Субботинского месторождения
.pdf20
постоянное уменьшение толщины стенок труб, старение изоляции, снижение прочностных характеристик трубной
стали, проявляется усталостное разрушение труб.
«Консорциум « Н е д р а »
21
Выводы и рекомендации
Сбор продукции новых скважин Субботинского 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.
По действующей классификации допустимых сроков эксплуатации принято считать, что трубопроводы,
эксплуатируемые:
до трех лет – новые;
до десяти лет – средней продолжительности;
более десяти лет – старые.
Следуя данной классификации, из таблиц видно, что 27% протяженности выкидных линий и 69,6%
нефтегазосборных сетей ОАО «Самаранефтегаз» отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94).
В границах лицензионного участка ОАО «Нефтьинвест» срок эксплуатации трубопроводов Южно-Субботинского месторождения не превышает 10 лет.
Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Субботинского месторождения ОАО
«Самаранефтегаз» требует контроля, диагностического обследования технического состояния трубопроводов, а также
«Консорциум « Н е д р а »
22
рекомендуется проведение ежегодного планового капитального ремонта и замены отбракованных и непригодных к дальнейшей эксплуатации участков трубопроводов.
Строительство объектов и сооружений внутрипромыслового сбора и транспорта нефти и газа Субботинского месторождения, в границах лицензионного участка ОАО «Нефтьинвест» и ОАО «Самаранефтегаз» не требуется.
«Консорциум « Н е д р а »
23
4.Замерные установки, применяемы на Субботинском месторождении
Вкачестве 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 »
24
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
«Консорциум « Н е д р а »
25
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.
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.
«Консорциум « Н е д р а »
26
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 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
«Консорциум « Н е д р а »
27
Главным недостатком АГЗУ типа «Спутник» - 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. Рекомендуется заменить на более современные прототипы автоматизированных групповых установок с целью повышения качества измерений.
«Консорциум « Н е д р а »
28
5. Предварительная подготовка продукции на установке ДНС Ерыклинская
Наименование, назначение производственного объекта
ДНС «Ерыклинская» предназначена для сбора и первичной сепарации нефтепродукции со скважин Ерыклинского,
Субботинского месторождений.
Частично разгазированная нефть с ДНС транспортируется насосами на Грековскую УПСВ и далее на Нефтегорское НСП для дальнейшей подготовки.
ДНС «Ерыклинская» расположена в Алексеевском районе Самарской области, входит в состав ЦПНГ-5 ОАО
«Самаранефтегаз».
Состав сооружений
В состав ДНС входят:
•Нефтегазовый сепаратор С-1;
•Нефтегазовый сепаратор С-2;
•Нефтенасосная Н-1, Н-2, Н-3.
•Блок подачи химреагентов БР-2,5;
•Узел учета нефти;
•Узел учета газа на факел;
•Дренажная емкость КЕ-1, V=20 м3;
•СЦВГ-сепаратор центробежный вертикальный газовый.
Производительность установки:
«Консорциум « Н е д р а »
29
•По обводненной нефти – до 1000 м3/сут.
Разработчик технологии: ОАО «Гипровостокнефть».
Разработчик проекта – институт ООО «СамараНИПИнефть», г. Самара. ДНС введена в эксплуатацию в 1980г.
«Консорциум « Н е д р а »