Карповского месторождения

9

Таблица 2.2

Сведения о состоянии нефтепромысловых трубопроводов Карповского месторождения (по состоянию на 01.01.2016 г.)

Консорциум « Н е д р а »

10

Консорциум « Н е д р а »

Консорциум « Н е д р а »

12

Выводы

На Карповском месторождении осуществляется герметизированная система добычи и сбора продукции скважин. Продукция скважин Карповского месторождения под давлением, развиваемым глубинными насосами, транспортируется по герметизированной системе сбора через АГЗУ-20, 15, 2, 31 (типа «Спутник»), на которых осуществляется замер и учет дебита скважин.

Анализируя схему сбора скважинной продукции приходим к выводу, что нет возможности произвести замер дебита каждой скважины №№21,114 и 147,140. Поскольку продукция скважины 21 смешивается с продукцией скважины 114 после чего поступает на АГЗУ-20.Аналогичная ситуация со скважинами 147 и 140, совместная продукция которых поступает на АГЗУ-2. Для исправления сложившейся ситуации необходимо построить отдельные выкидные линии от скважин до замерных устройств ( №21 – АГЗУ-20, №147 –АГЗУ-2).

Добываемая продукция совместима между собой, дополнительных реагентов не требуется.

В качестве устройства, замеряющего дебит водонефтяной эмульсии от добывающих скважин, применяются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» (АМ-40-8-400), погрешность измерения установки не более 4,5%, что находится в рамках нормы.

Консорциум « Н е д р а »

13

46,15 % протяженности выкидных линий и 57,14 % нефтегазосборных сетей отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94).

Таким образом, нефтесборные система Краповского 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.

Нефтяной газ в составе продукции скважин подается по однотрубной схеме на Карповскую УПСВ под давлением,

создаваемым насосами скважин. На Карповской УПСВ газ сепарации используется на собственные нужды предприятия в качестве топлива водогрейных котлов.

Уровень использования нефтяного газа в 2015 году составил около 95%. В перспективный период развития месторождения использование попутного нефтяного газа сохранится на существующем уровне и составит не менее 95%.

Консорциум « Н е д р а »

14

3. Замерные установки, применяемы на Карповском месторождении

В качестве устройства, замеряющего дебит водонефтяной эмульсии от добывающих скважин, применяются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» (АМ-40-8-400). Распределение скважин по замерным устройствам приведены в табл. 3.1.

Таблица 3.1

Принцип работы АГЗУ «Спутник»-А

Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник» - А представлена на рис. 3.1.

Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник»

Консорциум « Н е д р а »

15

1 – выкидные линии от скважин; 2 – обратные клапаны; 3 – многоходовой переключатель скважин (ПСМ); 4 – каретка роторного переключателя скважин; 5 – замерный патрубок от одиночной скважины; 5а – сборный коллектор; 6 –гидроциклонный сепаратор; 7 – за-

слонка; 8 – турбинный счетчик; 9 – поплавковый регулятор уровня; 10 – электродвигатель; 11 – гидропривод; 12 – силовой цилиндр; 13 –

отсекатели.

Консорциум « Н е д р а »

16

Спутник-А состоит из двух блоков: замерно-переключающего и блока местной автоматики (БМА), в котором автоматически регистрируется измеренный дебит скважин, и скважины переключаются на замер. Спутник-А работает по задаваемой программе, обеспечивающей поочередное подключение на замер скважин на строго определенное время.

Продолжительность замера продукции одной скважины определяется требованиями службы разработки НГДУ при помощи реле времени, установленного в БМА.

Поочередное подключение скважин на замер осуществляется при помощи многоходового переключателя скважин

3, в который поступает продукция всех скважин по выкидным линиям 1. Каждый секторный поворот роторной каретки переключателя 4 обеспечивает поступление продукции одной из подключенных скважин через замерный патрубок 5 в

гидроциклонный сепаратор 6. Продукция остальных скважин в это время проходит в сборный коллектор 5а. В

гидроциклонном сепараторе 6 свободный газ отделяется от жидкости.

Объем жидкости скважины, подключенной на замер, измеряется путем кратковременных пропусков накапливающейся в сепараторе жидкости через турбинный счетчик 8, установленный выше уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора.

Накопление жидкости в нижнем сосуде сепаратора до заданного верхнего уровня и выпуск ее до нижнего уровня осуществляется при помощи поплавкового регулятора 9 и заслонки 7 на газовой липни. Всплывание поплавка

Консорциум « Н е д р а »

17

регулятора до верхнего уровня вызывает закрытие газовой линии и, следовательно, повышение давления в сепараторе, в

результате чего жидкость продавливается из сепаратора через турбинный счетчик 8.

При достижении поплавком нижнего заданного уровня заслонка 7 открывается, давление между сепаратором и коллектором выравнивается, и продавливание жидкости прекращается. Время накопления жидкости в сепараторе и число пропусков жидкости через счетчик 8 за время замера зависит от дебита измеряемой скважины.

Дебит каждой скважины определяют путем регистрации накапливаемых объемов жидкости в м3, прошедших через турбинный счетчик, на индивидуальном счетчике импульсов в блоке БМА. Следующая скважина переключается на замер по команде с БМА при помощи электродвигателя 10, гидропривода 11 и силового цилиндра 12, который поворачивает каретку переключателя 4 в очередное положение.

Турбинный счетчик 8 одновременно служит сигнализатором периодического контроля за подачей скважины. Если контролируемая скважина не подает жидкость, то БМА подает аварийный сигнал в систему телемеханики.

Аварийная блокировка всех скважин в случае повышения давления в коллекторе или его повреждения автоматически осуществляется при помощи отсекателей 13.

Спутник-А имеет рабочее давление от 1,5 до 4 МПа при максимальной производительности скважины по жидкости

400 м3/сут. и вязкости жидкости не более 80 сСт. При указанных параметрах паспортная погрешность измерения дебита жидкости Спутником-А равна ±2,5%. Блоки Спутника-А могут обогреваться, и поэтому они рассчитаны для применения на площадях нефтяных месторождений Западной Сибири, Коми АССР, Татарии, Башкирии и других районов,

характеризующихся

Консорциум « Н е д р а »

18

Выводы

Для измерения количества сырой нефти и нефтяного газа применяют ИУ с пределами допускаемой основной относительной погрешности измерений:

а) массы сырой нефти: ±2,5%;

б) массы нефти с содержание воды до:

-70 %: ± 6 %;

-95 %: ±15 %;

-98 %: ± 30 %;

в) объема нефтяного газа: :±5,0 %.

Указанную точность измерений обеспечивают при наличии данных плотности нефти и воды, определенных по МВИ, аттестованными и утвержденными в порядке, установленном ГОСТ 8.563.

Наиболее полно отвечает данным требованиям установки производимые заводом ОАО "ОЗНА". В технологическом блоке, которых находится насос-дозатор ингибиторов коррозии, парафиновых и солеотложений. Замеры дебита жидкости, газа и нефти в составе продукции рекомендуется осуществлять с мобильных замерных установок типа

«АСМА-Т» (производства ОАО «ОЗНА», г. Октябрьский) или применять установку измерительную транспортабельную

"Спутник ОЗНА-Квант", которая может быть смонтирована как на автоприцепе, так и на шасси высокопроходимого автомобиля. Результаты измерения выводятся на монитор компьютера, кроме того, определяется плотность нефти,

объем газа и другие параметры.

Консорциум « Н е д р а »