Северо-Красноярского месторождения-1

19

консорциум « Н е д р а»

20

Химический состав вод, (мг/л) / (мг-экв/л) / %-экв

консорциум « Н е д р а»

21

консорциум « Н е д р а»

22

Список трубопроводов системы сбора проведен в таблице 1.7

1.2 Анализ работы АГЗУ

В качестве замерных установок на месторождении используются АГЗУ типа ОЗНА

Установка автоматизированная измерительная «ОЗНА-ИМПУЛЬС»

консорциум « Н е д р а»

23

Измерительная установка «ОЗНА-Импульс» основана на принципе трехфазного гидростатического измерения, вы пускается с 2003 года и является собственной разработкой специалистов Компании ОЗНА. Данные установки эксплуатируются во всех ведущих нефтяных компаниях.

Областью применения установок являются напорные системы сбора продукции нефтяных скважин и автоматизированные системы управления технологическими процессами нефтедобычи.

Измерительная установка «ОЗНА-Импульс» основана на принципе трехфазного гидростатического измерения,

выпускается с 2003 года и является собственной разработкой специалистов Компании ОЗНА.

Данные установки эксплуатируются во всех ведущих нефтяных компаниях.

Областью применения установок являются напорные системы сбора продукции нефтяных скважин и автоматизированные системы управления технологическими процессами нефтедобычи.

Назначение Измерительные установки «ОЗНА-Импульс» предназначены для:

-измерения массы и среднесуточного массового расхода сепарированной сырой нефти - водонефтяной смеси;

-измерения объема и среднесуточного объемного расхода свободного нефтяного газа;

-определения массы и среднесуточного массового расхода сепарированной безводной нефти.

Погрешность измерений параметров - в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.615-2005.

Особенности

-Высокая точность замера;

-Широкое применение для различных условий эксплуатации;

консорциум « Н е д р а»

24

-Широкий диапазон одновременного измерения разных дебитов;

-Наличие электронной/механической системы измерения уровня жидкости в сепараторе;

-Межповерочный интервал 4 года.

Преимущества

-Относительно низкая стоимость исполнения;

-Надежная, стабильная, бесперебойная работа на начальной фазе эксплуатации месторождения;

-Замер в условиях наличия высокого газового фактора;

-Возможность непрерывной передачи данных с частотой в 1 сек. и построение трендов;

-Возможность беспроводной передачи данным;

-Возможность хранения информации о замере в течение определенного времени (до 30 дней);

-Возможность произведения замера периодически действующих скважин;

-Возможность увеличения сроков гарантии на ряд узлов;

-Возможность учета растворенного газа.

Устройство установки Установка состоит из технологического и аппаратурного блоков, размещаемых в блок-боксах.

Всостав технологического блока входят сепарационная емкость оригинальной конструкции с камерой измерения дебита и камерой измерения плотности, трубопроводная арматура и контрольно-измерительные приборы.

Всостав аппаратурного блока входят: блок измерений и обработки информации (БИОИ) и блок силового управления

(БСУ).

консорциум « Н е д р а»

25

Установки различаются количеством подключаемых скважин (от 1 до 14).

Установки могут выпускаться с пропускной способностью по жидкости: 400, 750, 1500 т/сут.

Варианты исполнения

-С внутренним покрытием трубопроводов и измерительной емкости;

-С дополнительной установкой устройства подачи химических реагентов;

-С дополнительной комплектацией переходами для привязки к кусту;

-С дополнительной комплектацией радиомачтой;

Измерительные модули установок «ОЗНА-Импульс» рассчитаны на номинальный расход (дебит) по жидкости 400, 750, 1500 т/сут, при максимальном значении газового фактора 150 м³/т;

Для установок с номинальным значением дебита 400, 750, 1500 т/сут. используются вертикальные измерительные емкости, выполненные в виде трех сочлененным цилиндрических сосудов.

Принцип работы установки Газоводонефтяная смесь от скважины (или переключателя скважин), пройдя входную задвижку, поступает в циклон-

ную гильзу сепаратора, где она разделяется на жидкостную и газовую фазы. Газ, обогнув обечайку циклонной гильзы,

пройдя каплеотбойные пластины и горизонтальный газоосушитель, через трехходовой кран и выходную задвижку уходит в коллектор. Жидкость, отделившись от газа, попадает в накопитель жидкости и начинает заполнять ее. При этом жидкость не может попасть ни в отстойник, ни в выходной трубопровод, так как проходной кран закрыт, а запорный орган трехходового крана расположен таким образом, что с выходным трубопроводом соединен отводящий трубопровод газоосушителя, а трубопровод, отводящий жидкость из сепаратора, отсечен от него.

консорциум « Н е д р а»

26

После достижения уровня жидкости чувствительного элемента преобразователя гидростатического давления столба жидкости сепаратора, пропорционально дальнейшему росту уровня (массы) жидкости, начинает изменяться значение выходного сигнала этого преобразователя. При достижении уровня кромки горизонтального газоосушителя жидкость начинает переливаться в отстойник.

Признаком начала перелива (заполнения отстойника) является стабилизация значения выходного сигнала преобразователя сепаратора и, несколько позже, начало изменения выходного сигнала такого же преобразователя,

смонтированного на отстойнике жидкости.

Признаком конца заполнения отстойника является синхронизация изменения (прироста) значений выходного сигнала обоих преобразователей. После заполнения отстойника водонефтяной смесью запорный орган трехходового крана пере-

ходит в положение, при котором газоотводящий трубопровод отсекается, а жидкостной трубопровод соединяется с выходным трубопроводом. При этом газ, накапливающийся в верхней части сепаратора и в горизонтальном газоосушителе, начинает выталкивать жидкость из накопителя сепаратора в выходной трубопровод, уровень ее начинает снижаться, значения выходного сигнала обоих преобразователей синхронно уменьшаются.

После падения уровня жидкости ниже кромки горизонтального газоосушителя значение выходного сигнала преобразователя отстойника стабилизируется (при этом БИОИ фиксирует это значение, производит измерение плотности газированной жидкости и производит определение верхней уставки по уровню жидкости сепаратора), а значение выходного сигнала преобразователя сепаратора продолжает снижаться.

При достижении выходного сигнала этого преобразователя нулевого значения запорный орган трехходового крана вновь устанавливается в первоначальное положение, и вновь начинается заполнение накопителя жидкости сепаратора.

консорциум « Н е д р а»

27

В процессе повторного (и последующих) налива, при достижении значения выходного сигнала преобразователя сепаратора значения нижней уставки (ее определяют и вводят в память БИОИ в процессе градуировки накопителя жидкости сепаратора при определении коэффициента массы), БИОИ запускает, а при достижении значения верхней уставки — останавливает таймер, после чего фиксирует значение среднесуточного массового расхода жидкости. Спустя некоторое время, необходимое для повышения уровня жидкости несколько выше кромки горизонтального газоосушителя,

трехходовой кран переключается на слив жидкости. В процессе повторного (и последующих) слива жидкости при достижении значения выходного сигнала преобразователя сепаратора значения верхней уставки БИОИ запускает, а при достижении значения нижней уставки — останавливает таймер, после чего фиксирует значение среднесуточного объемного расхода газа в рабочих условиях и приводит его к стандартным условиям.

В процессе отстоя жидкости в отстойнике, при постепенном разрушении эмульсии, коагуляции и выделении из нее газа происходит рост значения ее плотности, сопровождающийся снижением уровня жидкости, частично восстанавливаемого жидкостью, стекающей с каплеотбойных пластин горизонтального газоосушителя.

Однако для того, чтобы быть уверенными, что отстойник жидкости полный, при каждом цикле налива, в процессе измерения расхода жидкости, уровень ее в накопителе сепаратора (как было сказано выше) доводят до того значения, при котором происходило первичное заполнение отстойника жидкости. Время выдержки жидкости в отстойнике (для конкретной скважины) БИОИ определяет опытным путем, оно определяется наступлением момента стабилизации значения выходного сигнала преобразователя отстойника жидкости.

После наступления момента стабилизации БИОИ производит последнее в данной серии измерение плотности жидкости и последнее измерение среднесуточного объемного расхода газа, после чего, оставив трехходовой кран

консорциум « Н е д р а»

28

в прежнем положении, открывает проходной кран, и жидкость из отстойника выталкивается газом совместно с остатками жидкости накопителя сепаратора. Используя последнее значение плотности жидкости, БИОИ определяет содержание воды в жидкости, среднесуточный массовый расход нефти, вновь закрывает проходной кран и начинает второй цикл заполнения отстойника жидкости.

Выводы по анализу системы сбора продукции скважин.

1.Возможно замерить дебит каждой скважин, т.к. каждая скважина имеет свою выкидную линию.

2.Степень правдоподобности получаемой информации. АГЗУ на месторождении работают в нормальном режиме т.к.: обводненность не превышает 98%, максимальное содержание парафина не превышает 6%, содержание сернистых соединений не более 3 %. Свойства добываемой продукции входят в допустимые пределы измерений. Замена уже существующих АГЗУ не требуется.

3.На месторождении добывается продукция только из пластов карбона. Несовместимости продукции не наблюдается.

4.Трубопроводы изношены на 100%. Необходима замена их на новые гибкие полимерно-металлические трубы.

5.Реагенты, которые используются это ингибиторы коррозии и деэмульгатор, а именно деэмульгатора для разрушения водонефтяных эмульсий - Реапон, ингибитор солеотложения «СНПХ–5312», ИТПС вполне устраивают и подходят к добываемой продукции. Деэмульгатор подается непосредственно на каждой АГЗУ, и на отдельных скважинах,

из-за высокой вязкости добываемой продукции.

консорциум « Н е д р а»