Красноярского месторождения

16

допустимой точностью.

3.Рациональность сложившейся системы сбора продукции скважин:

Система сбора на месторождении построена в соответствии с “Унифицированными технологическими схемами сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов” (РД 39-0148311-605-86).

4.Совместимость добываемой продукции:

В настоящее время процесс сбора нефти на Красноярском нефтяном месторождении осуществляется следующим образом: углеводородная продукция со скважин по выкидным трубопроводам Ду 80 и 100 мм собирается на замерных установках типа АГЗУ «Спутник» (10 ед.), откуда по нефтесборным коллекторам Ду 100, 150 и 200 мм поступает на Красноярскую установку подготовки нефти (УПН). Продукция совместима.

5.Рациональность использования применяемых реагентов:

Для подготовки нефти на УПН используются реагенты, которые подробно описаны в главе 4.

6. Срок службы и тип применяемого основного оборудования:

По срокам эксплуатации общий фонд трубопроводов распределяется следующим образом:

−срок эксплуатации более 30 лет – 3,213 км;

−срок эксплуатации 20-30 лет – 0,954 км;

−срок эксплуатации 10-20 лет – 7,054 км;

−срок эксплуатации до 10 лет – 29,285 км.

Во избежание аварийных ситуаций (отказов) трубопроводов, рекомендуется проводить тщательную диагностику

Консорциум « Н е д р а »

17

(ревизию) трубопроводов.

Для подключения скважин, вводимых в эксплуатацию из бездействия, ликвидации или консервации, необходимо произвести замену выкидных трубопроводов из стали по которым срок эксплуатации истек, с учетом длительного простоя, и, следовательно, повышенного коррозирования.

С учетом высокой обводненности добываемой продукции и длительного срока эксплуатации части трубопроводов,

во избежание аварийных ситуаций (отказов), рекомендуется провести тщательную диагностику (ревизию) старого фонда трубопроводов с капитальным ремонтом и заменой аварийно-опасных участков трубопроводов, где это необходимо.

Основными показателями, определяющими техническое состояние трубопроводов, при проведении ревизии,

являются:

-состояние металла труб, наличие коррозионных повреждений, как от воздействия транспортируемого продукта,

так и от электрохимкоррозии;

-состояние изоляционных покрытий;

-эффективность работы средств электрохимзащиты, т. е. поддержание защитных потенциалов на достаточном

уровне;

-необходимая механическая прочность трубопроводов, определяемая по результатам испытаний на прочность и герметичность;

-состояние переходов через водные преграды, автомобильные и железные дороги;

-состояние запорной, регулирующей и предохранительной арматуры;

Консорциум « Н е д р а »

18

- выявление всех конструктивных и технологических изменений с момента предыдущей ревизии, внесение их в исполнительные схемы и согласование с проектной организацией.

7. Пути утилизации попутного газа и пластовой воды:

Пластовая вода, сброшенная на УПН, в настоящее время утилизируется в системе ППД. В настоящее время качество воды по содержанию мех. примесей и нефтепродуктов соответствует требованиям ОСТ 39- 225-88. 5% попутно выделившегося газа сжигается, остальное используется на собственные нужды установки.

3. Замерные установки, применяемые на Красноярском 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. 3.1.

Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник»

Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник»

Консорциум « Н е д р а »

19

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. 3.1

Спутник-А состоит из двух блоков: замерно-переключающего и блока местной автоматики (БМА), в котором

Консорциум « Н е д р а »

20

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, установ-ленного 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.

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

Консорциум « Н е д р а »

21

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 пе-риодического 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.

Недостаток Спутника-А – невысокая точность измерения расхода нефти расходомером турбинного типа,

обусловленная плохой сепарацией газа от нефти в гидроциклонном сепараторе вследствие попадания в счетчик 8 вместе с жидкостью пузырьков газа.

Таблица 3.1

Технические характеристики АГЗУ «Спутник» АМ-40-8-400

Консорциум « Н е д р а »

22

Выводы

Замер продукции скважин будет осуществляться при помощи существующих замерных установок.

Рекомендуется применение АГЗУ «Спутник», по типу применяемых на месторождении в настоящее время, либо АГЗУ «Озна-Массомер», предназначенных для автоматического периодического определения дебитов нефтяных скважин по жидкости и контроля за работой нефтяных скважин. Установки АГЗУ «Спутник» состоит из двух блоков:

технологического и аппаратурного. Технологический блок установок «Спутник» состоит из замерного сепаратора,

переключателя скважин многоходового ПСМ, счетчика жидкости ТОР1_50, регулятора расхода, привода гидравлического ГП1М, задвижек и клапанов обратных. В аппаратурном блоке установлены: блок управления и индикации, блок питания. Метод измерения объемный. Возможно подключение от 1 до 14 скважин.

Консорциум « Н е д р а »

23

Измерительная установка «ОЗНА-Массомер» основана на принципе измерения разделенных потоков газа и жидкости массовыми кориолисовыми расходомерами и определения обводненности продукции скважин поточным влагомером или косвенным методом, с возможностью учета растворенного газа. Установки рассчитаны на подключение

1-14 скважин.

4. Подготовка нефти до товарных кондиций на установке подготовки нефти «Красноярская»

Наименование, назначение производственного объекта

Установка подготовки нефти (УПН) «Красноярская» цеха подготовки нефти и газа № 4 (ЦПНГ-4) Управления подготовки нефти и газа (УПНГ) ОАО «Самаранефтегаз» предназначена для разгазирования, обезвоживания и термохимической обработки пластовой нефти добываемой со скважин Красноярского, Белозёрского и Северо-

Каменского месторождений с последующей утилизацией пластовых вод.

Состав сооружений

Всостав сооружений, рассматриваемых в данном регламенте, входят:

•блок обезвоживания (№ 1);

•блок сепарации (№ 2);

•реагентный блок (№ 3);

•реагентный блок на ПСН

•блок очистки и утилизации пластовой воды (№ 4);

•нефтесливная эстакада (№ 6);

Консорциум « Н е д р а »

24

•факельное хозяйство

•операторная;

•узел учета нефти с двумя измерительными линиями – 1 шт;

•Узел учёта нефти на входящем потоке -1шт.

•узел учета воды - 2шт;

•система измерения количества газа, сжигаемого на факеле -1 шт;

•система измерения количества газа, подаваемого в газопровод – 1шт.

•система измерения количества газа, подаваемого на дежурную горелку – 1шт

•факельная система.

Производительность установки

Проектная мощность установки составляет:

-по жидкости 10000 м3/сут при обводненности до 90% по нефти;

-по нефти до 2500 м3/сут;

-по воде до 7500 м3/сут.

Фактическая производительность установки составляет:

-по жидкости 8000 м3/сут;

-по нефти до 1700 м3/сут;

-по воде до 6500 м3/сут.

Консорциум « Н е д р а »