Самодуровское месторождение

10

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.

11

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 1.3

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.

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

12

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 1.6

13

Устройство и принцип работы.

Принципиальная схема установок показана на рис.1.3. Работа установок происходит следующим образом[3].

Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель (1) ПСМ. 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 циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР 1-50 (5) с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.

14

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 телемеханика.

При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода счетчик ГП-1М (3) и 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 уставкой реле времени.

Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий: дебита скважин, способов добычи, состояния 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, а вторичный блок «НОРД – ЭЗМ» - в щитовом помещении.

15

Блок «НОРД – ЭЗМ» производит подсчет и регистрацию результата измерения количества газа, выделившегося при рабочем давлении установки.

Структура условного обозначения установок:

Спутник АМ40 – 8– 400 – 01 01 – вид запорного органа на переключатель скважин многоходовой и на байпас.

400 – верхний предел измерения, м3/сут.

8 – количество подключаемых скважин.

40 – предельное рабочее давление, кг/см2.

АМ – тип установки.

Спутник – шифр установок.

Рис.1.2

16

Выводы по анализу системы сбора продукции скважин.

1.В настоящее известен дебит каждой скважины подключенной а АГЗУ по нефти, газу и воде. Каждая скважина имеют свою выкидную линию.

2.Степень правдоподобности получаемой информации. АГЗУ на месторождении работают в нормальном режиме т.к.: обводненность не превышает 98%, максимальное содержание парафина не превышает 7%, содержание сернистых соединений не более 3 %. Свойства добываемой продукции входят в допустимые пределы измерений. Замена АГЗУ не требуется.

3.На месторождении разрабатываются только угленосные пласты. Поэтому осложнения, связанные с солеобразованием по причине несовместимости попутно-добываемых вод угленосных и девонских пластов, отсутствуют.

4.Из таблиц видно, что 56% протяженности выкидных линий отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности. Все трубопроводы отслужившие свой нормативный срок предлагаю заменить на новые Гибкие полимерно-металлические трубы. ГПМТ-100.

5.Реагенты, которые используются это ингибиторы коррозии и деэмульгатор, а именно деэмульгатора для разрушения водонефтяных эмульсий - деэмульгаторы: Диссольван-4490, ДоуфаксДФ-70 № 14, ингибитор солеотложения «СНПХ–5312», ингибитор коррозии «КорМастер 1025», вполне устраивают и подходят к добываемой продукции. Деэмульгатор подается непосредственно на каждой АГЗУ.

17

1.3 Анализ работы УПСВ Тархановская

Общая характеристика объекта Тархановская УПСВ построена по проекту института “Гипровостокнефть”. Установка предварительного сброса

пластовой воды на Тарханском месторождении НГДУ “Бугурусланнефть” (заказ 6710). В 1983 году был введен в

эксплуатацию пусковой комплекс установки без сырьевой насосной и блока нагрева). В 1985 году установка была введена в эксплуатацию по проектной схеме [4]. vk.com/id446425943

Схема УПСВ Тархановская представлена на рисунке 1.15 Тарханская УПСВ предназначена для получения:

-дегазированной турнейской пластовой воды, используемой для заводнения турнейских продуктивных пластов Тарханского месторождения, дегазированной девонской пластовой воды, используемой для заводнения девонских пластов;

-предварительно обезвоженной нефти и последующего ее транспорта на Заглядинскую УПН;

-попутного нефтяного газа (на собственные нужды).

На Тарханскую УПСВ поступает жидкость скважин ЦДНГ №3 (бригада № 5) и частично обезвоженная нефть с Графской УПСВ.

Продукция поступает тремя потоками: соответственно при сборе нефти с Тарханского месторождения (девон), Тарханского, Самодуровского и Березовского месторождений ( турней ), нефть Графского направления и обводненная эмульсия с ДНС Школьная.

18

Средняя обводненность поступающей продукции – 40-50%. Проектная производительность установки по жидкости составляет 2 млн.т. в год. На установке условно можно выделить следующие основные технологические блоки (ступени

) по всем потокам.

Технологическая схема УПСВ Тархановская

-

Рис.1.5

1.1Блок первой ступени сепарации нефтяной эмульсии от газа, с насосной перекачкой.

1.2Блок обработки газожидкостной смеси деэмульгатором (девонский поток)

1.3Блок нагрева нефтяной эмульсии ( турнейский поток )

1.4Блок обработки нефтяной эмульсии деэмульгатором (турнейский поток)

1.5Блок аппаратов по совместной подготовке нефти и воды (турнейский и девонский потоки).

1.6Блок второй ступени сепарации.

1.7Блок насосной откачки обезвоженной нефти с резервуарами.

Характеристика сырья и вспомогательных материалов На Тарханской УПСВ в качестве сырья получают следующие виды готовой продукции: очищенная пластовая вода

и топливный газ.

Кроме того, происходит частичное обезвоживание нефти (девонского потока с содержанием воды до 1%,

турнейского потока до 5%) с откачкой на Заглядинскую УПН и выделяется газ низкого давления (вторая ступень сепарации), который сжигается на факеле. Для обработки нефти на установке применяются в качестве вспомогательных материалов реагенты – деэмульгаторы.