Султангулово-Заглядинского месторождения 2

10

- товарный парк (совместно).

Для обеспечения процесса подготовки нефти в состав установки подготовки нефти входят реагентное хозяйство, узел подачи пресной воды для обессоливания, компрессорное хозяйство, станция пенотушения.

Товарной продукцией Заглядинской УПН является нефть 1 группы качества по ГОСТ Р51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»:

-концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более 100;

-массовая доля воды, %, не более 0,5;

-массовая доля механических примесей, %, не более 0,05;

-давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более 66,7 (500).

2.2 Характеристика замерных установок, используемых на месторождений

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»-АМ Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник» - АМ представлена на рис. 2.1.

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 »

11

Продолжительность замера продукции одной скважины определяется требованиями службы разработки НГДУ при

помощи реле времени, установленного в БМА.

Консорциум « Н е д р а »

12

Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник»-АМ

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 – заслонка;

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

Рис.2.1

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

Консорциум « Н е д р а »

13

переключателя 4 обеспечивает поступление продукции одной из подключённых 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 счётчик 8, установленный выше уровня жидкости в технологической ёмкости 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 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.

Консорциум « Н е д р а »

14

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

Спутник-АМ 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-АМ равна ±2,5%. Блоки Спутника-АМ 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.

Недостаток Спутника-АМ – невысокая точность измерения расхода нефти расходомером турбинного типа,

обусловленная плохой сепарацией газа от нефти в гидроциклонном сепараторе вследствие попадания в счетчик 8 вместе с жидкостью пузырьков газа.

2.3 Предварительная подготовка нефти на установке ДНС №4

Объёмы добычи [1]:

−жидкости – турней –476,

−девон – 265 м³/сут.

Нефти:

−турней –88,

−девон – 29 тн./сут.

Консорциум « Н е д р а »

15

Газа – 2972 м³/сут.

Сжигаемого газа - 594 м³/сут.

Система подключения ДНС – УПН "Заглядино". Протяжённость трубопроводов до точки подключения 5000 м. – 168×7 –2 нитки.

Таблица 2.2

Перечень оборудования на установке ДНС №4

Консорциум « Н е д р а »

16

2.4 Предварительная подготовка нефти на установке ДНС №8

Объёмы добычи [1]:

−жидкости – 420 м³/сут.

−нефти – 320 тн./сут.

−газа – 5920 м³/сут.

Сжигаемого газа -1184 м³/сут.

Система подключения ДНС – УПН "Заглядино". Протяжённость трубопроводов до точки подключения 300 м. – 114

× 5 –2 нитки.

Таблица 2.3

Перечень оборудования на установке ДНС №8

Консорциум « Н е д р а »

17

2.5 Предварительная подготовка нефти на установке ДНС №9

Объёмы добычи [1]:

−Нефти – 88 тн./сут.

−Газа – 2235 м³/сут.

−жидкости – 223 м³/сут.

−Сжигаемого газа - 447 м³/сут.

Система подключения ДНС – УПН "Заглядино". Точка подключения ДНС – в нефтепровод ДНС №100 – УПН Заглядино, протяжённость трубопроводов до точки подключения 20м.– 168 × 7 –2 нитки.

Таблица 2.4

Перечень оборудования на установке ДНС №9

Консорциум « Н е д р а »

18

2.6 Предварительная подготовка нефти на установке ДНС №100

Объёмы добычи жидкости [1]:

−турней – 280,

−девон – 240 м³/сут.

Объёмы добычи нефти:

−турней –8 т/сут

−девон – 29 т./сут.

Газа – 2870 м³/сут.

Сжигаемого газа - 574 м³/сут.

Консорциум « Н е д р а »

19

Система подключения ДНС – УПН "Заглядино". Протяжённость трубопроводов до точки подключения 9960 м. – 168

× 7 –2 нитки.

Таблица 2.5

Перечень оборудования на установке ДНС №9

Консорциум « Н е д р а »