Коммунарского месторождения

27

Выводы и рекомендации

62,6% протяженности выкидных линий и 36,5% протяженности нефтегазосборных сетей отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94).

Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Западно-Коммунарского 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.

Замерные установки, применяемы на Западно-Коммунарском месторождении

В качестве устройства, замеряющего дебит водонефтяной эмульсии от добывающих скважин, применяются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» (АМ-40-8-400).

Принцип работы АГЗУ «Спутник»-А

Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник» - А представлена на рис. 4.1.

Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник»

Консорциум « Н е д р а »

28

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.

Рис. 4.1

Консорциум « Н е д р а »

29

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 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.

Консорциум « Н е д р а »

30

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 низкими температурами окружающей среды.

Выводы

Рекомендуется установить автоматическую групповую замерную установку. В качестве замерной установки рекомендуется установить ЗУ типа «ОЗНА ИМПУЛЬС», которая имеют дополнительные функции и ряд преимуществ.

Консорциум « Н е д р а »

31

«ОЗНА ИМПУЛЬС» предназначена:

-для измерения среднесуточного массового расхода жидкости;

-измерения среднесуточного объемного расхода газа;

-определения среднесуточного массового расхода нефти.

Дополнительные функции:

-измерение давления и температуры;

-измерение плотности жидкости;

-определение обводненности нефти,

-приведение расхода газа к стандартным условиям и определение газового фактора нефти. Количество подключаемых скважин составляет 1-14 шт. В дальнейшем при вводе новых скважин из бурения, для замера дебита скважины можно направить на «ОЗНА ИМПУЛЬС».

Замерные установки «Спутник» марки АМ также рекомендуется заменить на измерительные установки типа

Консорциум « Н е д р а »

32

5. Предварительная подготовка продукции на ДНС-УПСВ «Евгеньевская»

5.1 Общая характеристика объекта Наименование, назначение производственного объекта

ДНС - УПСВ «Евгеньевская» предназначена для сбора, первичной сепарации, частичного обезвоживания и последующей транспортировки обводненной продукции со скважин Евгеньевского, Можаровского, Шарлыкского,

Поплавского, Кордонного и Советского месторождений на Широкинскую ДНС.

Отсепарированный попутный газ под давлением сепарации подается в газопровод УПСВ «Евгеньевская» - НГПЗ.

На месторождениях разрабатываются угленосные продуктивные пласты А3, А4, А5, Б0, Б2, Б3, В1, и девонские пласты Дл, Д1, Д2, Д3, нефтепродукция которых содержит серу, сероводород, смолы, асфальтены и другие соединения и примеси.

ДНС - УПСВ «Евгеньевская» расположена в 6 км на северо-восток от поселка Михайловский, входит в состав ЦПНГ-5 ОАО «Самаранефтегаз».

Состав сооружений

В состав сооружений ДНС-УПСВ входят:

•Сепаратор С-1 – 1 шт.;

•Сепаратор С-2 – 1 шт.;

Консорциум « Н е д р а »

33

•НГВРП (нефтегазоводоразделитель (сепаратор)) – 1 шт;

•Блок подачи реагентов БРХ – 2 шт.;

•Нефтенасосная станция – 3 насоса ЦНС;

•Насосная пластовой воды – 3 насоса ЦНС;

•Узел учета нефти;

•Узел учета воды;

•Система измерения количества газа;

•Узел учета факельного газа;

•Емкость - Е-1;

•Емкость – Е-2;

•Емкость – Е-3;

•Операторная.

•СЦВ-Г (сепаратор центробежный вертикальный газовый)

Производительность установки

По обводненной нефти (продукция скважин) – до 5000 м3/сутки.

По попутному газу – до 80,0 тыс.м3/сутки.

Разработчик технологии процесса

Консорциум « Н е д р а »

34

Разработчик проекта – институт ОАО «Гипровостокнефть», г. Самара.

Срок ввода ДНС в эксплуатацию

ДНС введена в эксплуатацию в 1986 г.

УПСВ введена в эксплуатацию в 2001 г.

5.2 Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов и изготовляемой продукции Характеристики сырья

Сырьем для данной установки служит нефтепродукция скважин Евгеньевского, Можаровского, Поплавского,

Шарлыкского, Западно-Коммунарского месторождений. Обводненность добываемой нефти достигает 55 %, плотность

0,85 г/см3, вязкость 3,8 МПа·с. Вместе с нефтью попутно добывается нефтяной газ и пластовая вода.

Готовой продукцией является разгазированная нефть и попутный газ.

Характеристика нефти и газа приведена в табл. 5.1.

Консорциум « Н е д р а »

35

Таблица 5.1

Характеристика исходного сырья, реагентов, изготовляемой продукции

Консорциум « Н е д р а »