Сосновского месторождения
.pdf20
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.
Установка «Спутник» предназначена для периодического определения по программе количества жидкости,
добываемой из нефтяных скважин, и контроля их работы на нефтяных месторождениях.
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.
2.Сигнализация отсутствия потока в контролируемой скважине.
Каждая установка состоит из технологического и щитового помещений и включает комплект запасных частей,
инструмента и принадлежностей. Технические данные по АГЗУ приведены в таблице 9.
Расшифровка обозначения:
СпутникАМ40 – 10 – 400 – 01 01 – вид запорного органа на переключатель скважин многоходовой и на байпас.
400 – верхний предел измерения, м3/сут.
10 – количество подключаемых скважин.
Консорциум « Н е д р а »
21
40 – предельное рабочее давление, кг/см2.
АМ – тип установки.
Спутник – шифр установок.
Схема АГЗУ приведена на рисунке 1.2.
Консорциум « Н е д р а »
22
Таблица 1.9
Технические данные |
|
1.Диапазон дебитов, подключенных к установке скважин, м3/сут, в |
|
пределах |
от 1 до 400 |
2.Рабочее давление, МПа (кгс/см2), не более |
4,0 (40) |
3.Параметры питания электрических цепей: |
|
род тока |
переменный |
напряжение, В |
380/220 |
допустимое отклонение напряжения, % |
от -15 до +10 |
частота переменного тока, Гц |
50+1 |
потребляемая мощность, кВА, |
не более 10 |
4.Характеристика окружающего воздуха: |
|
интервал температур, оС |
от -50 до +45 |
средняя температура наиболее холодной пятидневки, оС, |
не ниже |
относительная влажность воздуха при температуре 20оС,% |
-40 |
7.Характеристика рабочей среды: |
|
температура, оС, в пределах |
от 5 до 70 |
кинематическая вязкость при температуре 20 оС,м2/с, в пределах |
от 1*10-6 |
содержание воды в жидкости, объемная доля, %, в пределах |
до 120*10-6 |
содержание сернистых соединений в массовой доле, % |
от 0 до 98 |
количество примесей механических, мг/л, не более |
не более 3 |
размер механических примесей, мм, не более |
3000 |
содержание сероводорода, объемное, % |
5 |
|
до 2 |
8.Исполнение приборов, устройств и электрооборудования |
взрывоза- |
технологического помещения |
щищенное |
9. Исполнение электрооборудования щитового помещения |
обыкновенное |
10.Средняя наработка на отказ установок должна быть, ч, не менее: |
|
по функции измерения количества жидкости (участвуют |
|
переключатель скважин многоходовой, регулятор расхода, счетчик |
|
жидкости турбинный, блок управления и индикации, заслонка) |
|
по функции контроля подачи (участвуют счетчик жидкости |
|
Консорциум « Н е д р а »
23
турбинный, блок управления и индикации) |
1700 |
|
2250 |
11. Среднее время восстановления работоспособности установок (без |
2 |
учета времени подготовительных работ), ч, не более |
|
12.Полный средний срок службы установок до списания, лет |
8 |
Консорциум « Н е д р а »
24
Cхема АГЗУ СПУТНИК АМ-40-10-400
1 –выкидные линии от скважины; 2- специальные обратные клапаны; 3 - многоходовой переключатель скважин ПСМ; 4 - каретка роторного переключателя скважин; 5 - замерный патрубок; 6 - гидроциклонный сепаратор; 7 -заслонка, 8-турбинный счетчик; 9 -
поплавковый регулятор уровня; 10 - гидропривод; 11 -электродвигатель; 12 - отсекатели; 13 -сборный коллектор; 14 -силовой цилиндр; 15 –БМА
Рис.1.2.
Продукция скважин но выкидным линиям подается в многоходовой переключатель, который действует как вручную,
так н автоматически. Каждому положению этого переключателя соответствует подача на .замер продукции одной
Консорциум « Н е д р а »
25
скважины. Продукция данной скважины направляется в газосепаратор, состоящий из верхней и нижней емкостей.
Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор, направляется в сборный кат-лектор.
Нефть из верхней емкости газосеиаратора перетекает в нижнюю, здесь ее уровень повышается, и при определенном положении поплавка закрывается заслонка на газовой линии газосеиаратора. Давление в газосепараторе повышается, и
нефть начинает поступать через счетчик-расходомер в сборный коллектор. После этого уровень жидкости и нижней емкости снижается, поплавок опускается с открытием заслонки газовой линии, после чего процесс повторяется.
Продолжительность этого цикла зависит от дебита скважины.
В блоке местной автоматизации регистрируются накапливаемые объемы жидкости, прошедшей через счетчик-
расходомер (СР).
Следующая скважина включается на замер по команде с БМА с помощью гидропривода.
Установка «Спутник-А» работает но определенной (заданной) программе, при этом каждая скважина поочередно включается на замер на определенное время.
Счетчик-расходомер является одновременно сигнализатором подачи скважин. В установке предусмотрена возможность измерения количества газа с помощью диафрагмы,
установленной в газосепараторе
Применяемые реагенты.
Реагенты. Для защиты нефтепромыслового оборудования применяются ингибиторы коррозии. Применяемые ингибиторы хорошо справляются с поставленной задачей. Ингибиторы коррозии «Север-1», СНПХ – 1002, СНПХ-6012.
Для высокоминерализованных сред разработан водорастворимый ингибитор коррозии СНПХ-6471. Защитный эффект
Консорциум « Н е д р а »
26
ингибитора более 90% при дозировках 25 мг/л. Подача ингибиторов коррозии может осуществляться методом
постоянной дозировки посредством блочной установки БР-2,5.
Выводы по анализу системы сбора продукции скважин
1.Невозможность замера дебита каждой скважин, т.к. несколько скважин объединены в один коллектор, известно только суммарное значение дебита скважин. Объединенными являются скважины 456 и 85; 440 и 521; 309 и 315; 88 и 506. Для устранения данной проблемы предлагаю проложить дополнительные выкидные линии.
От скв№85 к АГЗУ 85; от скв№ к АГЗУ 84; от скв№309 к АГЗУ 525 от скв№ 88 к АГЗУ 5;. Трубы стальные, марка стали Ст 20. Свободные места для подключения скважин есть.
2.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.
3.Скважина №97 подключена напрямую в коллектор, замер дебита на ней не осуществляется можно подключить данную скважину к АГЗУ-334.
4.На месторождении осуществляется совместная система сбора для пластов карбона и девона. Вследствие их несовместимости из пластовых вод может выделяться осадок в твердом виде, что осложняет эксплуатацию трубопроводов. Необходимо вести раздельный сбор продукции по пластам.
Консорциум « Н е д р а »
27
5.Из таблиц видно, что 100% протяженности выкидных линий и 80% протяженности нефтегазосборных сетей отработали нормативный срок 10 лет. Все трубопроводы отслужившие свой нормативный срок предлагаю заменить на новые гибкие полимерно-металлические трубы, ГПМТ-100.
6.Реагенты, которые используются это ингибиторы коррозии и деэмульгатор, а именно деэмульгатора для разрушения водонефтяных эмульсий - ДИН-4, ингибитор солеотложения «СНПХ–5312», ингибитор коррозии
«КорМастер 1025», вполне устраивают и подходят к добываемой продукции. Деэмульгатор подается непосредственно на каждой
7.1.3 Анализ УСПВ-95 Сосновская
Установка предварительного сброса пластовой воды – УПСВ-95 «Сосновская» предназначена для сепарации нефти и предварительного сброса пластовой воды с получением попутного нефтяного газа, нестабильной нефти и пластовой воды.
Нефть транспортируется в Сосновский товарный парк (ЦПС).
Газ подается на путевой подогреватель ПП-1,6 для подогрева нефти, а оставшаяся часть сжигается на свече.
Вода используется в целях поддержания пластового давления на Сосновском месторождении.
Технологическая схема установки приведена на рисунке 1.3
Площадка технологической аппаратуры:
•Сепараторы, отстойники,
•Дренажная емкость, насосы,
•Путевой подогреватель ПП-1,6,
Консорциум « Н е д р а »
28
•Реагентное хозяйство
•Факельное хозяйство.
|
Фактическая производительность: |
|
|
|
• |
по жидкости (водонефтяной эмульсии) |
|
до |
5000 м3/сут; |
• |
по нефти обезвоженной |
|
до |
1000 м3/сут; |
• |
по газу |
до |
15 тыс. м3/сут; |
|
• |
по сточной (пластовой) воде |
до |
4000 м3/сут. |
|
Сырьем для Сосновской УПСВ является обводненная нефть, добываемая с девонских и угленосных пластов Сосновского, Боголюбовского и Восточно-Боголюбовского месторождений.
Вместе с нефтью попутно добывается нефтяной газ и пластовая вода.
Характеристика сырья, реагентов и изготовляемой продукции приведены в таблице 1.7.
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
|
|
29 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.7 |
|
|
Характеристика сырья, реагентов и изготовляемой продукции |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Наименование сырья, |
Номер государственного или |
Показатели качества, |
Норма по ГОСТ, ОСТ, СТП, ТУ |
Область применения |
||||
материалов, реагентов, |
отраслевого стандарта, технических |
обязательные для |
||||||
(заполняется при необходимости) |
изготовляемой продукции |
|||||||
изготовляемой продукции |
условий, стандарта организации |
проверки |
||||||
|
|
|
|
|
||||
1. Пластовая нефть |
Хроматографический метод |
1. Компонентный состав, |
пласт |
пласт |
Используется для |
|||
|
|
% мольн. |
«Д» |
|
«С» |
получения моторного |
||
|
|
Метан |
19,7 |
– 20,6 |
3,1 |
– 4,3 |
топлива |
|
|
|
Этан |
17,7 |
– 20,0 |
5,1 |
– 5,8 |
|
|
|
|
Пропан |
19,5 |
– 13,8 |
5,0 |
– 9,2 |
|
|
|
|
И – бутан |
1,6 – 1,8 |
1,4 |
– 1,6 |
|
||
|
|
Н – бутан |
4,8 – 5,7- |
4,2 |
– 4,4 |
|
||
|
|
И - пентан |
1,5 – 2,0 |
1,7 |
– 3,1 |
|
||
|
|
Н - пентан |
2,3 – 3,1 |
2,3 |
– 3,1 |
|
||
|
|
И - гексан |
1,4 – 3,1 |
1,7 |
– 1,7 |
|
||
|
|
Н - гептан |
1,0 – 1,7 |
0,38 – 0,83 |
|
|||
|
|
Углекислый газ |
0,1 – 0,13 |
0,2 |
– 0,4 |
|
||
|
|
Азот + редкие |
3,4 – 4,9 |
2,3 |
– 2,8 |
|
||
|
|
Сероводород |
нет |
|
0,28 – 0,75 |
|
||
|
|
С8+В |
23,8 |
– 31,92 |
58,36 – 59,03 |
|
||
|
Криоскопический метод |
2. Мол. вес |
88 - 94 |
202 - 245 |
|
|||
|
|
3. Содержание, % вес: |
|
|
|
|
|
|
|
ГОСТ 1437-75* |
серы |
0,40 |
– 0,51 |
2,77 – 3,45 |
|
||
|
Методика ГипВН №224.12.01.095/03 |
смол силикагелевых |
2,40 |
– 9,16 |
13,2 – 31,1 |
|
||
|
Методика ГипВН №224.12.01.095/03 |
асфальтенов |
0,10 |
– 0,59 |
5,0 |
– 7,33 |
|
|
|
ГОСТ 11851-85* |
парафинов |
3,00 |
– 4,10 |
5,05 – 7,60 |
|
||
|
ГОСТ 2477-65* |
воды |
до 85 |
до 85 |
|
|||
|
ГОСТ 21584-76 |
хлористых солей, мг/л |
До 20000 |
До 30000 |
|
|||
|
ГОСТ 20287-91 |
4. Температура |
До (– 15) |
(- 8 ÷ -28) |
|
|||
|
|
застывания, °С |
|
|
|
|
|
|
|
ГОСТ 3900-85* |
5. Плотность при 20 °С, |
660 – 690 |
860 – 890 |
|
|||
|
|
кг/м3 |
|
|
|
|
|
|
|
ГОСТ 33-2000 |
6. Вязкость при 20 °С, |
0,53 |
– 0,61 |
10,02 – 33,7 |
|
||
|
|
мПа·с |
|
|
|
|
|
|
2. Попутный нефтяной газ |
Хроматографический метод |
1. Компонентный состав, |
пласт |
пласт |
Используется в качестве |
|||
|
|
% мольн. |
«Д» |
|
«С» |
топливного газа |
||
Консорциум « Н е д р а »