Ильменевского месторождения
.pdf20
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 переходит 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 станции управления фиксирует это значение, производит
Консорциум « Н е д р а »
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 »
21
измерение плотности газированной жидкости и производит определение верхней установки накопителя 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.
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 сепаратора трехходовой кран переключается на слив жидкости.
Впроцессе повторного (и последующих) слива жидкости, при достижении значения выходного сигнала преобразователя сепаратора значения верхней установки БИОИ запускает, а при достижении значения нижней установки – останавливает таймер, после чего фиксирует значение среднесуточного объемного расхода газа в рабочих условиях и приводит его к стандартным условиям.
Впроцессе 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.
Консорциум « Н е д р а »
22
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 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.
Порядок измерений и определений параметров при втором и последующих циклах заполнения жидкостью отстойника аналогичен описанному выше.
Принцип работы АГЗУ «Спутник» Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник»
Консорциум « Н е д р а »
23
Рис.1.3
Работа установок происходит следующим образом. Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель скважин многоходовой ПСМ (1). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод
(12). В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17) поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. С помощью регулятора расхода (6) и
заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается прохождение накопившейся жидкости через
Консорциум « Н е д р а »
24
турбинный счетчик жидкости ТОР 1-50 (7) с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Проходя через счетчик ТОР 1-50, жидкость направляется в общий трубопровод. Счетчик ТОР 1-50 выдает на блок управления и индикации (БУИ) импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения, который передается по системе телемеханики в диспетчерскую. В установке предусмотрена возможность контроля работы скважин по отсутствию (за определенное время) сигналов от счетчика ТОР 1-50.
Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода ГП-1М (3) и в системе гидравлического управления повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП-1М, перемещает поворотный патрубок переключателя и на измерение подключается следующая скважина. Длительность измерения определяется установкой реле времени. Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий: дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др.
Работа установки АГЗУ «Спутник» происходит следующим образом: продукция скважин по трубопроводам,
подключенным к установке, поступает в переключатель скважин многоходовой ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. С помощью регулятора
Консорциум « Н е д р а »
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 »
25
расхода, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР 1-50 на Спутниках АМ-40 и ТОР1-60 на Спутниках Б-40 с постоянными скоростями,
что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Проходя через счетчик ТОР 1-50 (ТОР1-60), жидкость направляется в общий трубопровод. Счетчик ТОР 1-50 (ТОР1-60) выдает на блок управления и индикации (БУИ) импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения, который передается по системе телемеханики в диспетчерскую. В установке предусмотрена возможность контроля работы скважин по отсутствию (за определенное время) сигналов от счетчика ТОР 1-50 (ТОР1-60)
Управление переключателем скважин осуществляется по установленной программе или по системе телемеханики.
Длительность измерения определяется установкой реле времени. Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий: дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др.
При применении в установке счетчика газа турбинного «АГАТ» необходимо его смонтировать на газовом трубопроводе, а вторичный блок НОРД-ЭЗМ в щитовом помещении. Блок НОРД-ЭЗМ производит подсчет и регистрацию результата измерения количества газа выделившегося при рабочем давлении установки. Подробное описание устройства газа турбинного счетчика «АГАТ» приведено в его руководстве по эксплуатации. Счетчик газа турбинный «АГАТ» устанавливается потребителем.
Всистеме сбора и транспортировки нефти Ильменевского месторождения реагенты не применяются, это приводит
кболее быстрому выхода из строя трубопроводов, необходимо принять ингибитор коррозии Кормастер 1045.
Консорциум « Н е д р а »
26
Для очистки нефтепроводов от грязепарафиноотложений по трассе трубопроводов установлены паровпускные
стояки.
Выводы и рекомендации.
1.Месторождение введено в разработку в 1979 году, 35,9% протяженности выкидных линий и 48,9% протяженности нефтегазосборных сетей отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности. Рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Ильменевского 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.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.Выкидные линии скважин №27 и 28 №38 и 9002 соединены в одну, т.е. известно только суммарное значение дебита. Что недопустимо, необходимо проложить две дополнительные выкидные линии. На АГЗУ имеется 2 свободных места для подключения выкидных линий.
4.На месторождении разрабатываются только угленосные и девонские пласты, их продукция смешивается.
Т.о. присутствуют осложнения, связанные с солеобразованием по причине несовместимости попутно-добываемых вод
Консорциум « Н е д р а »
27
угленосных и девонских пластов. Раздельный сбор продукции экономически невыгоден, поэтому необходимо применять реагенты ингибиторы солеобразования.
5. НА месторождении не применяются реагенты. Рекомендую применением следующих реагентов, 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 АГЗУ. 1.3 Анализ ДНС «Широкинская»
ДНС «Широкинская» предназначена для сбора, первичной сепарации и последующей транспортировки обводненной продукции со скважин Ильменёвского, Мало-Малышевского, на Бариновскую УПСВ. Отсепарированный попутный газ подается по газопроводу на Нефтегорский ГПЗ. Схема ДНС приведена на рисунке 1.4
Продукция Ильменевского месторождения проходит предварительную подготовку в трубном водоотделителе (ТВО), при этом отделившаяся попутная вода поступает на прием стендовых скважин № 2, 3 и далее утилизируется в поглощающих скважинах № 1101, 1102 Ильменевского месторождения.
На указанных куполах (месторождениях) разрабатываются угленосные продуктивные пласты А1, А2, А3, А4, А5, Б0,
Б2, Б2+2,В1, и девонские пласты Д1, Д3, нефтепродукция которых содержит серу, сероводород, смолы, асфальтены и другие соединения и примеси.
ДНС «Широкинская» расположена севернее поселка Круглинский Богатовского района, входит в состав ЦПНГ-5
ОАО «Самаранефтегаз».
ДНС «Широкинская» была введена в эксплуатацию в 1986 году.
Консорциум « Н е д р а »