Сорочинско-Никольского месторождения
.pdf
Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:
«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»
Консорциум « Н е д р а »
48
При применении в установке счетчика газа турбинного «АГАТ» необходимо его смонтировать на газовом трубопроводе, вторичный блок НОРД-ЭЗМ в щитовом помещении.
Блок НОРД-ЭЗМ производит подсчет и регистрацию результата измерения количества газа, выделившегося при рабочем давлении установки.
Установки имеют электрическое освещение, обогреватели, принудительную вентиляцию. Щитовое помещение имеет естественную вентиляцию и электрические нагреватели.
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.
Консорциум « Н е д р а »
49
Каждая установка состоит из технологического и щитового помещений и включает комплект запасных частей,
инструмента и принадлежностей. Технические данные по АГЗУ приведены в таблице 4.4.
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.
40 – предельное рабочее давление, кг/см2.
АМ – тип установки.
Спутник – шифр установок.
Схема АГЗУ приведена на рисунке 4.2.
Консорциум « Н е д р а »
50
Таблица 4.4
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 »
51
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 »
52
Схема АГЗУ
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 4.2.
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
Консорциум « Н е д р а »
53
одной 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 газосепаратора 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.
Количество газа но каждой скважине на АГСЗУ измеряется дифференциальными манометрами и диафрагмами.
После автоматического измерения продукции но каждой скважине смесь жидкости и газа направляется на установки сепарации, откуда - на установку подготовки нефти. Здесь расход газа измеряют самопишущими расходомерами Л11-430 и Д11-Й32. Механические примеси в нефти определяют по простой методике: пробу нефти
Консорциум « Н е д р а »
54
разбавляют бензином, фильтруют, высушивают и твердый остаток взвешивают. Количество солей в нефти
устанавливается лабораторным анализом.
Консорциум « Н е д р а »
55
Выводы и рекомендации:
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 %
Консорциум « Н е д р а »
56
4.4 Анализ работы УПСВ «Никольская
Никольская УПСВ расположена на территории Оренбургской области и входит в состав НГДУ «Сорочинскнефть» ОАО «Оренбургнефть».
Технологическая схема УПСВ «Никольская» приведена на рисунке 4.3.
Год ввода в эксплуатацию-1982 г.
Разработчик технологии установки предварительного сброса пластовой воды «Никольская» - институт
«Гипровостокнефть».
Установка предварительного сброса воды предназначена для сбора и транспортировки нефти и газа по однотрубной схеме.
УПСВ служит для:
-сбора нефти, поступающей с ГЗУ, расположенных на кустах;
-подготовки жидкости поступающей с площадки приема технологической жидкости;
-дегазации нефти;
-обезвоживания нефти;
-сдачи газа на газоперерабатывающий комплекс;
-транспортировки разгазированной, обезвоженной (содержание воды до 7%) нефти в цех подготовки и перекачки нефти (ПГС) Покровские головные сооружения.
Проектная мощность УПСВ:
- по нефти – 1,6 млн. тонн в год.
Консорциум « Н е д р а »