Коренного месторождения

8

Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти

Консорциум « Н е д р а »

9

Для сбора продукции скважин на месторождении реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа. Продукция скважины № 111 Коренного месторождения под давлением, развиваемым электроцентробежным

насосом в количестве 46,9 тыс. т./год, обводненностью 24,9% по выкидному трубопроводу диаметром 89 мм, протяженностью порядка 3,4 км поступает на автоматическую групповую замерную установку АГЗУ №1 Восточного месторождения. После замера нефтегазоводяная смесь совместно со скважин №111 Коренного месторождения и скважин №№ 103, 109 Восточного месторождения поступает по нефтегазосборному трубопроводу переменного диаметра 219-273-325 мм, протяженностью порядка 9,5 км, поступает на Карагайскую УПСВ.

Карагайская УПСВ предназначена для сепарации газа от жидкости, поступающей по системе сбора со скважин Карагайского, Гайдаровского, Восточного, Коренного, Казачьего, Байкальского месторождений, а также для предварительного сброса пластовой воды и транспортировки жидкости с остаточным содержанием в ней растворенного газа по напорному трубопроводу диаметром 273х8 мм, протяженностью порядка 23 км на Горбатовскую УПСВ.

Попутный нефтяной газ Коренного месторождения, выделившийся в аппаратах Карагайской УПСВ, по сети газопроводов транспортируется через Горбатовскую УПСВ на Нефтегорский ГПЗ.

Фактический уровень использования газа Коренного месторождения составляет 99,64%.

Сведения о состоянии нефтепромысловых трубопроводов Коренного месторождения ЦДНГ № 6 ОАО «Самаранефтегаз представлены в таблице 1.4.

Консорциум « Н е д р а »

10

Система внутрипромысловых трубопроводов Коренного месторождения состоит из выкидных трубопроводов от

добывающей скважины до АГЗУ.

На состояние построенных выкидных линий и нефтегазосборных трубопроводов влияют сроки службы с момента их ввода в эксплуатацию. Длительная эксплуатация неизбежно приводит к сильному коррозионному износу, происходит постоянное уменьшение толщины стенок труб, старение изоляции, снижение прочностных характеристик трубной

стали, проявляется усталостное разрушение труб.

По действующей классификации допустимых сроков эксплуатации принято считать, что трубопроводы,

эксплуатируемые:

•до трех лет – новые;

•до десяти лет – средней продолжительности;

•более десяти лет – старые.

Следуя данной классификации, из таблиц видно, что выкидные линии и нефтегазосборные сети не отработали

нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности

(РД 39-132-94).

Консорциум « Н е д р а »

11

Технологический режим работы скважин представлен в таблице 1.5.

Таблица 1.5.

Технологический режим работы скважин

Консорциум « Н е д р а »

12

1.2 Анализ работы АГЗУ

Описание автоматизированной групповой замерной установки «Спутник» АМ-40-10-400.

Установка предназначена для периодического определения по программе количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, и контроля их работы на нефтяных месторождениях.

Основные технические данные:

-производительность – до 16 м3/час;

-количество подключающих трубопроводов от скважин – до 14 шт.;

-рабочее давление – до 40 кгс/см2.

Принципиальная схема установки – рис.1.3

Устройство и принцип работы

Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель (1) ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в замерный сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12).

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (54) поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.

С помощью расхода (6) и заслонки (54), соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости TOP 1-50 (7) с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.

За время продавки жидкость проходит через счетчик ТОР 1-50 и направляется в общий трубопровод.

Консорциум « Н е д р а »

13

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.

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 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 скважины, способов добычи, состояние разработки месторождения и др.

В установке предусмотрена возможность контроля работы скважин по отсутствию (за определенное время)

сигналов от счетчика ТОР 1-50.

При применении в установке счетчика газа турбинного «АГАТ» необходимо его смонтировать на газовом трубопроводе, вторичный блок НОРД-ЭЗМ в щитовом помещении.

Блок НОРД-ЭЗМ производит подсчет и регистрацию результата измерения количества газа, выделившегося при рабочем давлении установки.

Консорциум « Н е д р а »

14

Для путевой деэмульсации и снижения вязкости жидкости установка «Спутник Б-40-14-500» снабжена насосом – дозатором и баком для реагента. В зависимости от объема жидкости, проходящей через установку, насос – дозатор регулируется на введении определенного объема реагента, который впрыскивается в общий трубопровод.

Установки имеют электрическое освещение, обогреватели, принудительную вентиляцию. Щитовое помещение имеет естественную вентиляцию и электрические нагреватели.

Все оборудование смонтировано на металлическом основании.

На основании по периметру рамы заполняется теплоизоляционным материалом (пенопласт, жесткие минераловатные плиты) и обшивается металлическими листами.

Укрытие установки отличается легкостью, прочностью, устойчивостью к атмосферным воздействиям, хорошими теплоизолирующими свойствами.

Укрытие обеспечивает нормальные условия для работы аппаратуры и обслуживающего персонала.

Для подачи химреагентов на АГЗУ и сепарационных установках используются блочные автоматизированные установки БР-2,5, которые состоят из двух блоков, смонтированных на железобетонных блоках и укрытых теплоизолированной будкой.

Устройство и принцип действия «Спутник» АМ-40-14-400 аналогичен аппарату «Спутник» Б-40-14-500.

Принципиальная схема установки схема 1.

Назначение изделия.

Установка «Спутник» предназначена для периодического определения по программе количества жидкости,

добываемой из нефтяных скважин, и контроля их работы на нефтяных месторождениях.

Консорциум « Н е д р а »