Семеновского месторождения

19

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.

Консорциум Н е д р а

20

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;

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 1.9

Таблица 1.9 Технические данные АГЗУ

Консорциум Н е д р а

21

Устройство и принцип работы.

Принципиальная схема установок показана на рис.1.2. Работа установок происходит следующим образом.

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.

Консорциум Н е д р а

22

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.

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.

Консорциум Н е д р а

«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.

Структура условного обозначения установок:

Спутник АМ40 – 14 – 400 – 01

01 – вид запорного органа на переключатель скважин многоходовой и на байпас.

400 – верхний предел измерения, м3/сут.

14 – количество подключаемых скважин.

40 – предельное рабочее давление, кг/см2.

АМ – тип установки.

Спутник – шифр установок.

Консорциум Н е д р а

24

Рис.1.3

Консорциум Н е д р а

25

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.Скважина №47 подлючена напрямую в коллектор, и по ней замер не производится, необходимо подключить

еек АГЗУ-7, свободное место на АГЗУ имеется.

3.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.

4.На месторождении разрабатываются только угленосные потоки. Поэтому сложнения, связанные с солеобразованием по причине несовместимости попутно-добываемых вод угленосных и девонских пластов, отсутствуют.

5.Из таблиц видно, что 90% протяженности выкидных линий отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности. Все трубопроводы отслужившие свой нормативный срок предлагаю заменить на новые стальные, марка стали Ст 20.

6.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.

Консорциум Н е д р а

26

1.3 Анализ работы СУ-5

СУ-5 предназначена для первичной сепарации продукции скважин Семеновского месторождения, Капитоновского и Винно-Банновского поднятий Винно-Банновского месторождения и транспорта разгазированной жидкости на УКПН-

1, а выделившегося попутного нефтяного газа на Отрадненский ГПЗ.

Производительность СУ-5 по пластовой жидкости – 1200 м3/сутки.

В состав установки входят следующие сооружения:

-буллит Е-1,2, объемом V=100 м3 – 1 шт.;

-нефтенасосная Н-1,2 ЦНС 60х330 – 2 шт.;

-канализационный колодец КК-2,3,4;

-газосепаратор ГС-1, объемом 0,045 м3 – шт.;

-узел учета нефти (УУН);

-узел учета факельного газа (УУФГ);

-узел учета газа на ОГПЗ (УУГ);

-факельное хозяйство.

Описание технологического процесса СУ-5: газоводонефтяная эмульсия с Капитоновского и Винно-Банновского поднятий Винно-Банновского месторождения и с Семёновского месторождения поступает в буллит Е-1, где при давлении 0,3-0,6 МПа происходит первая ступень сепарации нефти. Жидкость из буллита Е-1 поступает на прием

Консорциум Н е д р а

27

центробежных насосов и далее через узел учета жидкости по существующей сети напорных трубопроводов перекачивается на УКПН-1 для подготовки нефти до товарных кондиций. Буллит Е-2 в резерве.

После разгазирования эмульсии газ из буллита Е-1 через газосепаратор ГС-1 и УУГ по газопроводу поступает на ОГПЗ. При необходимости газ может быть подан на свечу сжигания через УУФГ.

Технологическая схема ДНС СУ-5 приведена на рисунке 1.3.

Технологическая схема ДНС СУ-5

Рис.1.3

Консорциум Н е д р а

28

Подготовка нефти для поставки транспортным организациям, предприятиям Российской Федерации и экспорта в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002 продукции скважин Семеновского месторождения будет происходить на УПН-3/1 (УКПН-1). Нормативы технологических потерь нефти и попутного нефтяного газа по источникам потерь, исходя из принятой схемы сбора и транспорта продукции Семеновского месторождения, составляют 0,09 % и 4,885 %, соответственно. Данные приведены из работы «Разработка научно-обоснованных нормативов технологических потерь нефти, нефтяного и природного газа по месторождениям ОАО «Самаранефтегаз» на 2013 год», выполненной ООО «НК «Роснефть» - НТЦ» в 2012 году и из Приложения 1 к Приказу «О введении в действие нормативов технологических потерь углеводородов на 2013 г.» ОАО «Самаранефтегаз» от «29» декабря 2012 г. № 1742-П. Выводы по СУ-85

1.Исходной продукцией является обводненная нефть нефть с Семеновского месторождения.

2.Готовой продукцией является отсепарированная нефть и выделившийся газ.

3.Жидкость транспортируется на УКПН-1 г. Отрадный, газ на Отрадненский ГПЗ.

4.Отделение воды на месторождении не осуществляетс, это большой минус, большое количество воды надо отделять на месторождении, и транспортировать обезвожденную нефть, для этого предлагаю ввести в работу буллит Е-,

Консорциум Н е д р а