Киселевского месторождения

10

Выводы и рекомендации

Сбор продукции новых скважин Киселевского месторождения в соответствии с «Унифицированными технологическими схемами сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов» (РД 39- 0148311-605-86) рекомендуется осуществлять по сложившейся на промысле напорной герметизированной системе сбора нефти и газа с учетом максимально возможного использования существующих мощностей.

Из табл. 3.2 видно, выкидные линии и нефтегазосборный трубопровод не отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94).

Консорциум н е д р а

11

Таким образом, в рассматриваемый перспективный период разработки продукция скважин Киселевского месторождения совместно с Ольховским месторождением по нефтегазосборным трубопроводам, также как и в настоящее время будет поступать на Ивановскую УПСВ. Далее частично подготовленная водонефтяная смесь по действующему напорному нефтепроводу диаметром 168 мм, протяженностью 13,4 км будет подаваться до точки врезки АГЗУ-1 Малиновского купола и далее совместно с продукцией Малиновского и Радаевского куполов по нефтесборному трубопроводу диаметром 219 мм, протяженностью 9,2 км на 1ый СП Радаевского месторождения и затем по существующим нефтепроводам будет откачиваться на Радаевскую УПН, где осуществляется и будет осуществляться подготовка нефти до товарных кондиций по ГОСТ Р 51858-2002.

4. Замерные установки, применяемы на Киселевском 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»-А

Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник» - А представлена на рис. 4.1.

Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник»

Консорциум н е д р а

12

1 – выкидные линии от скважин; 2 – обратные клапаны; 3 – многоходовой переключатель скважин (ПСМ); 4 – каретка роторного переключателя скважин; 5 – замерный патрубок от одиночной скважины; 5а – сборный коллектор; 6 –гидроциклонный сепаратор; 7 – за-

слонка; 8 – турбинный счетчик; 9 – поплавковый регулятор уровня; 10 – электродвигатель; 11 – гидропривод; 12 – силовой цилиндр; 13 –

отсекатели.

Рис. 4.1

Спутник-А состоит из двух блоков: замерно-переключающего и блока местной автоматики (БМА), в котором автоматически регистрируется измеренный дебит скважин, и скважины переключаются на замер. Спутник-А работает по задаваемой программе, обеспечивающей поочередное подключение на замер скважин на строго определенное время.

Консорциум н е д р а

13

Продолжительность замера продукции одной скважины определяется требованиями службы разработки НГДУ при помощи реле времени, установленного в БМА.

Поочередное подключение скважин на замер осуществляется при помощи многоходового переключателя скважин

3, в который поступает продукция всех скважин по выкидным линиям 1. Каждый секторный поворот роторной каретки переключателя 4 обеспечивает поступление продукции одной из подключенных скважин через замерный патрубок 5 в

гидроциклонный сепаратор 6. Продукция остальных скважин в это время проходит в сборный коллектор 5а. В

гидроциклонном сепараторе 6 свободный газ отделяется от жидкости.

Объем жидкости скважины, подключенной на замер, измеряется путем кратковременных пропусков накапливающейся в сепараторе жидкости через турбинный счетчик 8, установленный выше уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора.

Накопление жидкости в нижнем сосуде сепаратора до заданного верхнего уровня и выпуск ее до нижнего уровня осуществляется при помощи поплавкового регулятора 9 и заслонки 7 на газовой липни. Всплывание поплавка регулятора до верхнего уровня вызывает закрытие газовой линии и, следовательно, повышение давления в сепараторе, в

результате чего жидкость продавливается из сепаратора через турбинный счетчик 8.

При достижении поплавком нижнего заданного уровня заслонка 7 открывается, давление между сепаратором и коллектором выравнивается, и продавливание жидкости прекращается. Время накопления жидкости в сепараторе и число пропусков жидкости через счетчик 8 за время замера зависит от дебита измеряемой скважины.

Дебит каждой скважины определяют путем регистрации накапливаемых объемов жидкости в м3, прошедших через турбинный счетчик, на индивидуальном счетчике импульсов в блоке БМА. Следующая скважина переключается на

Консорциум н е д р а

14

замер по команде с БМА при помощи электродвигателя 10, гидропривода 11 и силового цилиндра 12, который поворачивает каретку переключателя 4 в очередное положение.

Турбинный счетчик 8 одновременно служит сигнализатором периодического контроля за подачей скважины. Если контролируемая скважина не подает жидкость, то БМА подает аварийный сигнал в систему телемеханики.

Аварийная блокировка всех скважин в случае повышения давления в коллекторе или его повреждения автоматически осуществляется при помощи отсекателей 13.

Спутник-А имеет рабочее давление от 1,5 до 4 МПа при максимальной производительности скважины по жидкости

400 м3/сут. и вязкости жидкости не более 80 сСт. При указанных параметрах паспортная погрешность измерения дебита жидкости Спутником-А равна ±2,5%. Блоки Спутника-А могут обогреваться, и поэтому они рассчитаны для применения на площадях нефтяных месторождений Западной Сибири, Коми АССР, Татарии, Башкирии и других районов,

характеризующихся низкими температурами окружающей среды.

Выводы и рекомендации

Главный недостаток Спутника-А – невысокая точность измерения расхода нефти расходомером турбинного типа,

обусловленная плохой сепарацией газа от нефти в гидроциклонном сепараторе вследствие попадания в счетчик вместе с жидкостью пузырьков газа.

Рекомендовать замену замерного оборудования не рентабельно.

Консорциум н е д р а

15

5. Предварительная подготовка продукции на УПСВ «Ивановская»

Установка предварительного сброса воды (УПСВ) «Ивановская» предназначена для разгазирования и частичного обезвоживания пластовой жидкости, поступающей с Ивановского, Ольховского, Киселёвского месторождений и последующей транспортировкой на УПСВ «Радаевкая».

В административном отношении площадка УПСВ «Ивановская» расположен в юго-западной части Сергиевского района Самарской области в 5,50 км к юго-востоку от села Никитинка.

Установка входит в состав ЦПНГ № 1 ОАО «Самаранефтегаз». ЦПНГ № 1 расположен на территории Сергиевского нефтегазоносного района Самарской области в 35 км восточнее районного центра с. Сергиевск.

Фактическая производительность УПСВ «Ивановская» по пластовой жидкости (входящий поток) до 670 м3/сут; Расчетная производительность УПСВ «Ивановская» по пластовой жидкости 1800 м3/сут.

Установка введена в эксплуатацию в 1991 году. Состав сооружений:

•Трёхфазный сепаратор ТФС (V-200 м3);

•Нефтяной газовый сепаратор С-1 (V-200 м3);

•Водяной газовый сепаратор С-2 (V-50 м3);

•Насосная нефти и пластовой воды: нефтяные насосы Н-1,2 (ЦНС-60х330) – 2 шт., водяные насосы Н-3,4 (НБ-125) – 2 шт.;

•Реагентное хозяйство (БР-2,5);

Консорциум н е д р а

16

•Факельное хозяйство

•Операторная

Характеристики сырья и готовой продукции

Сырьем для УПСВ «Ивановская» является обводненная нефть, добываемая механизированным способом на Ивановском, Ольховском и Киселёвском месторождениях из нефтеносных пластов «С» и «Д».

Вместе с нефтью попутно добывается пластовая вода, которая закачивается в нагнетательные скважины и нефтяной газ, который сжигается на факельной установке.

Характеристики нефти, попутного газа и пластовой их приведены в табл. 5.1.

Таблица 5.1

Характеристика исходного сырья и изготовляемой продукции

Консорциум н е д р а

17

Консорциум н е д р а

Консорциум н е д р а

19

Консорциум н е д р а