Коренного месторождения
.pdf15
Функциональное назначение установки.
1. Определение количества жидкости и, при наличии счетчика газа турбинного типа «АГАТ», определение количества газа с выдачей результата в блок управления или верхний уровень по системе ТМ; установка «Спутник Б 40- 14-500» дополнительно позволяет введение химреагента в жидкость;
Сигнализация отсутствия потока в контролируемой скважине.
Состав изделия.
Каждая установка состоит из технологического и щитового помещений и включает комплект запасных частей,
инструмента и принадлежностей.
Технические данные АГЗУ представлена в таблице 1.6.
Таблица 1.6
Технические данные АГЗУ |
|
1.Диапазон дебитов, подключенных к установке скважин, м3/сут, в |
|
пределах |
от 1 до 400 |
2.Рабочее давление, МПа (кгс/см2), не более |
4,0 (40) |
3.Количество подключаемых к установке «Спутник» скаважин, шт. |
|
Б40-14-500 |
14 |
АМ40-14-400 |
14 |
АМ40-10-400 |
10 |
АМ40-8-400 |
8 |
4.Параметры питания электрических цепей: |
|
род тока |
переменный |
напряжение, В |
380/220 |
допустимое отклонение напряжения, % |
от -15 до +10 |
частота переменного тока, Гц |
50+1 |
потребляемая мощность, кВА, |
не более 10 |
5.Характеристика окружающего воздуха: |
|
Консорциум « Н е д р а »
16
интервал температур, оС |
от -50 до +45 |
средняя температура наиболее холодной пятидневки, оС, |
не ниже |
относительная влажность воздуха при температуре 20оС,% |
-40 |
6.Характеристика рабочей среды: |
|
температура, оС, в пределах |
от 5 до 70 |
кинематическая вязкость при температуре 20 оС,м2/с, в пределах |
от 1*10-6 |
|
до 120*10-6 |
содержание воды в жидкости, объемная доля, %, в пределах |
от 0 до 98 |
содержание сернистых соединений в массовой доле, % |
не более 3 |
количество примесей механических, мг/л, не более |
3000 |
размер механических примесей, мм, не более |
5 |
содержание сероводорода, объемное, % |
до 2 |
7.Исполнение приборов, устройств и электрооборудования |
взрывоза- |
технологического помещения |
щищенное |
8. Исполнение электрооборудования щитового помещения |
обыкновенное |
9.Средняя наработка на отказ установок должна быть, ч, не менее: |
|
по функции измерения количества жидкости (участвуют |
|
переключатель скважин многоходовой, регулятор расхода, счетчик |
1700 |
жидкости турбинный, блок управления и индикации, заслонка) |
|
по функции контроля подачи (участвуют счетчик жидкости |
2250 |
турбинный, блок управления и индикации) |
|
Устройство и принцип работы.
Принципиальная схема установок показана на рис.1.3. Работа установок происходит следующим образом.
Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель (1) ПСМ. 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.
Консорциум « Н е д р а »
17
С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР 1-50 (5) 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.
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 телемеханика.
При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода счетчик ГП-1М (3) и 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 уставкой реле времени.
Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий: дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др.
В установке предусмотрена возможность контроля работы скважин по отсутствию (за определенное время)
сигналов от счетчика ТОР 1-50.
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
|
18 |
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.
Структура условного обозначения установок:
Спутник АМ40 – 14 – 400 – 01
01 – вид запорного органа на переключатель скважин многоходовой и на байпас.
400 – верхний предел измерения, м3/сут.
14 – количество подключаемых скважин.
40 – предельное рабочее давление, кг/см2.
АМ – тип установки.
Спутник – шифр установок.
Консорциум « Н е д р а »
19
Рис.1.3
Консорциум « Н е д р а »
20
Выводы по анализу системы сбора продукции скважин:
1.В настоящее скважины №111 и №212 имеют одну выкидную линию, поэтому неизвестен точный дебит каждоый скважины. На самом Коренном месторождении АГЗУ нет, продукция идет на АГЗУ-1 Карагайского месторождения. В дальнейшем при бурении новых скважин на Коренном месторождении, необходимо установить новую АГЗУ, и к ней подключить все скважины.
2.Степень правдоподобности получаемой информации. АГЗУ на месторождении работают в нормальном режиме т.к.: обводненность не превышает 98%, максимальное содержание парафина не превышает 7%, содержание сернистых соединений не более 3 %. Свойства добываемой продукции входят в допустимые пределы измерений. Замена АГЗУ не требуется.
3.На месторождении разрабатываются только девонские потоки. Поэтому осложнения, связанные с солеобразованием по причине несовместимости попутно-добываемых вод угленосных и девонских пластов, отсутствуют.
4.Из таблиц видно, что внутрипромысловые трубопроводы не нуждаются в замене, т.к. максимальный эксплуатации 3 года. Но необходимо заменить трубопровод от АГЗУ-1 до УПСВ Карагайская (но он уже относится к Карагайскому месторождению). Трубопроводы отслужившие свой нормативный срок предлагаю заменить на новые Гибкие полимерно-металлические трубы. ГПМТ-100.
5.Реагенты, которые используются это ингибиторы коррозии и деэмульгатор, а именно деэмульгатора для разрушения водонефтяных эмульсий - деэмульгаторы: Диссольван-4490, ДоуфаксДФ-70 № 14, ингибитор солеотложения «СНПХ–5312», ингибитор коррозии «КорМастер 1025», вполне устраивают и подходят к добываемой
продукции. Деэмульгатор подается непосредственно на каждой АГЗУ.
Консорциум « Н е д р а »
21
1.3 Анализ УПСВ Карагайская
Карагайская УПСВ предназначена для получения:
− сепарации газа от жидкости, поступающей по системе сбора со скважин Карагайского, Гайдаровского,
Восточного, Коренного, Казачьего, Байкальского месторождений;
− предварительно обезвоженной нефти из пластовой жидкости скважин Карагайского, Восточного, Коренного,
Байкальского месторождений;
−сепарированной нефти для дальнейшего транспорта на Горбатовскую УПСВ и далее на Нефтегорское НСП;
−пластовой сточной воды с последующим использованием в системе заводнения Карагайского месторождения и для закачки в поглощающие скважины;
−нефтяного газа с давлением, обеспечивающим его дальнейший бескомпрессорный транспорт.
Технологическая схема УПСВ Карагайская приведена на рисунке 1.4.
На площадке Карагайской УПСВ размещается следующее оборудование:
−КДФ (концевой делитель фаз) для обезвоживания нефти поступающей с Карагайского и Байкальского месторождений, V=100 м3 – 1 шт.;
−аппарат обезвоживания нефти Р-1, поступающей с Восточного месторождения, V=100 м3 – 1 шт.;
−нефтяной буфер-сепаратор 1 ступени Е-2 (буферная емкость), V=100 м3 – 1 шт.;
−аппарат очистки воды О-1, V=100 м3 – 1 шт.;
−водяной буфер-сепаратор Е-1, V=100 м3 – 1 шт.;
−узел учета газа;
Консорциум « Н е д р а »
22
−узел учета факельного газа;
−узел учета воды;
−газовый сепаратор СЦВГ;
−насосы откачки нефти Н-1,2,3,4 типа ЦНС 60-264 – 4 шт., Н-5,6 типа ЦНС 38-220 – 2 шт.;
−водяные насосы Н-7, Н-8 УЭЦН-5А-700-800, УЭЦН-5А-500-800 – 2 шт.;
−дренажные емкости ЕД, Е-3, Е-4, Е-5 V=12 м3 – 4 шт.;
−сепаратор газовый для осушки попутного нефтяного газа ГС-1, V=10 м3 – 1 шт.;
−сепаратор газовый для отделения газа при сбросе жидкости с предохранительных клапанов, ГС-3, V=4 м3 – 1
шт.;
− реагентное хозяйство БР-1,2.
Описание технологического процесса Карагайской УПСВ
Процесс обезвоживания организован отдельными технологическими потоками: девонская продукция Карагайского и Байкальского месторождений, девонская продукция Восточного и Коренного месторождений, девонская продукция Гайдаровского месторождения, девонская продукция Казачьего месторождения.
Обводненная нефть с месторождений принимается на гребенку, с которой Карагайский и Байкальский потоки по трубопроводу поступают в концевой делитель фаз (КДФ), предназначенный для сброса основного количества свободной пластовой воды. Для улучшения разделения водонефтяной эмульсии в трубопровод перед КДФ подается реагент-
деэмульгатор.
Консорциум « Н е д р а »
23
Вода из КДФ сбрасывается в аппарат очистки воды О-1 от нефтяной пленки и далее насосом Н-8 подается в систему ППД, а избыток в систему поглощения.
Нефть, уловленная в аппарате О-1, сбрасывается либо в дренажную емкость Е-4, либо в трубопровод перед нефтяным буфером Е-2. В дренажную емкость Е-4 производится также опорожнение аппаратов КДФ, Р-1, Е-5 и сброс через газовый сепаратор ГС-3 жидкости с предохранительных клапанов у аппаратов. Технологическая схема Карагайской УПСВ
Рисунок 1.4
Консорциум « Н е д р а »