КРИВОЛУКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

8

Выводы:

Криволукское нефтяное месторождение открыто в 1962 году. Разработка месторождения начата в 1967 году.

По состоянию на 01.01.2015 г. действующий фонд добывающих скважин Криволукского месторождения составляет

8 скважин: 3 в накоплении, 2 в работе, 3 – остановлены. Обводнение продукции до 96.0-99.5% в процессе многолетней эксплуатации скважин 16, 60, 400 вполне закономерно.

Действующий фонд трубопроводов отработал нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94). Нефтесборная система Криволукского 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.

Консорциум « Н е д р а »

9

Таблица 2.2

Сведения о состоянии нефтепромысловых трубопроводов Криволукского месторождения ЦДНГ № 3 ОАО «Самаранефтегаз» (по состоянию на 01.01.2015 г.)

Консорциум « Н е д р а »

10

3 Замерные установки, применяемы на Криволукском месторождении

Замер продукции скважин и ее обработка производится автоматизированными групповыми замерными установками

(АГЗУ-13, АГЗУ-18). Перечень замерных установок и гребенок с указанием соответствующих им номеров нефтяных скважин представлен в табл. 3.1.

Таблица 3.1

Перечень замерных установок и нефтяных скважин на Самодуровском 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»

Консорциум « Н е д р а »

11

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

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 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.

Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник»

Консорциум « Н е д р а »

12

Рис. 3.1

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

Консорциум « Н е д р а »

13

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.

Таблица 3.2

Техническая характеристика АГЗУ «Спутник» АМ 40-8-400»

Выводы:

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

«ОЗНА ИМПУЛЬС» предназначена:

- для измерения среднесуточного массового расхода жидкости;

Консорциум « Н е д р а »

14

-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

«ОЗНА ИМПУЛЬС».

Консорциум « Н е д р а »

15

Предварительная подготовка продукции на ДНС «Криволукская»

Наименование, назначение производственного объекта

Дожимная насосная станция (далее ДНС) «Криволукская» предназначена для приема пластовой жидкости со скважин Криволукского месторождения, её частичной сепарации, учета. Газ подается в газопровод «ДНС Криволукская» - «Отрадненский ГПЗ». Частично разгазированная нефть откачивается насосами в нефтепровод «ДНС Криволукская» - УПСВ «Ново-Запрудненская».

ДНС «Криволукская» входит в систему сбора Криволукского месторождения. Эксплуатация осуществляется ЦПНГ-4 Управления подготовки нефти и газа ОАО «Самаранефтегаз».

Территориально ДНС «Криволукская» расположена в 3-х км. южного направления от с. Бузаевка Кинельского района.

Состав сооружений:

•Площадка технологических аппаратов (сепараторы);

•Узел учета нефти;

•Узел учета факельного газа;

•Насосная внешнего транспорта нефти;

•Факельная система для сжигания газа;

•Канализационная емкость;

•Система измерения количества газа (СИКГ).

Производительность установки:

Консорциум « Н е д р а »