Кабановского месторождения2

19

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). .[2]

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. [2]

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

Консорциум « Н е д р а »

20

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.

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. [3]

После падения уровня жидкости ниже кромки горизонтального газоосушителя значение выходного сигнала преобразователя отстойника стабилизируется (при этом БИОИ фиксирует это значение, производит измерение плотности

Консорциум « Н е д р а »

21

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.

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. [3]

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

Консорциум « Н е д р а »

22

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.

Выводы по анализу системы сбора продукции скважин.

1. 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.

Консорциум « Н е д р а »

23

1.3 Анализ УПСВ «Кабановская»

На Кабановском месторождении установка предварительного сброса воды построена в 1973г.

-для сбора нефтегазоводяной эмульсии со скважин Кабановского месторождения;

-разгазирования добываемой жидкости;

-частичного сброса подтоварной воды;

-транспорта жидкости на УПН «Кабановская»;

-сбора попутного нефтяного газа.

Схема УСПВ приведена на рисунке 1.2.

На УПСВ «Кабановская» продукция от вышеперечисленных объектов поступает в нефтегазовые сепараторы С-1/1,

С-1/2 типа НГС, сепаратор нефтегазовый С-2, ёмкость подтоварной воды С-3, БУОН, где происходит частичное разгазирование нефти. Частично разгазированная и обезвоженная нефть откачивается насосами Н-1,2,3 в нефтепровод УПСВ « Кабановская» - УПН «Кабановская Газ, который выделился в емкостях С-1/1, С-1/2, С-2, ГС направляется в газопровод на УПН «Кабановская», частично сбрасывается на факел и сжигается, отделившаяся сточная вода закачивается в пласт.

Средняя обводнённость поступающей продукции81%.

Среднеостаточная обводнённость откачиваемой продукции до 10%.

Объём откачиваемой продукции – 190-210 м3/сут.

На УПСВ «Кабановская» в качестве сырья поступает нефтегазоводяная эмульсия. В процессе обработки сырья получают частично разгазированную жидкость, подтоварную воду и попутный нефтяной газ. При повышении давления

Консорциум « Н е д р а »

24

в нефтепроводе предусмотрена подача химического реагента (деэмульгатора). Деэмульгатор подается в нефтесборный трубопровод. Для защиты трубопроводов от коррозии предусмотрена подача ингибитора коррозии.

Характеристика применяемых реагентов приведена в таблице 1.8

Таблица 1.8

Характеристика применяемых реагентов

Консорциум « Н е д р а »

25

Описание технологического процесса и технологической схемы УПСВ «Кабановская».

Водонефтегазовая эмульсия по нефтесборным трубопроводам поступает на УПСВ «Кабановская» через задвижку

№1 (продукция скважин с АГЗУ-17), эл.задвижки 2, 25 (продукция скважин с АГЗУ-21) и направляется через задвижки

№4,5 в сепараторы 1-ой ступени (смотри схему) С-1/1,С-1/2 объемом 12,5м3 каждый. Давление в С-1/1, С-1/2 0,2-

0,23МПа, температура жидкости – 9-18градусов. С целью защиты сепарационных емкостей С-1/1, С-1/2 от разрушения при аварийном повышении давления на емкостях установлены предохранительные клапана ППК.

Газ после первой ступени сепарации С-1/1, С-1/2 через задвижки №10,12 и 21,23,26 и эл.задвижки 11,22 поступает в газовый сепаратор ГС, откуда после осушки через задвижку № 29,31,33,34 направляется через счетчик на УПН «Кабановская». Давление в ГС 0,22-0,25МПа. Отделившаяся после осушки газа жидкость через задвижку № 27 поступает в трубопровод от С-1/1, С-1/2. В газопровод после ГС предусмотрена подача метанола во избежание образования гидратов.

Консорциум « Н е д р а »

26

Разгазированная и обработанная деэмульгатором жидкость поступает через задвижки № 6,8,16,18,20 и эл.задижки 7,17 через счётчик в ёмкость БУОН V-100м3 , где происходит частичное отделение воды от нефти и сброс подтоварной воды при давлении 0,03-0,1МПа. При достижении уровня в БУОНе 2,0м уровнемер «ГАММА» подаёт сигнал на электрозадвижку, которая открывается и подтоварная вода поступает в С-3. При достижении уровня 1,6м электрозадвижка закрывается. С целью защиты БУОНа от разрушения при аварийном повышении давления на ёмкости установлен предохранительный клапан ППК. Жидкость с ППК в случае повышения давления сбрасывается в дренажную ёмкость ДЕ объёмом 7,7 м3. При замене счётчика поток жидкости можно направить через задвижку № 37.

Отделившаяся в БУОНе подтоварная вода через задвижки № 38,40 и через электрозадвижку № 39 поступает в ёмкость С-3 V-100м3 . Уровень в С-3 контролируется уровнемером «Гамма». Давление в С-3 0,03-0,07 МПа, температура жидкости – 9-18градусов. С целью защиты С-3 от разрушения при аварийном повышении давления на ёмкости установлен предохранительный клапан ППК. Отстоявшаяся подтоварная вода через задвижки № 44,64,65,67 подаётся через фильтр на приём шурфов № 1, 2, 3 и далее через задвижки № 63,66,68 проходя через счётчик по которому ведётся учёт закачиваемой воды, закачивается в пласт. [4]

Для защиты водоводов от коррозии в пластовую воду подаётся ингибитор-коррозии через задвижку от БР - 1.

Рекомендуемый расход – 15 г/м3. Для контроля скорости коррозии на трубопроводе для сброса пластовой воды установлен образец свидетель для контроля скорости коррозии. Содержание нефтепродуктов в пластовой воде не должно превышать 50 мг/дм3. Содержание нефтепродуктов в сточной воде определяется через каждые 12 часов путём отбора проб из пробоотборного крана расположенного на приёме шурфов.

Консорциум « Н е д р а »

27

Частично обезвоженная нефть с БУОНа через задвижку № 49 поступает в С-2 объёмом 100 м3 . Давление в С-2 0,03-

0,07МПа, температура жидкости – 9-18градусов. С целью защиты С-2 от разрушения при аварийном повышении давления на ёмкости установлен предохранительный клапан ППК. Уровень нефти контролируется уровнемером «ГАММА». При достижении уровня жидкости в сепарационной емкости 1,4м автоматически включается основной насос Н-1; 1,7м - автоматически запускается резервный насос Н-3; 1,8м - автоматически запускается резервный насос Н-2.

Если уровень жидкости поднимается выше 2,1м подаётся сигнал на диспетчерский пульт о превышении уровня жидкости в сепарационной емкости. При достижении уровня жидкости 1,5м происходит автоматическая остановка насосов. Отделившийся газ после С-2 через задвижки № 47,46,73 поступает на факел. При замене счетчика газ направляется через задвижку № 48 Далее частично обезвоженная нефть через задвижку № 50 поступает через задвижки № 51,53,55 на приём насосов Н-1,2,3 откачивается через задвижки № 52,54,56 на узел учёта, проходит через счётчик, через задвижки № 58, 59 откачивается в нефтепровод на УПН «Кабановская». При замене счётчика поток жидкости можно направить через задвижку № 57. Для определения процента обводнённости откачиваемой нефти на УПН «Кабановская» на выходе с С-2 предусмотрен пробоотборный кран. Обводнённость нефти не должна превышать 20%.

Обводнённость нефти определяется через каждые 12 часов, путём отбора проб.

Консорциум « Н е д р а »