Котовского месторождения

35

Рис.4.1

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

Консорциум « Н е д р а »

36

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.

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 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.

Все скважины эксплуатируются в соответствии с требованиями технологических регламентов на производство работ по эксплуатации скважин. Обвязка устьевого оборудования скважин предусматривает проведение разрядки,

Консорциум « Н е д р а »

37

глушения, обработки скважин при проведении ремонтных и исследовательских работах. Для сброса давления,

стравливание газа и жидкости со скважин осуществляется в передвижную емкость – накопитель. Все режимные и технологические показатели работы скважин заносятся в технологическую карту, которая составляет на промысле ежемесячно и утверждается Первым заместителем директора ТПП по производству и Заместителем главного директора ТПП "Волгограднефтегаз" АО "РИТЭК".[6]

Давление на буфере, затрубном пространстве, выкидной линии скважин контролируется с помощью технических манометров, установленных по месту. На некоторых скважинах установлены датчики, передающие по средствам телемеханики сигнал о состоянии скважины, т.е. в работе она находится или в бездействии.

Вывод.

В последние годы появилось много новых научных и технических разработок в области повышения эффективности процесса промыслового сбора и транспорта, так, немаловажную роль в процессе сбора и подготовки пластовой продукции имеет контроль над дебитом добывающих скважин.

Однако, малодебитный фонд, к которому относится некоторая часть скважин Котовского месторождения,

контролируется по дебиту недостаточно эффективно. Средства измерения на выпускаемых установках «Спутник» не позволяют следить за их дебитом с приемлемой точностью.

Курсовой работой рекомендуется заменить АГЗУ «Спутник» АМ 40-14-500 на новое ЗУ типа «ОЗНА ИМПУЛЬС»,

которые имеют дополнительные функции и ряд преимуществ. «ОЗНА ИМПУЛЬС» предназначена:

-для измерения среднесуточного массового расхода жидкости;

-измерения среднесуточного объемного расхода газа;

Консорциум « Н е д р а »

38

- 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».

4.4. Анализ работы пункта подготовки и сбора нефти «ГЗУ-3 «Котовская»».

Сборный пункт «ГЗУ-3 Котовская» предназначен для сбора, отделения нефти от газа и воды, транспортировки продукции скважин, закачки пластовой воды для поддержания пластового давления Котовского месторождения.

Нефть с остаточным обводнением 80%масс после первой ступени сепарации и отстаивания по нефтяному коллектору направляется в цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН). Попутный газ по газовому коллектору

транспортируется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

Система сбора и транспортировки ГЖС СП «ГЗУ-3Котовская» оборудована системой автоматики, контрольно-

Консорциум « Н е д р а »

39

СП введен в эксплуатацию в 1975 году. Проект разработан институтом «ВолгоградНИПИнефть». Генеральный подрядчик – строительное управление №5 треста «Волгограднефтегазстрой».

Основное технологическое и вспомогательное оборудование На сборном пункте имеется следующее основное оборудование. 1) Сепарационная установка:

-нефтегазосепараторы С-1, С-2 – для сепарации нефти от газа;

-отстойник О-1 – для отделения нефти от пластовой воды.

2) Насосная станция:

- нефтяные насосы НК-65/240 – для отгрузки продукции нефтяных скважин на ЦППН;

- водяные насосы ЦНС-38/240 – для закачки пластовой воды в нагнетательные скважины и подачи воды в емкости для нужд ОАО «НУРС».

3)Дренажная емкость ЕП (с насосом НВ-50/50) – для дренирования жидкости из аппаратов.

4)Свеча Ф-1 для сброса газа при аварийных ситуациях.

5)Узлы замера нефти и газа.

6)Накопительная емкость Е-1 – для сброса пластовой воды.

7)Внутриплощадочные трубопроводы – для сбора и направления продукции в соответствии с технологическим регламентом:

Режим работы сборного пункта – круглосуточный, непрерывный. Технологические линии и их назначение Количество устройств линий (потоков), их назначение приводится ниже:

Консорциум « Н е д р а »

40

-линия №1 – трубопровод подачи газожидкостной смеси от скважин Котовского месторождения в С-1;

-линия №2 – трубопровод подачи газожидкостной смеси из С-1 в С-2;

-линия №3 – трубопровод подачи газожидкостной смеси из С-1 в отстойник О-1;

-линия №4 – трубопровод подачи газожидкостной смеси из О-1 в С-2;

-линия №5 – трубопровод подачи газожидкостной смеси от скважин Котовского месторождения в С-2;

-линия №6 – трубопровод подачи нефтяной эмульсии из С-2 к нефтяным насосам;

-линия №7 – трубопровод подачи продукции на ЦППН;

-линия №8 – трубопровод подачи газожидкостной смеси от скважин Котовского месторождения напрямую на ЦППН, минуя сепарацию;

-линия №9 – трубопровод возврата нефтяной эмульсии с выхода нефтяных насосов для поддержания заданного уровня в С-2 (С-1);

-линия №10 – трубопровод подачи газожидкостной смеси из О-1 на прием нефтяных насосов;

-линия №11 – трубопровод подачи продукции скважин от ГЗУ №3 во входной коллектор;

-линия №12 – трубопровод сброса нефтяного газа с С-1, С-2 на факел Ф-1;

-линия №13 – трубопровод подачи нефтяного газа от С-1, С-2 на ГПЗ;

-линия №14 – трубопровод сброса жидкости с нефтяных и водяных насосов в ЕП;

-линия №15 – трубопровод сброса жидкости с С-1, С-2, О-1, Е-1, ГЗУ№3 в ЕП;

-линия №16 – трубопровод линия подачи жидкости из ЕП на прием нефтяных насосов;

-линия №17 – трубопровод сброса пластовой воды с О-2 и Е-1 в нагнетательные скважины и емкости для хранения пластовой воды.

Консорциум « Н е д р а »

41

- линия №18 – трубопровод подачи пластовой воды из Е-1 на прием водяных насосов. Описание непрерывного технологического процесса[8]

Газожидкостная смесь (ГЖС) со скважин Котовского месторождения через депульсатор Д-1 (Д-2), поступает

всепаратор С-1 (С-2).

Всепараторе С-1 (С-2) осуществляется первая ступень сепарации. Газ из сепаратора С-1 (С-2), через регулятор давления РК-1 (РК-5), под давлением до 0,5 МПа по газопроводу диаметром 159 мм направляется на ГПЗ. Количество газа, подаваемое на ГПЗ, учитывается замерным узлом УЗ-2. Жидкость из сепаратора С-1 через регулятор уровня (РК-4) раздела фаз поступает в отстойник О-1, где происходит отделение нефти от воды. Отстойник работает при том же давлении, при котором происходит сепарация. Это необходимо для предупреждения выделения свободного газа. Из отстойника О-1 предварительно обезвоженная нефть поступает в сепаратор С-2

отстойника) соединено с газопроводом. Нефть с остаточным газом из сепаратора С-2 поступает на прием нефтяных насосов Н-1, Н-2 и перекачивается на ЦППН, для её учета существует УЗ-1. Для поддержания заданного уровня в С-2

(С-1) применяется регулирующий узел РК-3, с помощью которого часть нефти с выхода нефтяных насосов поступает обратно с сепараторы.

В аварийных ситуациях (порыв газопровода, невозможности принятия попутного газа Коробковским ГПЗ) и при некоторых технологических операциях возникает необходимость сброса газа на факел. Для его учета существует УЗ-4.

Консорциум « Н е д р а »

42

Выводы и рекомендации.

Нефть с остаточными попутным нефтяным газом после первой ступени сепарации по нефтяному коллектору направляется в цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН). Попутный газ по газовому коллектору транспортируется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

1.При подготовке нефти применяются - Деэмульгатор Реапон 4В, СТХ-5, СТХ-8, OFC-D, Decleave-1446, Decleave1573, Decleave-1266 . Ингибитор коррозии Сонкор 9701. Пенообразователь Uniseral S2. Нейтрализатор сероводорода и меркаптанов НТН.

2.В попутно добываемой воде присутствуют гидрокарбонаты, кальций, магний, которые при нагреве могут образовать нерастворимые соли (карбонаты кальция и магния). Для защиты от солеотложений в блочных трубных подогревателях рекомендую использовать ингибитор солеотложения марки «GYPTRON R4601» ТУ 2458-008-74033386- 2006.

3.На данный момент объем поступающей жидкости не снижается. Реконструкции не требуется.

Консорциум « Н е д р а »