |
АГЗУ-49 Мухановское |
15.12.1992 |
Ст.10 |
90х5 |
580 |
|
|
74 |
1112 |
АГЗУ-13 Мухановское |
05.08.1988 |
Ст.10 |
114х6 |
250 |
|
|
75 |
1121 |
АГЗУ-13 Мухановское |
15.09.1989 |
Ст.10 |
114х8 |
878 |
|
|
76 |
1132 |
АГЗУ-49 Мухановское |
26.01.1993 |
Ст.10 |
90х5 |
580 |
|
|
77 |
1134 |
АГЗУ-48 Мухановское |
04.02.1991 |
Ст.10 |
114х7 |
1360 |
|
|
78 |
1147 |
АГЗУ-13 Мухановское |
11.02.1988 |
Ст.10 |
114х7 |
820 |
|
|
79 |
1155 |
АГЗУ-40 Мухановское |
29.02.1996 |
Ст.10 |
114х7 |
325 |
|
|
80 |
1159 |
АГЗУ-48 Мухановское |
06.08.1990 |
Ст.10 |
114х7 |
1360 |
|
|
81 |
2013 |
АГЗУ-43 Мухановское |
18.02.1999 |
Ст.10 |
114х7 |
125 |
|
|
82 |
9125 |
АГЗУ-48 Мухановское |
05.12.1968 |
Ст.10 |
114х7 |
250 |
|
|
Нефтегазосборные трубопроводы |
|||||||
|
1 |
АГЗУ№51- СУ-1 |
1986 |
Ст.10 |
168х7,219х8 |
6200 |
||
|
2 |
АГЗУ№20С- СУ-3 |
1984 |
Ст.10 |
273х7 |
3500 |
||
|
3 |
АГЗУ№29- СУ-22 |
1994 |
Ст.10 |
219х8 |
2399 |
||
|
4 |
АГЗУ-15Д-УКПН-1 |
1998 |
Ст.10 |
114х9 |
1772 |
||
|
5 |
АГЗУ№3--СУ-3 |
1994 |
Ст.10 |
168х8 |
3400 |
||
|
6 |
АГЗУ№13-СУ-3 |
1985 |
Ст.10 |
219х8,273х8 |
1020 |
||
|
Напорные нефтепроводы |
|||||||
|
1 |
СУ-6-УКПН-1 |
1984 |
Ст.10 |
325х8 |
2692 |
||
|
2 |
СУ-3 УПН Алакаевская-УКПН-2 |
2002 |
Ст.10 |
273х10 |
650 |
||
|
3 |
СУ-1-УКПН-2 |
1998 |
Ст.10 |
273х10 |
5500 |
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.
Следуя данной классификации, из таблицы 4 видно, что 90 % выкидных линий и 8 нефтегазосборных сетей отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94).
Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Мухановского 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.
Курсовой работой проанализирована работа выкидных линий и нефтегазосборных трубопроводов за январь 2014 года.
В 2013 году на Мухановском месторождении было зафиксировано 12 порывов. Причина порывов трубопроводов - это коррозия. Сведения о порывах системы сбора нефти приведены в таблице 4.
Таблица 4. Сведения о порывах системы сбора нефти
|
Наименование трубопровода |
Обнаружен дата |
Мероприятие |
Ликвидирован дата |
Причина аварии |
Реагент |
|
|
Скв.804-АГЗУ-2 |
21.02.13 |
Замена катушки |
21.02.13 |
Внутренняя коррозия |
Реагент отсутствует |
|
|
Скв.87-АГЗУ-3 |
22.02.13 |
Замена катушки |
22.02.13 |
Внутренняя коррозия |
Реагент отсутствует |
|
|
Скв.31-АГЗУ9 |
6.05.13 |
Замена катушки |
6.05.13 |
Внутренняя коррозия |
Реагент отсутствует |
|
|
Скв.134-вр.скв.134 |
12.05.13 |
Замена катушки |
12.05.13 |
Внутренняя коррозия |
Реагент отсутствует |
|
|
Скв.1121-АГЗУ-13 |
18.06.13 |
Замена катушки |
18.06.13 |
Внутренняя коррозия |
Реапон 4В |
|
|
Скв.342-вр.скв.342 |
09.07.13 |
Установка заплаты |
09.07.13 |
Внутренняя коррозия |
Реагент отсутствует |
|
|
Скв.478-АГЗУ-51 |
11.07.13 |
Замена катушки |
11.07.13 |
Внутренняя коррозия |
Реагент отсутствует |
|
|
Скв.9125-АГЗУ-48 |
19.09.13 |
Замена катушки |
20.09.13 |
Внутренняя коррозия |
Реагент отсутствует |
|
|
Скв.861-АГЗУ-5 |
05.10.13 |
Замена катушки |
05.10.13 |
Внутренняя коррозия |
Реагент отсутствует |
|
|
Скв.318-АГЗУ20С |
08.12.13 |
Замена катушки |
08.12.13 |
Внутренняя коррозия |
Реагент отсутствует |
|
|
АГЗУ-51-СУ-1 |
12.03.13 |
Установка заплаты |
12.03.13 |
Внутренняя коррозия |
Реагент отсутствует |
|
|
АГЗУ-51-СУ-1 |
27.03.13 |
Замена катушки |
27.03.13 |
Внутренняя коррозия |
Реагент отсутствует |
3. Принцип работы замерных установок, используемых на месторождении
В качестве устройства, замеряющего дебит водонефтяной эмульсии от добывающих скважин, применяются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» (АМ-40-8-400).
Принцип работы АГЗУ «Спутник»
Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник» представлена на рис. 1.
Рис. 1. Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник»
|
Состав оборудования |
||
|
№ поз |
Наименование оборудования |
|
|
1 |
Переключатель скважин ПСМ |
|
|
2 |
Обогреватель электрический |
|
|
3 |
Привод гидравлический ГП-1М |
|
|
4 |
Клапан предохранительный |
|
|
5 |
Сепаратор замерный |
|
|
6 |
Регулятор расхода |
|
|
7 |
Счетчик жидкости турбинный ТОР 1-50 |
|
|
8 |
Клапан обратный |
|
|
9 |
Линия байпасная |
|
|
10 |
Манометр электроконтактный |
|
|
11 |
Вентилятор |
|
|
12 |
Коллектор общий |
|
|
13 |
Счетчик газа турбинный «Агат» |
|
|
14 |
Бак для реагента |
|
|
15 |
Насос-дозатор НДУ 10/10 |
|
|
16 |
Заслонка |
|
|
17 |
Задвижки Ду80, Ду50, краны Ду80, Ду50 на ПСМ |
|
|
18 |
Задвижки Ду80, Ду50, краны Ду80, Ду50 на байпасе |
|
|
19 |
Задвижка кран Ду50 |
|
|
20 |
Задвижка Ду80, кран Ду50 |
|
|
21 |
Задвижка Ду80 |
|
|
22,23 |
Задвижка Ду150 |
|
|
24 |
Задвижка ЗКС Ду15 |
|
|
25 |
Задвижка ЗКС Ду25 |
|
|
26 |
Манометры показывающие типа МТП |
|
|
27 |
Задвижка кран Ду50 |
|
|
28 |
Задвижка кран Ду50 |
|
|
Примечание: Поз.13 устанавливается потребителем, а поз 14,15 - изготовителем только в установках «Спутник Б 40-14-500» всех исполнений |
Работа установок происходит следующим образом. Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель скважин многоходовой ПСМ (1). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12). В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17) поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР 1-50 (7) с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Проходя через счетчик ТОР 1 - 50, жидкость 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 измерений, который передается по системе телемеханики в диспетчерскую. В установке предсмотрена возможность контроля работы скважин по отсутствию (за определенное время) сигналов от счетчика ТОР 1-50.
Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода ГП-1М (3) и в системе гидравлического управления повышается давление. Привод переключателя ПСМ. под воздействием давления гидропривода ГП-1М. 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 скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др.
При применении в установке счетчика газа турбинного «АГАТ» необходимо его смонтировать на газовом трубопроводе, а вторичный блок НОРД-ЭЗМ в щитовом помещении. Блок НОРД-ЭЗМ производит подсчет и регистрацию результата измерения количества газа выделившегося при рабочем давлении установки. Подробное описание устройства газа турбинного счетчика «АГАТ» приведено в его руководстве по эксплуатации. Счетчик газа турбинный «АГАТ» устанавливается потребителем.
4. Применяемые реагентов в системе сбора месторождения
В системе сбора и транспортировки нефти Мухановского месторождения применяется деэмульгатор-ингибитор коррозии Реапон-4В.
Реапон-4В - при температуре 200С бесцветная жидкость без мех. примесей, от светло-желтого до светло-коричневого цвета, с запахом метанола 50% раствор уретанового производного простых полиэфиров в метаноле с добавлением «отдушки» толуола.
Температура вспышки - 270С, температура застывания - минус 500С.
Реапон-4В применяется для снижения вязкости перекачиваемой эмульсии, т.е. для улучшения транспортных свойств:
Плотность при 200 С - 42 СПЗ;
Плотность при -200С - 190 СПЗ;
Малорастворим в воде - до 2,0 г/л, нефти - 0,2 г/л, пожароопасен. Относится к взрывопожароопасной категории А. Выпускается по ТУ6-05-221-711-83. Разработан институтом ВНИИ СС совместно с институтом «Гипровостокнефть».
Реагент РЕАПОН-4В предназначен для трубной деэмульсации и подготовки нефти сернистых и несернистых, высокопарафинистых нефтей и одновременной защиты от коррозии нефтепромыслового оборудования и подавления СВБ.
Длительное использование реагента РЕАПОН-4В в системе сбора нефти в качестве деэмульгатора и ингибитора коррозии снижает фон зараженности сульфатвосстанавливающими бактериями, что в свою очередь приводит к снижению содержания сероводорода, наличия питтинговой коррозии, тенденции к образованию осадков.
Использование реагента для обработки эмульсионных скважин приводит к снижению вязкости, уменьшению образования парафиноотложений, повышению производительности скважины, уменьшает количество капитальных ремонтов скважин.
Применение реагента дает экономию расхода реагентов до 15% по сравнению с отдельным применением деэмульгатора и ингибитора.
Реагент подается в нефтегазосборный трубопровод АГЗУ -- УПСВ.
На установке могут использоваться и другие реагенты, применяемые в ЦПНГ № 3 и утвержденные к использованию в подразделениях ОАО «Самаранефтегаз».
Выводы и рекомендации.
1) Месторождение введено в разработку в 1950 году, т.е. большая часть трубопроводов отработала нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности данного региона.
2) 90 % выкидных линий и 100% нефтегазосборных сетей отработали нормативный срок эксплуатации.
Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Мухановского 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. Для защиты трубопроводов и нефтепромыслового оборудования рекомендуется ввод ингибитора коррозии.
3) На Мухановском месторождении разрабатываются пласты карбона и девона. Сбор, подготовка и транспортировка этих пластов осуществляется совместно. Смешение химически несовместимых попутно-добываемых вод (карбона и девона), в составе продукции скважин, при совместном сборе продукции, характеризующейся различными физико-химическими свойствами, а именно повышенным содержанием сероводорода в продукции пластов карбона.
В результате термобарических изменений (температуры и давления) и смешения химически несовместимых вод при движении водонефтяного потока по стволу скважины и в системе наземного внутрипластового сбора и подготовки нефти из пересыщенных солями растворов происходит выпадение неорганических осадков.
В процессе разработки и эксплуатации месторождения солевые отложения происходят с преобладанием гипса, кальцита, ангидрита, сульфида железа.
Эффективность мер борьбы с отложениями солей при добыче нефти зависит от комплексного подхода к решению данной проблемы. Основным направлением борьбы с отложениями солей при добыче нефти должно быть их предупреждение, как постоянно действующая мера на основе оптимальных технологических решений, что требует научно-методических обобщений и системного подхода.
В настоящее время одним из наиболее эффективных способов борьбы с солеотложениями и получившим наиболее широкое распространение является применение химических реагентов ингибиторов.
При правильном выборе ингибитора и соответствующей технологии его применения может быть обеспечено технологически полное предупреждение отложений неорганических солей на всем пути движения продукции скважин от забоя до пунктом подготовки нефти и воды.
Таким образом, рекомендуется ввод ингибиторов солеотложений на Мухановском месторождении.
5. Система ППД на Мухановском месторождении
В настоящее время Мухановское месторождение обустроено и разрабатывается е поддержанием пластового давления.
Фонд действующих нагнетательных скважин по состоянию на 01.01.2014 года составляет 12 скважин - №№ 35, 57, 62, 63, 119, 208, 350, 391, 856, 882, 896, 1060.
В качестве источника водоснабжения используются очищенные пластовые сточные воды, сброшенные па УПСВ «Мухановская».
Угленосная вода Мухановского и Хилковского месторождений, поступившая и отделенная на УПСВ СУ-3 через КНС-9, по высоконапорному водоводу подается на нагнетательные скважины Мухановского месторождения. Направления КНС-6 - Гр.3 и КНС-6 - ВРП-8 обрабатываются ингибитором коррозии «Кормастер 1045» по системе постоянного дозирования.
Поддержание пластового давления Мухановского месторождения обеспечивает КНС-15А введенная в эксплуатацию в 2003 году.
Для закачки пластовой воды в нагнетательные скважины Мухановского месторождения с целью поддержания пластового давления в пласте, в составе цеха ППД имеется КНС-15А с блоком распределительной гребёнки (далее БРГ).
В качестве источника водоснабжения КНС-15А используются очищенные пластовые воды с УКПН-2, поступающие на прием насосов КНС-9, которые по коллектору пластовой воды перекачиваются на прием КНС-15А. Далее пластовая вода через БРГ закачивается в 5 нагнетательных скважин №№ 331, 364, 897, 936, 1060.
КНС-15А оснащена тремя шурфами для установок типа УЭЦПК и агрегатом ЦНС. В случае производственной необходимости насосная станция может оснаститься УЭЦПК с разными напорными характеристиками. В настоящее время шурф № 3 выведен из технологического процесса.
КНС-15А размещена на открытой площадке в 6,3 км от УКПН-2 возле посёлка Чёрновка. Сырьем и готовой продукцией для КНС-15А является пластовая вода, поступающая с УКПН-2 через КНС-9.
Физико-химические свойства пластовой воды
|
№ п/п |
Наименование показателя |
Единица измерения |
Количественное значение |
|
|
1 |
Минерализация (ГОСТ 21534-76) |
г/л |
205.61 |
|
|
2 |
Ионный состав (Методика ГипВН № 224.01.02.302/2003) |
г/л |
- |
|
|
2.1 |
Cl- |
г/л |
125.88 |
|
|
2.2 |
SO42- |
г/л |
0.77 |
|
|
2.3 |
HCO3- |
г/л |
0.09 |
|
|
2.4 |
Ca2+ |
г/л |
9.82 |
|
|
2.5 |
Mg2+ |
г/л |
1.95 |
|
|
2.6 |
Na++K+ |
г/л |
67.10 |
|
|
3 |
Плотность (Методика ГипВН № 224.12.14.298/2003) |
г/см3 |
1,15 |
|
|
4 |
Содержание механических примесей (ГОСТ 3351-74) |
мг/л |
50 |
|
|
5 |
Концентрация Fe |
мг/л |
5.0 |
|
|
6 |
Содержание нефтепродуктов (ОСТ 39-133-81) |
мг/л |
50.0 |
|
