Славкинского месторождения

14

Таблица 2.2

Характеристика действующих выкидных линий по срокам эксплуатации

Таблица 2.3

Характеристика действующих нефтегазосборных трубопроводов и напорного трубопровода по срокам эксплуатации

По действующей классификации допустимых сроков эксплуатации принято считать, что трубопроводы,

эксплуатируемые:

- до трех лет – новые;

Консорциум « Н е д р а »

15

-до десяти лет – средней продолжительности;

-более десяти лет – старые.

Следуя данной классификации, из таблиц видно, что 73 % протяженности выкидных линий и 94,7%

нефтегазосборных сетей отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94).

Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Славкинского месторождения требует контроля, диагностического обследования технического состояния трубопроводов, а также рекомендуется проведение ежегодного планового капитального ремонта и замены отбракованных и непригодных к дальнейшей эксплуатации участков трубопроводов.

2.3 Замерные установки, используемые на месторождении

В качестве устройства, замеряющего дебит водонефтяной эмульсии от добывающих скважин, применяются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» (АМ-40-14-400).

Принцип работы АГЗУ «Спутник»-АМ

Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник»-АМ представлена на рис. 2.2.

Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник»-АМ

Консорциум « Н е д р а »

16

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.2.2

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

Консорциум « Н е д р а »

17

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 замер по команде с БМА при помощи электродвигателя 10, гидропривода 11 и силового цилиндра 12, который

Консорциум « Н е д р а »

18

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-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-А 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.

2.4 Предварительная подготовка нефти на установке ДНС «Славкинская»

Наименование, назначение производственного объекта

Дожимная насосная станция Славкинского месторождения (ДНС «Славкинская» предназначена для предварительной сепарации продукции скважин Славкинского месторождения и перекачки жидкости с остаточным содержанием в ней растворенного газа на ДНС «Горбуновская» для дальнейшей подготовки [5].

ДНС расположена на территории Славкинского месторождения.

Консорциум « Н е д р а »

19

Дожимная насосная станция (ДНС) «Славкинская» входит в состав ЦПНГ№1 АО «Самаранефтегаз».

Состав сооружений

В состав технологической схемы ДНС «Славкинская» входят следующие сооружения:

•трехфазный сепаратор ТФС, объемом - 100 м3;

•газовый сепаратор ГС, объемом 9 м3;

•реагентное хозяйство, которое включает насосно-дозирующую установку НДУ-1 типа БР-2,5;

•факельная система Ф-1, которая включает узел учета газа (УУГ-1), факельный сепаратор объемом 4 м3,

подземную дренажную емкость ЕП-2 объемом 25 м3, факельный ствол;

•дренажная система, которая включает подземную дренажную емкость ЕП-1 объемом 16 м3;

•нефтенасосная, которая включает насосы Н-1, Н-2 марки ЦНС 60×330, Н-4, Н-5 марки ЦНС 180×425, насос поршневой Н-3 марки НБ-50;

•операторная.

Производительность установки

Фактическая производительность ДНС «Славкинская» по пластовой жидкости (водонефтяной эмульсии) составляет

1000 - 4000 м3/сут.

Разработчик технологии процесса

Организация, разработавшая технологический процесс и выполнившая проект - ОАО «Гипровостокнефть» (г.

Самара).

Консорциум « Н е д р а »