Курманаевского месторождения

19

учета времени подготовительных работ), ч, не более

1 –выкидные линии от скважины; 2- специальные обратные клапаны; 3 - многоходовой переключатель скважин ПСМ; 4 - каретка роторного переключателя скважин; 5 - замерный патрубок; 6 - гидроциклонный сепаратор; 7 -заслонка, 8-турбинный счетчик; 9 - поплавковый регулятор уровня; 10 - гидропривод; 11 -электродвигатель; 12 - отсекатели; 13 -сборный коллектор; 14 -силовой

цилиндр; 15 –БМА

Рисунок 1.2.

Продукция скважин но выкидным линиям подается в многоходовой переключатель, который действует как вручную, так н автоматически. Каждому положению этого переключателя соответствует подача на .замер продукции

Консорциум « Н е д р а »

20

одной скважины. Продукция данной скважины направляется в газосепаратор, состоящий из верхней и нижней емкостей.

Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор, направляется в сборный кат-лектор.

Нефть из верхней емкости газосеиаратора перетекает в нижнюю, здесь ее уровень повышается, и при определенном положении поплавка закрывается заслонка на газовой линии газосеиаратора. Давление в газосепараторе повышается, и

нефть начинает поступать через счетчик-расходомер в сборный коллектор. После этого уровень жидкости и нижней емкости снижается, поплавок опускается с открытием заслонки газовой линии, после чего процесс повторяется.

Продолжительность этого цикла зависит от дебита скважины.

В блоке местной автоматизации регистрируются накапливаемые объемы жидкости, прошедшей через счетчик-

расходомер (СР).

Следующая скважина включается на замер по команде с БМА с помощью гидропривода.

Установка «Спутник-А» работает но определенной (заданной) программе, при этом каждая скважина поочередно включается на замер на определенное время.

Счетчик-расходомер является одновременно сигнализатором подачи скважин. В установке предусмотрена возможность измерения количества газа с помощью диафрагмы,

установленной в газосепараторе Количество газа но каждой скважине на АГЗУ измеряется дифференциальными манометрами и диафрагмами.

После автоматического измерения продукции но каждой скважине смесь жидкости и газа направляется на установки сепарации, откуда - на установку подготовки нефти. Здесь расход газа измеряют самопишущими расходомерами Л11-430 и Д11-Й32. Механические примеси в нефти определяют по простой методике: пробу нефти

Консорциум « Н е д р а »

21

разбавляют бензином, фильтруют, высушивают и твердый остаток взвешивают. Количество солей в нефти устанавливается лабораторным анализом.

В отличие от установок типа «Спутник – А» рассматриваемые установки предназначены для измерения не только дебита скважин, но также для определения количества воды и газа в продукции скважин.

Кроме того, в конструкции установки предусмотрены устройства для подачи химических реагентов в поток нефти с целью ее деэмульсации.

Установки типа «Спутник – Б» разработаны в двух модификациях: «Спутник-Б-40-14/400», «Спутник Б-40-24/400».

Различие их заключается лишь в числе подключаемых скважин (14 или 24).

Обозначения в шифрах аналогичны обозначениям в шифрах установок типа «Спутник–А».

Установка «Спутник–Б» предназначена для: 1) автоматического переключения скважин на измерение по программе или по команде диспетчера; 2) автоматического измерения общего количества жидкости, а также дебита скважин по нефти и газу; 3) автоматического контроля подачи жидкости из скважин; 4) автоматического измерения обводненности скважин; 5) автоматической подачи реагента в поток жидкости; 6) автоматической блокировки скважин и групповой установки в случае возникновения аварийных ситуаций.

Конструктивно установка «Спутник–Б» подобно установкам «Спутник–А» состоит из двух блоков: замерно – переключающего и управления. Оба блока смонтированы в утепленных помещениях на специальных рамных основаниях, обеспечивающих удобную транспортировку установок.

В замерно – переключающем блоке размещаются (рис. 3): многоходовой переключатель скважины ПСМ – 4 7;

гидравлический привод ГП – 1 11; поршневые отсекающие клапаны КПР – 11 6, устройство для измерения дебита нефти

Консорциум « Н е д р а »

22

типа «Импульс» с гидроциклонным сепаратором 3, регулятором давления 2 и турбинным расходомером ТОР – 1 9;

газовый счетчик «Агат» 4; датчик влагомера УВН – 1 5; дозирующий насос 12 для подачи реагента НД – 0,5Р10;

термометр сопротивления типа ТЕРМ С – 1 10; манометр узкопредельный типа «Агат» 8.

В блоке управления размещаются: блок местной автоматики и индикации; силовой блок; устройство, фиксирующее количество газа, жидкости и чистой нефти; устройство, регистрирующее на перфоленте номер групповой установки и номер скважины, время измерения в ч, суммарные данные измерений, состояние объекта; измерительный блок влагомера; электронный блок и блок питания счетчика нефти; регистратор счетчика газа; блок телемеханики.

Для обеспечения нормальных условий работы в зимнее время и поддержания плюсовой температуры оба блока комплектуются подогревательными устройствами и вентиляторами.

Замерно – переключающий блок установки «Спутник–Б»

Консорциум « Н е д р а »

23

Рис.1.5

Принцип действия установки (рис. 4) заключается в следующем. Продукция скважин, подключенных к групповой установке, направляется на многоходовой переключатель 1 замерно – переключающего блока. В переключателе продукция одной скважины через замерный патрубок направляется в замерный сепаратор 4 устройства «Импульс», где газ отделяется от жидкости. Одновременно продукция всех остальных скважин поступает в сборный коллектор.

Принципиальная схема установок «Спутник–Б»

Консорциум « Н е д р а »

24

Рис. 1.6.

Выделившийся в сепараторе газ через регулятор давления 6 и газовый счетчик 8 поступает в общий коллектор, где вновь смешивается с жидкостью, идущей от скважин. Незначительная часть газа отбирается из газовой линии для питания пневматических устройств и, в частности, газораспределительного устройства 7.

Жидкость подключенной на измерение скважины скапливается в нижней части сепаратора и затем за счет избыточного давления, поддерживаемого регулятором давления 6, продавливается через счетчик нефти 11, влагомер 16

и клапан 13 в общий коллектор.

Следует отметить, что на линии сброса нефти устанавливается также устройство для поверки и тарировки турбинного расходомера 12.

Дебит подключенной скважины измеряется за счет кратковременных (импульсных) пропусков через турбинный счетчик типа ТОР накапливающейся в сепараторе жидкости. Одновременно датчиком влагомера измеряется

Консорциум « Н е д р а »

25

обводненность нефти. Данные о количестве жидкости, газа и их влагосодержании в виде электрических сигналов поступают в регистрирующее устройство, где эти сигналы обрабатываются и регистрируются. Затем в конце измерения специальным устройством считываются результаты измерений, суммируются и суммарные показания регистрируются.

В процессе работы установки в поток жидкости насосом – дозатором НД – 0,5Р10/100 автоматически подается реагент, способствующий более эффективной деэмульсации нефти.

Время измерения дебита каждой скважины определяется специальной программой, задаваемой реле времени,

располженным в блоке местной автоматики (БМА).

По команде с БМА многоходовой переключающий кран подключается к измерительной линии новой скважины.

При возникновении аварийных ситуаций на групповой установке, в основном при понижениях или повышениях давлений в рабочем коллекторе за допустимые пределы, отсекающие клапаны 2 и 3 по команде с БМА перекрывают замерную и рабочую линии (см. рис. 4). В свою очередь, БМА получает аварийный сигнал от электроконтактного манометра 18 типа ЭКМ 8, установленного на рабочем коллекторе. При этом обесточивается пилотный клапан гидропривода 17 и отсекающие клапаны под действием пружин перекрывают проходные сечения указанных коллекторов. При срабатывании отсекателей на замерном и рабочем коллекторах повышается давление во всей системе и скважины останавливаются: фонтанные – при помощи отсекателей, установленных на выкидной линии,

механизированные – за счет отключения привода.

Системой автоматизации групповой установки предусмотрена аварийная сигнализация на диспетчерский пункт

(ДП) при: а) блокировке групповой установки; б) отсутстви подачи скважины; в) отключении электроэнергии; г)

неисправностях в системе измерения дебитов скважин. Кроме того, на ДП передаются результаты измерения дебита

Консорциум « Н е д р а »

26

отдельных скважин. Связь с ДП осуществляется телемеханическим каналом при помощи соответствующей аппаратуры телемеханики (например ПАТ «Нефтяник»), размещенной на ДП и групповой установке.

Выводы и рекомендации.

1.Замерить отдельно дебиты скважин 3355 и 3354; 1705 и 3325; 1698 и 1685, 231 и 1728, 200 и 237 невозможно так как их продукция попарно смешивается, необходимо переобвязать линии скважин для замера дебита скважин по отдельности. На АГЗУ имеются свободные места для подключения данных скважин.

2.На месторождение были опробованы две марки реагентов-деэмульгаторов Рекорд 118, ДИН-8. Оба хорошо справляются с посталенной задачей. Замена на требуется.

3. На Курманаевском месторождении более 93% трубопроводов эксплуатируются более 20 лет, поэтому они сильно изношены в следствии длительной эксплуатации, что не допустимо. Предлагаю изношенные трубопроводы заменить новыми, а точнее на современные новые гибкие метало пластиковые трубы. Они обладают меньшей шероховатостью,

более долгим сроком эксплуатации.

4.На месторождении добывается только продукция карбона. Пластов девона нет. Добываемая продукция совместима между собой.

5.Степень правдоподобности получаемой информации. АГЗУ на месторождении работают в нормальном режиме т.к.: обводненность не превышает 98%, максимальное содержание парафина не превышает 6%, содержание сернистых соединений не более 3 %. Свойства добываемой продукции входят в допустимые пределы измерений. Замена

Консорциум « Н е д р а »

27

1.3 Анализ УПСВ «Курманаевская».

Курманаевская установка предварительного сброса пластовой воды (УПСВ) предназначена для предварительного обезвоживания и сепарации нефтей Курманаевского, Шулаевского, Ново-Медведкинского, Красногвардейского и Скворцовского месторождений и предназначена для получения:

•предварительно обезвоженной нефти с целью ее дальнейшего транспорта на центральный пункт сбора –

Бобровскую УПН;

•очищенной и дегазированной пластовой сточной воды, используемой в качестве рабочего агента в системе заводнения Курманаевского месторождения;

•нефтяного газа, который после Курманаевской ГКС транспортируется на Бобровскую ГКС.

Технологическая схема УСПВ приведена на рисунке 1.3

Курманаевская УПСВ построена на базе существующей ДНС и введена в эксплуатацию в 1992 г. Курманаевская УПСВ расположена в Курманаевском районе Оренбургской области. Разработчик проекта – институт

«Гипровостокнефть» г. Самара.

В 2003-2004 г. ООО «ВолгоУралНИПИгаз» произведена реконструкция установки. Реконструкция предусматривает замену устаревшего сепарационного оборудования, установку нового факельного хозяйства, блока подогрева эмульсии,

дренажных емкостей, систему аварийного сброса нефтяной эмульсии. В проект включены технические решения по использованию газа первой ступени сепарации на собственные нужды.

В состав УПСВ входят:

Консорциум « Н е д р а »