Рассветное месторождение

Установку «Спутник-А» рекомендуется применять в системах внутрипромыслового сбора продукции скважин, не содержащей сероводород и другие агрессивные компоненты. Она состоит из двух блоков: замерно-переключающего и блока управления. Замерно-переключающий блок содержит многоходовой переключатель скважин, гидравлический привод, отсекатели потока, замерный гидроциклонный сепаратор с системой регулирования уровня, турбинный счетчик, соединительные трубопроводы и запорную арматуру. Блок управления содержит блок местной автоматики, блок питания и электрические нагреватели.

Оба блока смонтированы на рамных основаниях для обеспечения возможности транспортировки в собранном виде. Блоки заключены в щитовое помещение в виде домика на рамном основании, изготовленном из оцинкованной стали, их внутренняя сторона покрыта теплоизоляционным материалом и рифленой алюминиевой фольгой. Внутри можно вести обогрев, что позволяет эксплуатировать установки в районах с суровыми климатическими условиями. По схеме установки «Спутник-А» (см. граф. прилож.) продукция скважин по выкидным линиям 1 проходит обратный клапан 2, задвижку 3 и поступает в многоходовой переключатель скважин 17 типа ПСМ-1М, при помощи которого осуществляется поочередное подключение одной из скважин на замер. Продукция остальных скважин, пройдя отсекатель потока 13 типа ОКГ-4, направляется в сборный коллектор 12. При раздельном сборе обводненной и безводной нефти скважины с обводненной и безводной нефтью поочередно вручную подключаются к переключателю скважин. Продукция скважин, не подключаемых к переключателю скважин, направляется непосредственно в соответствующий коллектор обводненной нефти 12.

Продукция скважины, подключенной на замер, пройдя отсекатель потока 14 типа ОКГ-3, поступает по линии 5 в замерный гидроциклонный двухъемкостный сепаратор 6, в верхней емкости которого газ отделяется от нефти. Дебит жидкости скважины, подключенной на замер, измеряют при периодических пропусках жидкости, накапливающейся в нижней технологической емкости, через турбинный счетчик 7. По мере повышения уровня нефти поплавок 9 регулятора уровня поднимается и по достижении верхнего заданного уровня воздействует на кран 8, установленный на газовой линии, выходящей из сепаратора, который при этом закрывается, после чего давление в сепараторе повышается, и из сепаратора начинает вытесняться жидкость через турбинный объемный счетчик 7 типа ТОР-1 или «Норд». При достижении нижнего уровня поплавком 9 кран 8 открывается, давление в сепараторе падает, и начинается новый цикл накопления жидкости в нижней емкости.

Регулятор уровня в технологической  емкости замерного сепаратора обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик с постоянной скоростью, что позволяет измерять дебит скважин в широком диапазоне и с малыми погрешностями.

Дебит жидкости замеряемых скважин фиксируется электромагнитным счетчиком блока управления, на который поступают сигналы от турбинного счетчика.

Переключение скважин на замер  осуществляется периодически блоком управления. Длительность замера определяет реле времени. При срабатывании реле времени включается электродвигатель 11 гидропривода 10 типа ГП-1 и в системе гидравлического управления повышается давление. Привод 16 переключателя скважин 17 под воздействием этого давления поворачивает роторную каретку 15 переключателя, и на замер подключается следующая скважина.

Турбинный счетчик одновременно служит сигнализатором периодического контроля подачи скважины. Если подача скважины отсутствует, то блок местной автоматики выдает аварийный сигнал  в систему  телемеханики.

Аварийная блокировка всех скважин при повышении или понижении давления в коллекторе (например, при запарафинивании или порыве) осуществляется автоматически при помощи электроконтактного манометра  и отсекателей потока 13 и 14 типа ОКГ-3 и ОКГ-4.

Установка имеет электрическое освещение, принудительную вентиляцию и газовый нагреватель с регулятором давления. В блоке управления предусмотрена естественная вентиляция, помещение снабжено электрическими нагревателями.

Установки «Спутник-А» позволяют измерять дебит скважин при следующих характеристиках:

Кинематическая вязкость нефти, м*2/с………  до 80х10*-6

содержание, %:

воды……………………………………………….            до 50

парафина………………………………………….            до 7

серы………………………………………………..           до 3,5

Н2S и агрессивной пластовой воды, вызывающей

коррозию свыше 0,3 г/(м3хч)……………………     не допускается

Класс помещения:

замерно-переключающего блока………………..            В-1г

блока управления…………………………………         нормальное

 

 

Сепарационная установка:

Сепарационные установки в технологической  системе сбора нефти и газа применяют для отделения жидкости от газа, измерения расхода жидкой и газовой фаз, бескомпрессорной подачи газа на газоперерабатывающий завод и другим потребителям, а также для подачи газонасыщенной нефти под давлением установки или   насосов на центральный пункт сбора и подготовки нефти и газа.

На  Рассветном месторождении сепарационная  установка входит в состав установки предварительного сброса воды, ее роль  выполняет буферная емкость БЕ-2.

 

Дожимная насосная станция:

ДНС входит в состав УПСВ.

Промежуточные нефтепроводы:

Транспорт нефти с УПСВ «Рассвет» осуществляется по промежуточному нефтепроводу Æ 325х7 мм «Рассвет – Маяк» и далее по двум межпромысловым нефтепроводам Æ 325х8 мм и 273х7 мм протяженностью 39 км до точки врезки в магистральный нефтепровод «Батырбай – Оса» Æ 530х9 мм. Протяженность нефтепровода от точки врезки до пункта подготовки нефти УППН «Оса» составляет 18,5 км. На УППН «Оса» осуществляется полная подготовка нефти, согласно требуемому качеству по ГОСТу,  и сдача покупателю в лице пермского нефтепроводного управления (РНУ).

5.2. Анализ аварийности нефтепроводов

 

По опыту эксплуатации нефтяных месторождений наиболее интенсивной  коррозии подвержены:

1. трубопроводы системы сбора нефти даже при малой обводненности продукции, так как из-за перепада высот и нестабильности эмульсий в пониженных местах будет скапливаться пластовая вода
2. трубопроводы системы ППД, по которым транспортируются подтоварные воды
3. низконапорные и высоконапорные насосы для перекачки подтоварных вод
4. резервуары всех технологических назначений
5. газопроводы, транспортирующие сероводородсодержащий газ

 

В табл. 29   и   30   представлены отказы нефтепроводов  за 1998-99 гг.

 

Таблица 29 Отчет по количеству порывов нефтепроводов 
на Рассветном месторождении за 1998 год

 

№ п/п	Наименование трубопр., год ввода в экспл.	Дата аварии	Исполнение труб	Æ и толщ. ст.	Тип поврежд; способ ликв.	Объем разлива. м3	Потери нефти от недобора, т
1	Выкидной н/провод, К-39, скв 711 1992 г	22,03	Черная	114х4,5	Трещина по сварным швам; сварка	6,5	43
2	Выкидной н/провод, К-14,  скв 560, 1992	25,03	Черная	114х4,5	Корроз; сварка	0,5	15,6
3	Выкидной н/провод, К-4,   скв 196, 1982	9,04	Стальная	114х4,5	Трещина; сварка	1	0,7
4	Выкидной н/провод, К-4,   скв 199, 1982	27,04	Черная	114х4,5	Корроз; хомут	0,2	0,5
5	Выкидной н/провод, К-28,скв 290, 1991	28,04	МПТ	114х4,5	Трещина по шву; сварка	-	Скважина стояла в простое
6	Выкидные н/провода от скв 457, 530, 466, 1984	6,05	Черная	114х4,5	Трещина; сварка	1	2
7	Выкидной н/провод, К-7, Скв-167, 1981	14,05	Стальная	114х4,5	Корроз; хомут	-	-
8	Сборный н/провод ГЗУ-740 до врезки 1989	31,05	Стальная	156х5	Корроз; заменили 30 м труб	0,5	169
9	Сборный н/провод ГЗУ-764 до врезки 1997	29,07	Черная	159х5	Корроз; сварка	-	71
10	Выкидной  н/провод Скв 211,504 1986	20,07		114х4,5	Корроз; хомуты	-	43
11	Выкидной н/провод Скв 252 1986	18,08	Черная	114х4,5	Трещина; сварка	-	0,6
12	Выкидной н/провод Скв 608 1987	21,08	Черная	114х4,5	Трещина; сварка	-	1,1
13	Выкидной н/провод Скв 413 1985	21,08	Черная	114х4,5	Корроз; сварка	-	0,1
14	Выкидной н/провод Скв 169 1983	21,08	Стальная	114х4,5	Трещина по шву; сварка	-	0,7
15	Сборный н/провод ГЗУ-732 до ГЗУ-710 1985	21,08	Стальная	159х4,5	Корроз; сварка	-	2
16	Сборный н/провод от ГЗУ-727 до врезки 1997	5,09	Черная	219х8	Корроз; хомут	3	36,3
17	Сборный н/провод то ГЗУ-727 до врезки 1997	22,09	Черная	219х8	Корроз; хомут	4	24
18	Сборный н/провод то ГЗУ-727 до врезки 1997	22,09	Черная	219х8	Корроз; сварка	8	74

 

 

Таблица 30 Отчет по количеству порывов нефтепроводов  
на Рассветном месторождении за 1999 год

№ п/п	Наименование трубопр., год ввода в экспл.	Дата аварии	Исполнение труб	Æ и толщ. Ст.	Тип поврежд; способ ликв.	Объем разлива. м3	Потери нефти от недобора, т
1	Выкидной н/провод Скв 538 1984	2,06	Черная	114х4,5	Корроз; сварка	5	10
2	Сборный н/провод БИУС-14-ГЗУ-48 1996	11,06	МПТ	159х4,5	Порыв прокл; замена прокл	0,1	0,25
3	Выкидной н/провод Скв 218 1983	21,09	черная	114х4,5	Корроз; сварка	1,3	2
4	Выкидной н/провод Скв 482 1984	25,10	черная	114х4,5	Корроз; сварка	0,3	0,4
5	Выкидной н/провод Скв 167 1981	10,11	стальная	114х4,5	Корроз; сварка	4	4,5
6	Выкидной н/провод Скв 121 1980	16,12	стальная	114х4,5	Корроз; сварка	11,5	19,7
7	Выкидной н/провод Скв 121 1980	20,12	стальная	114х4,5	Корроз; сварка	5,7	9,9
8	Выкидной н/провод Скв 231 1985	22,12	стальная	114х4,5	Корроз; сварка	7	22,8

 

Как видно из таблиц отказы нефтепроводов  происходят довольно часто.

Для предотвращения коррозии рекомендуется:

1. применение ингибиторов коррозии для черных труб.
2. Применение труб с внутренней и внешней поверхностью покрытой эмалью.

Непосредственно на Рассветном месторождении  ведется внедрение металлопластиковых труб и проложена технологическая труба, покрытая эмалью на УПСВ «Рассвет».

5.2.1. Техническое обслуживание и  ремонт трубопроводов.

 

1.Техническая документация на  промысловые трубопроводы.

Оперативная документация:

1.1. Перечень ответственных трубопроводов по цеху.

1.2. На каждую отдельную систему  трубопроводов составлен паспорт.

Аварийная документация:

1.3.В журнале учета некатегорийных  отказов трубопроводов регистрируются все виды аварий.

1.4.Акты на порывы трубопровода  составляются в двух экземплярах, первый из которых хранится в отделе НГДУ у ответственного лица за учет и отчетность по авариям, а второй в цехе, где произошел отказ.

2.Очистка полости водоводов  в процессе эксплуатации от  парафина и гидратов не требуется.

3.Трассы трубопроводов через каждый километр и в местах  поворота отмечаются постоянными знаками на местности.

4.Для обеспечения нормальной  эксплуатации трубопроводов осмотр  производится ответственными лицами, согласно графику обхода трубопроводов по цеху, утвержденным главным инженером НГДУ.

Результаты осмотра фиксируются  в журнале обхода скважин и  трубопроводов, кроме вышеуказанных требований, трубопроводы ежегодно подвергаются контрольному осмотру специально назначенными лицами.

При контрольном осмотре особое внимание уделяется:

*состоянию зон выхода трубопроводов   из земли;

*состоянию сварочных швов;

*состоянию фланцевых соединений;

*состоянию уплотнений арматуры;

*вибрации трубопроводов;

*состоянию изоляции и антикоррозионных  покрытий.

5.Ревизия трубопроводов проводится  один раз в четыре года службой технического надзора совместно с механиком и начальником цеха.

По результатам ревизии составляется акт, и результаты заносятся в  паспорт трубопровода.

6.Диагностическое обследование  трубопроводов проводит служба  контроля за трубопроводами по графику, утвержденному руководством НГДУ.

7.Объемы отбраковки трубопроводов  определяются по результатам  ультразвуковой  толщинометрии и прогноза внутренней коррозии.

8.Во время ревизии трубопроводов  производятся периодические испытания  трубопроводов на прочность.