Загорского месторождения-2

19

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, 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 »

20

Рис.1.2

Консорциум « Н е д р а »

21

Выводы по анализу системы сбора продукции скважин:

1. Невозможность замера дебита каждой скважин, т.к. несколько скважин объединены в один коллектор, известно только суммарное значение дебита скважин. Объединенными являются скважины 3683 и 3608; 3614 и 3695, 1018 и 2629.

Для устранения данной проблемы предлагаю проложить дополнительные выкидные линии. От скв №3683 к АГЗУ-1; от скв №3695 к АГЗУ-2. Трубы гибкие полимерно металлические ГПМТ-100.

2.На месторождении добывается продукция только из пластов девона. Вся продукция совместима между собой.

3.Из таблиц видно, что 50% протяженности выкидных линий отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности. Все трубопроводы отслужившие свой нормативный срок предлагаю заменить на новые гибкие полимерно металлические ГПМТ-100.

4.Реагенты, которые используются это ингибиторы коррозии и деэмульгатор, а именно деэмульгатора для разрушения водонефтяных эмульсий - ДИН-4», ингибитор коррозии «КорМастер 1025», Для предупреждения гидратообразований (образование кристаллогидратов) в трубопроводах рекомендуется подача ингибиторов гидрообразования в районе точек сбора продукции скважин (БГ). В качестве реагента рекомендуется применение метанола.

5.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.

Консорциум « Н е д р а »

22

1.3 Анализ УКПНГ Загорская

УКПНГ Загорская предназначена для получения

•товарной нефти 1 группы качества по ГОСТ-51858-2002.

•осушенного очищенного товарного газа.

Описание технологического процесса:

Технологическая схема УКПНГ Загорская приведена на рисунке 1.3.

Газонасыщенная нефть с давлением не выше 16 кгс/см2 и температурой 5-25оС «Загорского» и «Лебяжинского» месторождений поступает в сепараторы первой ступени – С-1/1, С-1/2 в которых происходит ее сепарация от газа.

Нефтяной попутный газ из сепаратора С-1/1 через клапан-регулятор давления PCV-1102, регулирующий давление «до себя» от датчика давления РТ1102, объединяется с нефтяным попутным газом из сепаратора С-1/2 через клапан регулятор давления PCV-1202, регулирующий давление «до себя» от датчика давления РТ1202. Давление в сепараторе С-1/1 по месту контролируется манометром поз. Pi-01, в сепараторе С-1/2 манометром Рi-02. Нефть из сепаратора С-1/1

выводится через клапан-регулятор уровня LCV-1101 от датчика уровня поз. LТ1101, из сепаратора С-1/2 через клапан-регулятор уровня LCV-1202 от датчика уровня поз. LТ1202. Далее потоки нефти объединяются и подаются на установку подготовки нефти.

Показания датчиков давления, уровня контролируются и регистрируются в операторной на SCADA системе технологических компьютеров.

Консорциум « Н е д р а »

23

Сепаратор С-1/1 оборудован двумя предохранительными клапанами (СППК) с переключающими устройствами

(система «интерлог»), для предотвращения разрушения оборудования. При срабатывании СППК аварийный сброс газа производится в коллектор факельной системы низкого давления.

Сепаратор С-1/2 оборудован двумя предохранительными клапанами (СППК) с переключающими устройствами

(система «интерлог»), для предотвращения разрушения оборудования. При срабатывании СППК

Технологическая схема УКПНГ Загорская

Рис.1.3

Консорциум « Н е д р а »

24

аварийный сброс газа производится в коллектор факельной системы низкого давления.

Нефтяной попутный газ с первой ступени сепарации из сепараторов С-1/1, С-1/2 объединяется и общим потоком через задвижку 191 поступает в сепаратор ГС-4. В сепараторе ГС-4 предусмотрена подача нефтяного попутного газа второй ступени сепарации из газового сепаратора ГС-6.

Газосепаратор ГС-4 сетчатый предназначен для очистки (улавливания) капельной жидкости из нефтяного попутного газа, тем самым обеспечивая защиту измерительных приборов расхода коммерческого узла учета сырого газа

(КУУСГ-1) от попадания капельной жидкости. Сепаратор ГС-4 оборудован двумя предохранительными клапанами

(СППК) с переключающими устройствами (система «интерлог»), для предотвращения разрушения оборудования. При срабатывании СППК аварийный сброс газа производится в коллектор факельной системы низкого давления.

В газовом сепараторе ГС-4 контролируются и регистрируются следующие параметры:

−давление по датчику поз. РТ-129;

−текущие значения уровня жидкости по датчику поз. LT-128;

−от датчика поз. LS-129а осуществляется предаварийная сигнализация в операторной при предельных

верхнем значении уровня Lmax пр = 1400 мм и нижнем значении уровня L min пр = 500 мм;

− уровень жидкости, по визуальному прибору контроля уровня жидкости поз. LI-1.1;

− показания датчиков давления, уровня жидкости контролируются и регистрируются в операторной на SCADA системе технологических компьютеров.

Нефть из сепаратора выводится через клапан-регулятор уровня LCV-11 от датчика уровня LT-128 объединяется с

потоком нефти из сепараторов С-1/1, С-1/2 и подаётся на УПН.

Консорциум « Н е д р а »

25

В нижней части сепаратора ГС-4 предусмотрена ручная запорная арматура для обеспечения сброса жидкости в подземную дренажную емкость ЕД-4 (УКПНГ), газовая фаза из которой отводится в коллектор факельной системы низкого давления.

После отделения капельной жидкости в газосепараторе ГС-4 нефтяной попутный газ поступает на коммерческий замерный узел (КУУСГ № 1), где расходомерами «Метран -350» производится учет поступающего нефтяного попутного газа первой ступени сепарации. КУУСГ № 1 состоит из трёх измерительных линий. Две линии с расходомерами «Метран-350» одна в работе другая в резерве производят замер НПГ с «Загорско-Лебяженской» группы месторождений, третья линия предназначена для замера газа с ГКС «Вахитовская».

Данные с расходомеров «Метран -350» поступают на SCADA систему технологических компьютеров в операторной.

Нефтяной попутный газ по газопроводу «Вахитовская ГКС – УКПНГ Загорская» с давлением не выше 25 кгс/см2,

контроль в точке РТ1300, и температурой минус 5÷200С, поз. ТЕ1301, через задвижку В-1 входящую в обвязку камеры приёма поршней (В-100 закрыта) и через эл. задвижку ЭЗ-120э и клапан-регулятор PCV-1302 поступает в сепаратор С-1.

Показания датчиков давления и температуры контролируются и регистрируются в операторной (УКПНГ «Загорская») на

SCADA в системе технологических компьютеров.

В сепараторе С-1 происходит разделение потока на газообразную и жидкую фазу, которая образуется при транспортировке газа и при поршневании трубопровода. Уровень в сепараторе С-1 регулируется и контролируется прибором LT-1304а клапан-регулятор, которого LCV-1304 расположен на трубопроводе вывода жидкости из С-1.

Консорциум « Н е д р а »

26

Давление в сепараторе С-1 контролируется и регистрируется прибором РТ1302а, клапан-регулятор которого PCV-

1302.1 расположен на трубопроводе выхода из С-1 с регулировкой давления «до себя».

Газовая фаза из сепаратора С-1 проходит последовательно задвижки В-2, В-3, В-4, технологический замерный узел, клапан-регулятор PCV-1302.1, задвижку В-5 и подаётся на коммерческий узел учёта сырого газа (КУУСГ) измерительная линия № 3, где прибором «Ирвис-РС 4» производится учёт газа Вахитовской ГКС.

Схемой предусмотрено подача газа Вахитовской ГКС на другие измерительные линии № 1 и № 2 КУУСГ «Метран-

350» через задвижку В-7. В этом случае Вахитовский газ будет измеряться объединённым потоком с нефтяным попутным газом из сепараторов С-1/1, С-1/2. Данные с расходомеров «Ирвис-РС 4» и «Метран-350» поступают на

SCADA для регистрации в системе технологических комьютеров.

Для перевода Вахитовского газа на КУУСГ «Метран-350» необходимо открыть задвижку В-7, закрыть задвижки В- 2.3, 1.3.

В целях непрерывного процесса приёма газа Вахитовкой ГКС, схемой предусмотрено байпасирование этого потока помимо сепаратора С-1. В этом случае эл. задвижка Эз120э, клапан PCV-1302, задвижка В-2, В-3 закрываются, открываются задвижки В-10 и В-9 и газ объединяется с нефтью Загорского и Лебяженского месторождений и общим потоком поступает в сепаратор С-1/2.

Газовый конденсат из сепаратора С-1 выводится через клапан-регулятор LCV-1304, задвижки В-23, В-11 и подаётся в трубное пространство теплообменника Т-12. Давление жидкости на входе в Т-12 контролируются и регистрируются прибором РТ3204а, а температура прибором ТЕ3205а. Показания датчиков давления и температуры контролируются и регистрируются в операторной (УКПНГ «Загорская») на SCADA в системе технологических компьютеров.

Консорциум « Н е д р а »

27

Нагретый газовый конденсат в виде парожидкостной смеси через задвижку В-12 и В-13 подаётся в нефть Загорского и Лебяжинского месторождений на входе с сепаратор С-1/2 для дальнейшей переработки. Давление жидкости на выходе из Т-12 контролируются и регистрируются прибором РТ3206а, а температура прибором ТЕ3207а.

Показания датчиков давления и температуры контролируются и регистрируются в операторной (УКПНГ «Загорская») на

SCADA в системе технологических компьютеров.

В межтрубное пространство теплообменника Т-12 через отсекающий эл. клапан Эз-3200 и задвижку В-14 подаётся горячая вода от котельной. Давление воды на входе в теплообменник Т-12 контролируется и регистрируется прибором РТ3200а, температура воды прибором ТЕ3201а. Показания датчиков давления и температуры контролируются и регистрируются в операторной (УКПНГ «Загорская») на SCADA в системе технологических компьютеров. Охлаждённая вода из теплообменника Т-12 через задвижку В-15 и отсекающий эл. клапан Эз-3202 возвращается на котельную.

Давление воды на выходе из теплообменник Т-12 контролируется и регистрируется прибором РТ3202а, температура пароконденсата прибором ТЕ3203а. Показания датчиков давления и температуры контролируются и регистрируются в операторной (УКПНГ «Загорская») на SCADA в системе технологических компьютеров.

В целях непрерывного процесса приёма газа Вахитовкой ГКС схемой предусмотрено байпасирование потока жидкости помимо теплообменника Т-12. В этом случае задвижки В-11 и В-12 закрываются, а задвижка В-16

открывается и поток газового конденсата помимо теплообменника через задвижку В-13 подаётся на вход сепаратора С- 1/2.

Консорциум « Н е д р а »