Характеристика действующих нефтегазосборных и напорных трубопроводов по срокам эксплуатации ⇐ ПредыдущаяСтр 4 из 12Следующая ⇒ Нефтесборные и напорные трубопроводы Диаметр трубопровода, мм Протяженность трубопроводов по срокам эксплуатации, км Всего, км < 10 лет 11-20 лет ≥ 21 лет 219 5, 41 0 4, 03 1, 38 всего, км 5, 41 0 4, 03 1, 38 доля, % 100 0 74, 49 25, 51   Следуя данной классификации, из таблиц видно, что 86, 91% протяженности выкидных линий и 75, 97% нефтегазосборных сетей отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94). Технологический режим работы скважин приведен в таблице 1.7.     Таблица 1.7 Технологический режим работы на 01.01.2016 № скв Пласт Состояние на конец месяца Насос Q нефти Q жид кости Обводненность         т/сут м3/сут % 11 A4 в работе ЭЦН5-45-1550 3 11 64, 2 16 Б2(С1) в работе ЭЦН5-80-1850 7 106 92, 3 26 Д1` в работе ЭЦН5-125-2450 28 98 67, 4 40 Б2 в накоплении ЭЦН5-200-950 0 4 99, 6 112	Б2(С1)	в работе	ЭЦН5-80-2150	12	125	88, 6
119	Д3	остановлена	ЭЦН5-30/45-2000	3	25	85, 6
129	Д3	в работе	ЭЦН5-125-2250	6	121	94, 2
131	Б2(С2)	в работе	ЭЦН5-30-2150	1	2	95, 9
136	Б2(С1)	в работе	ЭЦН5-200-1150	29	160	82, 3
137	Д3	в накоплении	ЭЦН5-50-2900	1	20	93, 5
143	A4	в работе	ЭЦН5-60-1650	4	40	88, 0
149	Б2(С1)	в работе	ЭЦН5-125-1000	9	119	94, 8
157	Д3, Д4	в работе	ЭЦН5-160-2950	61	170	63, 9
159	Д3, Д4	в накоплении	ЭЦН5-50/45-2950	1	23	96, 4
162	Д3	в работе	ЭЦН-80-3050	9	51	77, 1
171	Б2	в работе	ЭЦН5-50-2050	6	66	89, 6
195	Д3	в работе	ЭЦН5-50-2600	6	33	77, 0
198	Д3	в работе	ЭЦН5-50-2550	8	31	74, 1
255	Д3	в накоплении	ЭЦН5-45-2500	1	10	87, 0
256	Д3, Д4	в работе	ЭЦН5-80-2650	22	62	55, 5
307	Д3	в накоплении	ЭЦН-60-2900	20	30	17, 8
311	Д3	остановлена	ЭЦН-18-2700	5	14	52, 3

 

Система построена с переменными диаметрами труб по участкам в зависимости от количества собираемой продукции. Трубопроводы проложены из стальных бесшовных и электросварных труб, изготовленных из спокойных, полуспокойных углеродистых низколегированных сталей, соответствующих требованиям приведенных ниже стандартов и технических условий: ГОСТ10705-80, 10705-89, 1050-76, 1050-87, 1050-88, 1050-86, ТУ 2707-1188-78, ТУ 14-3-377-75.

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.

Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Тверского 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.

 

 

Схема сбора продукции Тверского месторождения

Рис.1.1

Блок-схема системы сбора продукции скважин

Рис.1.2

Анализ работы АГЗУ

Описание автоматизированной групповой замерной установки «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 14 шт.;

- рабочее давление – до 40 кгс/см².

Принципиальная схема установки – рис.1.3

Устройство и принцип работы

Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель (1) ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в замерный сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12).

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (54) поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.

С помощью расхода (6) и заслонки (54), соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости TOP 1-50 (7) 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 (3) 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.

Для путевой деэмульсации и снижения вязкости жидкости установка «Спутник Б-40-14-500» снабжена насосом – дозатором и баком для реагента. В зависимости от объема жидкости, проходящей через установку, насос – дозатор регулируется на введении определенного объема реагента, который впрыскивается в общий трубопровод.

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

Все оборудование смонтировано на металлическом основании.

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.

Устройство и принцип действия «Спутник» АМ-40-14-400 аналогичен аппарату «Спутник» Б-40-14-500. Принципиальная схема установки схема 1.

Назначение изделия.

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

Функциональное назначение установки.

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; установка «Спутник Б 40-14-500» дополнительно позволяет введение химреагента в жидкость;

Сигнализация отсутствия потока в контролируемой скважине.

Состав изделия.

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

Технические данные АГЗУ представлена в таблице 1.8

Таблица 1.8

Технические данные АГЗУ

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.Количество подключаемых к установке «Спутник» скаважин, шт. Б40-14-500 АМ40-14-400 АМ40-10-400 АМ40-8-400	14 14 10 8
4.Параметры питания электрических цепей: род тока напряжение, В допустимое отклонение напряжения, % частота переменного тока, Гц потребляемая мощность, кВА,	переменный 380/220 от -15 до +10 50+1 не более 10
5.Характеристика окружающего воздуха: интервал температур, оС средняя температура наиболее холодной пятидневки, оС, относительная влажность воздуха при температуре 20оС, %	от -50 до +45 не ниже -40
6.Характеристика рабочей среды: температура, оС, в пределах кинематическая вязкость при температуре 20 оС, м2/с, в пределах   содержание воды в жидкости, объемная доля, %, в пределах содержание сернистых соединений в массовой доле, % количество примесей механических, мг/л, не более размер механических примесей, мм, не более содержание сероводорода, объемное, %	от 5 до 70 от 1*10-6 до 120*10-6 от 0 до 98 не более 3 3000 5 до 2
7.Исполнение приборов, устройств и электрооборудования технологического помещения	взрывоза-щищенное
8. Исполнение электрооборудования щитового помещения	обыкновенное
9.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) по функции контроля подачи (участвуют счетчик жидкости турбинный, блок управления и индикации)	1700   2250

 

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: