Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







История освоения месторождения





ВВЕДЕНИЕ

 

Современная система сбора нефти имеет разветвленную сеть трубопроводов различного назначения. Многие из них проложены в сложных природно-климатических условиях. Так, в некоторых районах добычи нефти заболоченность и обводненность территории составляет около 70 %. Эффективная работа промысловых трубопроводов может быть обеспечена при поддержании их надежности на достаточном уровне. Несмотря на возрастающие требования к строительству и эксплуатации промысловых нефтепроводов, по многим причинам возникают аварийные ситуации. Аварии внутри промысловых нефтепроводов часто сопровождаются большими потерями нефти и загрязнением окружающей среды. При этом простаивают скважины, что также приводит к потере добычи. На ликвидацию одной крупной аварии и ее последствий на промысловых нефтепроводах в заболоченных участках затрачивается 23525 тыс. руб. и 10 - 20 суток.

Добыча нефти для нефтяной компании ЮКОС является основной. И хотя потери нефти в результате аварий на нефтесборных коллекторах наносят значительный ущерб компании, эти потери несравнимы с ущербом, который наносится окружающей природной среде. А так как охрана окружающей среды - проблема государственной важности, природоохранные мероприятия компании являются одним из основных направлений нашей работы.

Настоятельное требование времени, чувство ответственности перед потомками, понимание экологической безопасности как части безопасности национальной - вот те факторы которые заставляют компанию применять новые методы, экологически безопасную технику, оборудование и технологию для обеспечения безаварийной эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Ведь тот ущерб, который природе наносят люди в процессе своей производственной деятельности, не должен тяжким грузом лечь на плечи тех, кто придет на нашу Планету после нас.



Именно поэтому проблема аварийности в системах нефтесбора является важной и актуальной.

 

ОБЩАЯ ЧАСТЬ

 

Характеристика района работ

 

Южно-Сургутское месторождение расположено в междуречье реки Обь и протоки Юганская Обь в 20 км к северо-востоку от города Нефтеюганска.

В геоморфологическом отношении описываемый район представляет собой слаборасчлененную, неравномерно заселенную равнину, наклоненную на север - к долине реки Обь.

Климат района резко континентальный.

Наиболее крупным населенным пунктом на описываемой территории является город Нефтеюганск. С Южно-Сургутским месторождением он соединен бетонной дорогой. В пределах месторождения имеется несколько деревень (Романовская, Каменный мыс) и железнодорожная станция Островная.

 

 

Физико-географический очерк

 

 

В тектоническом отношении Южно-Сургутское месторождение приурочено к Сургутскому своду, расположено в его юго-восточной части. Сургутский свод принадлежит к числу самых крупных положительных структур I порядка Западно-Сибирской платформы.

Месторождение представляет собой моноклинальный склон, осложненный структурными насосами и небольшими куполами. По опорному отражающему горизонту "Б" (кровля верхней юры) угол падения слоев склона составляет 3°50'. Свод оконтуривается на юге и востоке изолинией - "2800", на западе - "2900", на севере - "3000". Амплитуда его 350-500 м. Нефтеносность установлена в отложениях горизонта Б10 (пласты Б110, Б210, Б310) берриас валанжинского яруса, в васюганской свите (пласт Ю1), в тюменской свите (пласт Ю2).

Основные запасы сосредоточены в горизонте Б10 - 95,5%. Запасы юрских отложений невелики Ю1 - 4%, Ю2 - 0,5%. Месторождение по объему запасов относится к разряду крупных, балансовые запасы нефти более 0,5 млрд.т. Размеры месторождения 25*25 км. Общая площадь месторождения - 36690 га. На севере переходит в Западно-Сургутское месторождение. На северо-востоке по горизонту Б10 зоной замещения отделяется восточный участок, ранее относимый к Восточно-Сургутскому месторождению. Анализ морфологии основного горизонта Б10 показывает, что его пласты накапливались в прибрежно-морской зоне бассейна седиментации в момент проявления интенсивных тектонических движений.

Песчаный материал, приносимый с юга (вдоль восточного склона Пимского вала), распределяется таким образом, что наиболее отсортированные осадки значительной мощности накапливались на бортах Южно-Сургутского заливообразного погружения. В прибрежных частях происходило постепенное выклинивание пластов и его глинизация за счет поступления пилитового материала с местных источников сноса. Глубина залегания горизонта 2350 м.

Отложения васюганской свиты (пласт Ю1) на месторождении представлены морскими осадками, приурочены к кровле свиты и развиты не на всей площади. Глубина залегания 2810 м.

Отложения пласта Ю2 накапливались преимущественно в обстановке континентального бассейна, это определило низкие фильтрационно-емкостные свойства коллектора. Глубина залегания 2800-2850 м.

Анализ материалов большого объема разведочного и эксплутационного бурения выявил сложное строение всех продуктивных горизонтов. Все выделенные пласта литологически неоднородны, наблюдается резкая фациальная изменчивость по разрезу и по площади Ю1 а также изменчивость характера насыщения.

 

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

Тектоника

 

 

Западно-Сибирская платформа, в полепротезойское время относится к молодым и характеризуется трех ярусным строением (фундамент, промежуточный этаж и чехол). Верхний структурно-тектонический этаж мезазойско-кайнозойский, типично платформенного, формировавшийся в условиях длительного устойчивого погружения фундамента, характеризуется слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизма пород, слагающих осадочный чехол платформы. Отложения мезазойско-кайнозойского возраста содержит основные промышленные скопления нефти и изучены гораздо лучше других. В тектоническом отношении Южно-Сургутское месторождение приурочено к Сургутскому своду и расположено в его юго-восточной части.

Сургутский свод принадлежит к числу самых крупных положительных структур первого порядка Западно-Сибирской платформы. По верхнеюрскому отражающему горизонту "Б" свод оконтурен на юге и востоке изолинией "-2800 м"; на западе "-2900 м" и на севере "-3000 м". Его амплитуда - 350-500 м. Вверх по разрезу амплитуда свода постепенно уменьшается.

Сургутский свод граничит на северо-западе с Надымской, юго-западе - Ханты-Мансийской и юге - Юганской мегавпадинами. На востоке - Ярсомовский прогиб, он отделяется от Нижневартовского свода; на севере - системой небольших впадин от Пурпейского свода.

На западе, на границе Ханты-Мансийской и Надымской мегавпадин, через небольшую седловину Сургутский свод сочленяется с Зенковской структурной зоной.

В пределах Сургутского свода и смежных районов в процессе нефтепоисковых работ выявлены крупные скопления нефти, которые контролируются фациальным замещением вверх по восстановлению нефтеносных пластов с одной стороны и положением зеркала водонефтяного контакта - с другой.

К залежам такого типа на Сургутском своде относятся залежи пласта БС10. Перед накоплением пласта БС10 центральная и западная части Сургутского свода испытывали интенсивные тектонические подвижки, приведение к тому, что отдельные участки были выведены из под уровня моря. На склонах этих поднятий и в прогибах, разделявших их в это время происходило накопление песчаников пласта БС10.

В пределах южного склона Западно-Сургутского поднятия имел место палеовыступ в пределах которого пласт БС10 не накапливался. Структурный нос в виде суши существовал в пределах Сайгатинского поднятия, к юго-западу от Сургутского и к юго-востоку от Южно-Сургутского локальных поднятий.

Таким образом на южном склоне Сургутского свода между Сайгатинским и Сургутским палеовыступами имело место заливообразное погружение, в пределах которого происходило накопление пласта БС10.

Песчаный материал, приносимый с юга (вдоль восточного склона Пимского вала), распределялся таким образом, что наиболее отсортированные осадки значительной мощности накапливались на бортах Южно-Сургутского заливообразного погружения. В сторону западного, северного и восточного бортов этого погружения происходило постепенное выклинивание пластов. В самых прибрежных частях рассматриваемой зоны (полоса 5-8 км) наряду с выклиниванием пласта отмечается его слабая глинизация за счет поступления пилитового материала с местных источников сноса.

По опорному отражающему горизонту "Б" (кровля верхней юры) Южно-Сургутское месторождение представляет собой моноклинальный склон Сургутского свода. Угол падения слоев составляет 3°50'. Причем на такой довольно пологой поверхности отмечается большое количество малоамплитудных куполков и впадин размерами от 500*600 м до 2*3 км.

Вдоль западной границы месторождения от Сайгатинской структуры протягивается довольно "узкий и длинный" структурный нос почти меридианального простерания. На структурных картах по кровле продуктивных пластов БС11, БС310, БС210, БС110.

По всем пластам в районе скважины № 16 отмечается наличие небольшого самостоятельного купола высотой около 20 м и размерами 2,5*3,5 км. По пласту БС110 Южно-Сургутское месторождение в контуре нефтеносности имеет размеры 17*20 км, с амплитудой около 70 м, углы падения 3°50'.

На структурных картах по кровле вартовской, покурской и ганькинских свит структурный план Южно-Сургутского поднятия в общих чертах сходен со структурным планом по кровле коллекторов пласта БС110.

Отмечается, что к началу готеривского века был сформирован современный структурный план Сургутского свода.

В пределах почти всех локальных поднятий полностью сформировались все мелкие структурные отложения. К концу накопления отложений вартовской свиты тектоническая деятельность почти прекратилась. Следующая вспышка тектонической активности приходится на пеоген-четвертичный этап, к началу которого уже полностью сформировался структурный план Южно-Сургутского поднятия.

Анализ морфологии структурного плана Южно-Сургутского поднятия и условия формирования песчано-глинистых отложений горизонтов БС10 и БС11 показывает, что они накапливались в прибрежно-морской зоне бассейна седиментации в момент проявления интенсивных тектонических движений. Не исключена возможность проявления разрывных нарушений в нижней части осадочного чехла.

 

 

Стратиграфия

 

 

Стратиграфия описана в таблице 2.1.

 

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Фонд скважин

 

 

Проектный фонд, по горизонту Б10 составляет 2355 скважин, в том числе: 1521 добывающих, 681 нагнетательных, 70 резервных. Фонд контрольных - 23, водозаборных 10, зависимых - 60.

По пласту Ю1 проектный фонд составляет 133 скважины, в т.ч. 78 добывающих, 35 нагнетательных, 20 резервных.

В настоящее время горизонт Б10 почти полностью разбурен, по пласту Ю1 разбурена центральная часть.

В процессе разбуривания месторождения были изменены проектные положения некоторых скважин. На некоторых участках, главным образом в краевых зонах, было пробурено 104 дополнительные скважины (81 добывающая и 23 нагнетательных).

По состоянию на 1.01.98 г. на балансе НГДУ находится 2364 скважины (из них 1747 добывающих и 617 нагнетательных). На балансе НГДУ по состоянию на 1.01.97 г. находится 28 разведочных скважин (27 из них относится к добывающему фонду, 1 к нагнетательному).

К объекту 1Б10 относится 13 разведочных скважин: 5 из них находятся в добыче, 8 - в консервации. К объекту 2Б10 относится 2 разведочные скважины: 1 - в добыче, 1 - в консервации.

4 разведочные скважины относятся к совместному фонду: 3 - в добыче, 1 нагнетательная находится в бездействии.

9 разведочных скважин относятся к пласту Ю2: 8 находятся в консервации, 1 контрольная.

Горизонт Б10 является основным горизонтом на месторождении. Добывающий фонд по нему составляет 1439 скважин, нагнетательный - 423 скважины. По горизонту выделяются два объекта: 1Б10 и 2Б10.

До 1988 года фонд скважин по горизонту Б10 рос, в 1988 году он достиг максимального значения, добывающий - 1381 скважина, нагнетательный 465 скважин. Из добычи выбывает большое количество скважин более 100 скважин в год, из них более половины из отработки под закачку. Всего с начала разработки выбыло 872 скважины с учетом выбытия под закачку. Значительное число скважин выбывает в консервацию или в пьезометрические. Осуществлялись переводы с одного объекта на другой. Всего таких скважин 69 - 65 из них переведены с пласта Б210 на Б110, 4 скважины с Б110 на Б210. Совместный фонд составляет 25 % от всего эксплутационного: 39 % по Б110 и 42% по Б210.

В основном скважины работают мехспособом - 83 % от действующего фонда. Преобладающий способ эксплуатации - ЭЦН.

По объекту 1Б10 основная часть фонда (66 %) расположена в юго-восточной зоне монолитного строения пласта. По объекту 2Б10 основная часть (78 %) расположена в водонефтяной зоне пласта Б210. Пласт Б310 вскрыт в небольшом числе скважин объекта 2Б10 - около 6 %.

Весь фонд на месторождении распределен по четырем цехам. Самый большой цех № 3, к нему относится 37 % фонда, к цеху № 4 - 32 %, к цеху № 5 - 25 %, к цеху № 7 - 6 %.

По пласту Б1 эксплутационный фонд составляет 33 скважины. Все скважины механизированы.

 

 

З А К Л Ю Ч Е Н И Е

по промыслово-геофизическим исследованиям

в скважине № 1519 (к. 126) Южно-Сургутской площади.

24.04.90 г.

В скважине проведены исследования: ст. каротаж 1 : 200, БКЗ 5 зондами, боковой и индукционный методы, инклинометрия, резистивиметрия, УЗБА в контуре.

Материал хорошего и удовлетворительного качества.

rс = 2,5 0 мм. +И опсп в интервале 2561,2 - 2562,4 м = 109 мВ.

Инд. пл. Интервал залегания пласта Интервал интерпретации. µпс ик rэф rп Литол. хар-ка Хар-р насы- щения Заключо продук Примеча-ние
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.
БС110 2554 - 2555,6   2554,4 - 2555,6   2557 - 2557,6   2558,4 - 2560,4 0,48 6,4     В о з м     В о з м о ж н о     о ж н о уплотнен     уплотнен

 

Продолжение таблицы 3.7.  
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.  
      2561,2- 2562,4   2563 - 2565,4   2565,6 - 2566,4 1,0     0,88     0,52 5,5     8,7     5,2   П     П     ПСГ НЯ     Н     НЯ не ясно     нефть     не ясно    
  БС2+310 2569,2 - 2569,2 - 2570,6 0,6 7,3     ПГ   Н   нефть    
    2573,6 - 2576,4   2577 - 2580,8   2581,6 - 2583,6 0,76     0,75     0,95     9,7     6,6     5,3   ПГ     ПГ     П Н     ПН, СН   В нефть     нефть с водой   вода    
Ачим.   2796 - 2930,4 - замещена            
ЮС0 2954,4 - 2979,6 - По данному комплексу ГИС судить о коллекторских свойствах и характере насыщения не представляется возможным.            
ЮС1     2982 - 2982,4 - 2985,2   2986,4 -   2993,4 - 2994,2 0,85-0,87     0,95-     0,79 13,3-   24-16           П   П-ПГ     ПГ Н   Н     Н      
ЮС1     2993,4 - 2994,2   2995 - 2996,6   2997,6 - 2999,2   0,79     0,78     0,79           9,2     ПГ     ПГ   Н     Н, ПН   ПН, СН        

Ниже проницаемые интервалы водоносны.

Из-за низкого качества кр. ПС µпс приведены ориентировочно

 

 

Таблица 3.8.

З А К Л Ю Ч Е Н И Е

по промыслово-геофизическим исследованиям

в скважине № 2069 (к. 126) Южно-Сургутской площади. 8.11.89 г.

В скважине проведены исследования: ст. каротаж 1 : 200, БКЗ 5 зондами, боковой и индукционный методы, инклинометрия, резистивиметрия, УЗБА в контуре.

Материал хорошего качества.

rс = 2,7 0 мм. +Исп в интервале 2433 - 2436 м = 87,5 мВ. Макс. Угол - 26°

Инд. пл. Интервал залегания пласта Интервал интерпретации. µпс ик rэф rп Литол. хар-ка Хар-р насы- щения Заключо продук Примеча-ние
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.
БС110   2491,6 - 2491,6 - 0,43 7,5   ПСГ Н нефть Неодно- родный по плот-ности
    2494,8 - 0,47-0,54 8,3-11   Характер уплотнения и насыщения определиться после РК.
    2498 - 2501,4 0,91 17,2   П Н нефть Неодно- родный
                  по плот- ности
      2501,4 - 0,7 13,5   ПГ Н нефть  
БС2+310 2507 - 2549,4 2507 - 2508,6 0,49 8,0   ПСГ Н нефть Сниже- ние соп- ротивле- ния в по- дошве связано, возможно с глинис- тостью
    2512 - 2516,6 0,89 13,5-15,7   П Н нефть В средней части уп- лотнен
    2518 - 2522,4 0,93 11,7   П Н нефть  
    2523,6 - 2526,6 0,9   П Н нефть  
  С глубины 2526,6 м rэф снижается до 5,9 мм - пласт водоносный. Ачимовская пачка 2734-2821 - практически замещена
ЮС0 2917 - 2917,4 - 2919,4 0,65   ПГ Н нефть Неодно- родный по плот- ности
Продолжение таблицы 3.8.
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.
    2921 - 2926 0,7-0,82   ПГ-П Н нефть  
    2927 - 2932,6 0,73 24-19   ПГ Н нефть  
    2934 - 0,47 13,5   ПСГ Н нефть  
Ниже глубины 2935 м пласт замещен.
 

ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

Применяемые ГЗУ «Спутник»

 

 

Блочные автоматизированные замерные установки предназначены для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости, а также для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважин или установки в целом при возникновении аварийных ситуаций.

На Южно-Сургутском месторождении наиболее распространены блочные автоматизированные групповые замерные установки «Спутник А» и «Спутник Б».

Блочные установки типа «Спутник А». Спутник А - базовая конструкция серии блочных автоматизированных замерных установок. Существует три модификации этих установок: «Спутник А-16-14-400», «Спутник АМ-25-10-1500» и «Спутник АМ-40-14-400».

В указанных цифрах первая цифра обозначает рабочее давление, на которое расчитана установка; вторая - число подключенных к ней скважин и третья - наибольший дебит измеряемой скважины (м3/сут).

Установки состоят из двух закрытых обогреваемых блоков: замерно-переключающего и щитового.

Исполнение блоков позволяет эксплуатировать их при температуре окружающей среды от -55 до +50 єС и относительной влажности воздуха до 80%.

Техническая характеристика установок типов «Спутник А» и «Спутник АМ» приведена в таблице 4.1.

Установка работает следующим образом (рис. 4.1).

Продукция скважин по выкидным линиям I, последовательно проходя через обратный клапан 1 и задвижку 2, поступает в переключатель скважин типа ПСМ 4, после которого по общему коллектору II через поршневой отсекающий клапан КПР-1 8 направляется в сборный коллектор IV системы сбора.

В переключателе ПСМ продукция одной из скважин через замерный отвод III с поршневым отсекающим клапаном 7 направляется в двухъемкостной замерный гидроциклонный сепаратор 9, где происходит отделение газа в жидкости. Газ по патрубку V проходит через заслонку 11 регулятора уровня 10 и по трубопроводу VI поступает в общий сборный коллектор IV, где смешивается с замеренной жидкостью и с общим потоком продукции остальных скважин.

Отделившаяся в верхней емкости сепаратора жидкость поступает в нижнюю емкость и накапливается в ней. По мере повышения уровня нефти поплавок регулятора уровня поднимается и по достижении верхнего заданного уровня действует на заслонку 11 на газовой линии, перекрывая ее. Давление в сепараторе повышается и жидкость из сепаратора начинает вытесняться через счетчик ТОР-1 12. При достижении жидкостью нижнего уровня поплавок открывает газовую линию, давление в сепараторе падает, и начинается новый цикл наполнения жидкости в нижней емкости.

Регулятор уровня в гидроциклонном сепараторе обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик с постоянными скоростями, что позволяет проводить измерение количества продукции скважин с малыми погрешностями и в широком диапазоне измерения дебитов. Во время слива жидкость проходит через счетчик ТОР-1 и направляется в общий коллектор.

Переключение скважин на замер осуществляется блоком управления периодически. Длительность замера определяется установкой реле времени. При срабатывании реле времени включается электродвигатель 6 гидропривода ГП-1 5 и в системе повышается давление. Привод 3 переключателя ПСМ под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подключается следующая скважина.

Продолжительность замера устанавливается в зависимости от конкретных условий - дебита скважин, газового фактора; пульсации потока, способов добычи, состояния разработки месторождения и т.д.

При раздельном сборе безводной и обводненной нефти скважины по очереди подключаются к переключателю ПСМ.

Например, продукция скважин, подающих безводную нефть, направляется в обводную линию и далее в коллектор безводной нефти, а продукция скважин, подающих обводненную нефть, поступает в переключатель скважин ПСМ. Дебит каждой из этих скважин измеряется как было описано выше, продукция скважин поступает в коллектор обводненной нефти.

Переключение скважин с обводненной линии на переключатель скважин ПСМ и обратно осуществляется в ручную.

Установки типа «Спутник А» оснащаются приборами контроля, управления и автоматического регулирования, поставляемыми комплектно с установкой (манометром ОБМ, электроконтактным манометром ВЭ-16руб, регулятором расхода, турбинным счетчиком ТОР-1, регулятором уровня, соленоидным клапаном КСП-4, поршневым разгруженным клапаном КПР-1, гидравлическим приводом ГП-1, блоком управления и индикации БУИ-14).

Комплекс приборов обеспечивает:

автоматическое измерение дебита скважин;

контроль за работой скважин по наличию подачи жидкости;

автоматическую блокировку скважин при отклонении давления в общем коллекторе от нормального, или по команде с диспетчерского пульта.

При отсутствии подачи скважины, поставленной на замер, блок местной автоматики выдает аварийный сигнал в систему телемеханики.

Аварийная блокировка всех скважин осуществляется автоматически при помощи клапанов-отсекателей 7 и 8 в случае повышения или понижения давления в коллекторе IV (например, при запарафинивании или порыве). При этом на диспетчерский пункт подается аварийный сигнал.

Установки позволяют измерять дебит нефти со следующими характеристиками:

Вязкость нефти, мПа*с, не более 80

Массовая доля воды в нефти, не более 0,95

Массовая доля парафина, не более 0,07

Содержание сероводорода и агрессивной пластовой воды,

вызывающей коррозию свыше 0,3 г/(м2*ч) не допускается

 

Блочная установка типа «Спутник Б-40-14-400» предназначена для автоматического измерения количества нефти и газа, осуществления контроля за работой скважин по подаче жидкости, раздельного сбора обводненной и необводненной нефти, подачи реагента в поток и блокировки скважин при аварийном состоянии или по команде с диспетчерского пульта.

Рекомендуется применять в системах внутрипромыслового сбора продукции скважин, не содержащих сероводород и прочие агрессивные компоненты.

Состоит из двух закрытых обогреваемых блоков: замерно-переключающего и блока управления.

Оба блока смонтированы в утепленных помещениях на специальных рамных основаниях, обеспечивающих удобную транспортировку установки.

В замерно-переключающем блоке размещается многоходовой переключатель скважин ПСМ-4, гидравлический привод ГП-1, поршневые отсекающие клапаны КПР-1, устройство для измерения дебита нефти типа «Импульс» с гидроциклонным сепаратором, регулятором давления и турбинным расходомером ТОР-1, газовый счетчик «Агат», датчик влагомера УВН-1, дозирующий насос НД-0,5Р10 для подачи реагента.

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

Установка рассчитана на работу при температуре окружающей среды от - 55до + 55 єС и относительной влажности воздуха до 80%.

Техническая характеристика «Спутника Б-40-14-400» приведена ниже.

Число подключенных скважин 14

Рабочее давление, МПа 4

Пределы измерения по жидкости, м3/сут 5-400

Пределы измерения по газу, м3/ч До 500

Относительная погрешность измерения, %:

по водонефтяной смеси ± 2,5

по нефти ± 4

по газу ± 6

Пропускная способность установки, м3/сут 4000

Суммарная установленная мощность электроприемников,

В, не более 10

Напряжение электрических цепей электроприемников, В 380/220

Температура воздуха в замерно-переключающем блоке и

щитовом помещении, єС 5-50

Габаритные размеры, мм:

замерно-переключающего блока 8350*3200*2710

блока управления 3100*2200*2500

Масса, кг:

замерно-переключающего блока 10000

блока управления 2000

Установка работает следующим образом (рис. 4.2).

Продукция скважин по выкидным линиям I, последовательно проходя через обратный клапан 4, задвижку 2, поступает в переключатель скважин 3. В переключателе продукция одной скважины через замерный патрубок и поршневой отсекающий клапан КПР-1 5 направляется в замерный сепаратор 7 устройства «Импульс», где газ отделяется от жидкости. Продукция остальных скважин, пройдя через поршневой отсекающий клапан КПР-1 6, поступает в сборный коллектор II.

Выделившийся в сепараторе 7 газ проходит через датчик 12 расходомера «Агат 1П», заслонку 11 и далее поступает в сборный коллектор, где смешивается с общим потоком.

Жидкость направляется в нижнюю полость сепарационной емкости и за счет избыточного давления, поддерживаемого заслонкой 11, продавливается через турбинный счетчик нефти 8, регулятор расхода 9 и датчик влагомера 10 в сборный коллектор.

Регулятор расхода 9 и заслонка 11, соединенная тягами с осью поплавка, обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик 8 с постоянными скоростями, что позволяет измерять дебит скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.

При раздельном сборе безводной и обводненной нефтей скважины поочередно подключаются к ПСМ. В этом случае продукция скважин, подающих безводную нефть, направляется в обводную линию 1 и далее в коллектор безводной нефти III, а продукция скважин, подающих обводненную нефть, поступает в переключатель скважин ПСМ и затем в коллектор обводненной нефти II. Дебит каждой из этих скважин измеряется описанным выше способом. Переключение скважин с обводной линии на переключатель скважин ПСМ и обратно осуществляется вручную.

На установке предусмотрена возможность подачи химреагентов в коллектор обводненной нефти. Для этой цели в замерно-переключающем блоке смонтирован дозировочный насос типа НД-0,5Р 10/100 с блоком для реагента 13.

Установка «Спутник Б» оснащена приборами контроля, управления и автоматического регулирования, поставляемыми комплектно с установкой- манометром ОБМ, электроконтактным манометром ВЭ-16 руб, регуляторами уровня и расхода, счетчиком нефти турбинным ТОР-1, счетчиком газа турбинным АГАТ-III, влагомером УВН-2МС, гидравлическим приводом ГП-1, соленоидным клапаном КСП-4, поршневым разгруженным клапаном КПР-1, блоком управления и индикации БУИ.

Комплекс приборов обеспечивает:

· автоматическое измерение количества жидкости, нефти и газа;

· контроль за работой скважин по подаче жидкости;

· раздельный сбор обводненной и необводненной нефти;

· подачу реагента в поток;

· автоматическую блокировку скважин и установки при отклонении

давления от нормального в общем коллекторе или по команде с диспетчерского пульта.

При отклонении давления в сборном коллекторе от допустимого отсекающие клапаны 5 и 6 по команде с БУИ перекрывают замерную и рабочую линии. При этом обеспечивается пилотный клапан КСП-4 гидропривода и отсекающие клапаны под действием пружин перекрывают сечения указанных коллекторов. При срабатывании отсекателей в выкидных линиях скважин повышается давление, и скважины останавливаются: фонтанные - отсекателями, установленными на выкидной линии, механизированные - за счет отключения электропривода.

Системой автоматизации установки предусмотрена аварийная сигнализация на диспетчерский пункт (ДП) при блокировке групповой установки, отсутствии подачи скважины, отключении электроэнергии и неисправностях в системе измерения скважин. Кроме того, на ДП передаются результаты измерения дебита отдельных скважин. Связь с ДП осуществляется телемеханическим каналом при помощи соответствующей аппаратуры телемеханики, размещенной на ДП и групповой установке.

Установка позволяет измерять нефть со следующими характеристиками:

Вязкость нефти, мПа*с, не более 80

Массовая доля воды в нефти, не более 0,6

Массовая доля парафина, не более 0,07 Массовая доля серы, не более 0,035 Содержание сероводорода и агрессивной пластовой воды,

вызывающей коррозию скважины свыше 0,3 г/(м2*ч) не допускается

 

 

Дожимные насосные станции

 

 

В настоящее время используется несколько вариантов технологической схемы дожимных насосных станций (ДНС):

n I вариант - технологическая схема ДНС обеспечивает сепарацию газа без предварительного сброса пластовой воды;

n II вариант - технологическая схема ДНС обеспечивает сепарацию газа с предварительным сбросом пластовой воды;

n III вариант - технологическая схема обеспечивает перекачку газожидкостной смеси без разделения продукции скважин на фазы.

На Южно-Сургутском месторождении используется I вариант - технологическая схема обеспечивает сепарацию газа без предварительного сброса пластовой воды. В свою очередь вариант I делится на два подварианта, отличающиеся друг от друга установленным оборудованием:

n Iа - сепарация газа в сепараторах типа НГС (ГП 805);

n Iб - для сепарации газа используются блочные сепарационные установки типа УБС производства НПО «Салаватнефтемаш».

 

 

4.3.1. Описание технологической схемы (вариант Iа)

 

 

Принципиальная схема варианта Iа представлена на рис. 4.3., экспликация оборудования - в таблице 4.2.

Продукция скважин с температурой 20 єС и давлением 0,6 МПа

Сепараторы I ступени приняты типа НГС производства НПО «Салаватнефтемаш» обеспечивают максимальную производительность ДНС по жидкости. Запаздывание продукции скважин в аппаратах составляет 5,5 минут.

После сепараторов жидкость поступает на блочную насосную станцию типа НПС, укомплектованную центробежными насосами типа ЦНС (Н15). Насосные агрегаты выбраны в результате гидравлического расчета «насос-труба» в соответствии с объемами перекачки и необходимым поступает в сепараторы I ступени (С1, С2), где происходит отделение основного количества газа от нефти. От превышения давления на сепараторах установлены предохранительные клапаны - рабочий и контрольный. Сброс газа при срабатывании контрольных предохранительных клапанов происходит в факельную систему, работающих в атмосферу. давлением, обеспечивающим транспорт жидкости на Усть-Балыкский ЦПС.

Отбор жидкости насосами из сепараторов регулируется с помощью датчика уровня жидкости в сепараторах и регулирующим клапаном с электроприводом типа УЭРВ.

После блочной насосной станции жидкость поступает на блочную установку оперативного учета нефти (БУУН-0). Данная установка предназначена для автоматического измерения, индикации и регистрации объема , массы нефти и состоит из двух блоков измерительных линий (БИЛ1, БИЛ2). Пройдя учет, жидкость поступает в нефтепровод внешнего транспорта.

Газ первой ступени поступает в газосепаратор (ГС), где освобождается от капельной жидкости, затем через регулирующий клапан и счетчик газа поступает в газопровод. Регулирующий клапан, установленный после газосепаратора (ГС) держит давление сепарации равное 0,6 МПа. В случае аварии на газопроводе весь газ подается на факел. Конденсат из газосепаратора самотеком поступает в трубопровод жидкости после сепараторов (С1, С2).

 

 

4.3.2. Описание технологической схемы (вариант Iб)

 

 

Принципиальная технологическая схема данного варианта представлена на рис. 4.4., экспликация оборудования - в таблице 4.3.

Продукция скважин с температурой 20 єС и давлением 0,6 МПа поступает на блочную автоматизированную установку (УБС1, УБС2), выпускаемую НПО «Салаватнефтемаш».







ЧТО ПРОИСХОДИТ, КОГДА МЫ ССОРИМСЯ Не понимая различий, существующих между мужчинами и женщинами, очень легко довести дело до ссоры...

Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам...

ЧТО ПРОИСХОДИТ ВО ВЗРОСЛОЙ ЖИЗНИ? Если вы все еще «неправильно» связаны с матерью, вы избегаете отделения и независимого взрослого существования...

Что вызывает тренды на фондовых и товарных рынках Объяснение теории грузового поезда Первые 17 лет моих рыночных исследований сводились к попыткам вычис­лить, когда этот...





Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:


©2015- 2022 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.