Обустройство куста скважин, обеспечивающее добычу и сбор скважинной продукции, применяемое оборудование и его характеристики

Кустовое размещение устьев скважин в процессе бурения

В процессе бурения устья группы скважин располагаются на одной ку­стовой площадке. Это делается с целью экономии затрат при строительстве

Система сбора и подготовки нефти

скважин, их обустройстве и дальнейшей эксплуатации, что особенно акту­ально в условиях северной части Западной Сибири. Количество скважин на кусте зависит от плотности сетки размещения забоев скважин, принятой для данного месторождения, и максимально допустимых углов наклона стволов скважин, позволяющих вести безаварийную эксплуатацию и ремонт внутрискважинного оборудования в течение всего периода добычи нефти из скважины. Устья скважин размещаются на кустовой площадке по пря­мой линии, группируются в позиции по 2–5 скважин. Расстояние между скважинами в позиции – 5 метров. Расстояние между позициями должно составлять не менее 15 метров.

Рис. 1. Схема внутрикустового сбора нефтегазоводяной смеси

Устья добывающих и нагнетательных скважин оборудованы фонтанной арматурой, включающей в себя элементы запорной арматуры и приспособ­ления для проведения исследовательских работ.

Автоматизированная групповая замерная установка предназначена для замера дебита жидкости, а при наличии дополнительного оборудования возможен замер дебита нефти, воды и газа.

Дренажная емкость предназначена для дренирования сепарационных ем­костей и трубопроводов АГЗУ, а также для дренирования выкидных коллекторов добывающих скважин при проведении регламентных и аварийных работ.

Блок распределения воды предназначен для распределения воды, поступающей с КНС, по нагнетательным скважинам.

Блок дозировки реагента предназначен для доставки всевозможных химических реагентов в нефтесборный коллектор. Также возможно исполь­зование дозировочных насосов для подачи реагентов на устье скважины по дополнительному трубопроводу.

Блок местной автоматики предназначен для управления АГЗУ, сбора информации с СУ УЭЦН и УШГН и передачи собранной информации в систему телемеханики.

Кустовой трансформатор предназначен для понижения напряжения до величины, необходимой для питания электропотребителей, расположенных на кустовой площадке.

Трансформатор станции управления УЭЦН предназначен для повы­шения напряжения с целью компенсации его потерь в кабельной линии, питающей электродвигатель УЭЦН.

Станция управления УЭЦН предназначена для управления установкой ЭЦН и защиты электропогружного оборудования.

14.2.3. Первичный учет количества и качества добываемой смеси: дебит скважин, содержание попутно добываемых воды, газа, механических примесей. Устройство и принцип работы АГЗУ

Автоматизированные групповые замерные установки предназначены для автоматического измерения дебита скважин, газового фактора и со­держания воды в добываемой продукции при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля работы скважин и насосного оборудования по наличию подачи жидкости, а также для контроля герметичности неф-тесборного трубопровода от куста до ДНС по величине давления в АГЗУ. Наиболее распространены автоматизированные групповые замерные установки «Спутник А» и «Спутник Б».

«Спутник А» – конструкция серии. Существует три модификации этой серии: «Спутник А-16-14-400», «Спутник АМ-25-10-1500» и «Спутник АМ-40-(8-14)-400». Технические характеристики данных модификаций приведены в таблице 1.

Таблица 1

Технические характеристики установок серии «Спутник А»

Показатели	«Спутник А»
А-16-14-400	АМ-25-10-1500	АМ-40-(8-14)-400
Число подключаемых скважин			8-14
Рабочее давление, МПа, не более	1,6	2,5	4,0
Диапазон измерения расхода жидкости, м^3/сут	10-400	10-1500	10-400
Общая пропускная способность установки, м^3/сут:
- по жидкости	4 000	10 000	4 000
- по газу	200 000	200 000	200 000
Погрешность измерения, %	±2	±2,5	±2,5
Суммарная установленная мощность электроприемников, кВт, не более

Система сбора и подготовки нефти

Показатели	«Спутник А»
А-16-14-400	АМ-25-10-1500	АМ-40-(8-14)-400
Напряжение электрических цепей электроприемников, В	380/220	380/220	380/220
Температура воздуха в щитовом помещении, °С	5-50	5-50	5-50
Габаритные размеры, мм замерно-переключающего блока, мм:
- длина	6 400	8 350	6 350
- ширина	3 200	3 200	3 200
- высота	2 780	2 710	2 650
щитового помещения, м:
- длина	3 080	3 080	3 080
- ширина	2 200	2 180	2 180
- высота	2 680	2 430	2 430
Масса, кг:
- замерно-переключающего блока	8 000	10 000	7 100
- щитового помещения	1 600	1 600	1 600

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, контроля работы скважин по подаче жидкости, раздельного сбора обводненной и необводнен-ной нефти, подачи реагента в поток и блокировки скважин при аварийном состоянии или по команде с диспетчерского пункта. Техническая характе­ристика «Спутника Б-40-14-400» приведена в таблице 2.

Таблица 2

Техническая характеристика «Спутника Б-40-14-400»

Характеристика	Параметр
Число подключаемых скважин
Рабочее давление, МПа, не более
Диапазон измерения расхода жидкости, м^3/сут	5-400
Пределы измерения по газу, м^3/ч	до 500
Относительная погрешность измерения, %:
– по водонефтяной смеси	±2,5
– по нефти	±4
– по газу	±6
Пропускная способность установки, м^3/сут	4 000
Суммарная установленная мощность электроприемников, кВт, не более

Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата

Окончание таблицы 2

Характеристика	Параметр
Напряжение электрических цепей электроприемников, В	380/220
Температура воздуха в щитовом помещении, °С	5-50
Габаритные размеры, мм
замерно-переключающего блока
- длина	8 350
- ширина	3 200
- высота	2 710
блока управления:
- длина	3 100
- ширина	2 200
- высота	2 500
Масса, кг:
- замерно-переключающего блока	10 000
- блока управления	2 000

Установки позволяют измерять дебит нефти со следующими характе­ристиками:

– вязкость нефти, мПа·с, не более 80

– массовая доля воды в нефти, не более 0,60

– массовая доля парафина, не более 0,07

– массовая доля серы, не более 0,035

Рис. 2. Схема измерения дебита скважины на групповой установке

– содержание сероводорода и агрессивной пластовой воды,
вызывающей коррозию свыше 0,3 г/(м²·ч) не допускается

Система сбора и подготовки нефти

Оборудование групповой установки рассчитывается на подключение и сбор продукции с 8–14, а иногда и более скважин.

Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины.

Продукция скважин по сборным коллекторам (11) через обратные клапаны (8) и линии задвижек (18) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (28) в сепара­тор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12) через задвижку (23).

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17) поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жид­кости при нормальных условиях более 160 м³/м³ должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу.

С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2), обеспечивается циклическое прохожде­ние накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого, и жидкость из со­суда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже одного раза в год (давление тарировки Р_ТАР = Р_{РАБ. СОСУДА}. (1–1,25)).

Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления 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 через КП. При сраба­тывании реле включается электродвигатель гидропривода (3), и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переклю­чателя ПСМ под воздействием давления гидропривода ГП перемещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени в ре­жиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеха­ники, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла.

Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогре­вателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели.

Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании по периметру рамы крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшива­ется металлическими листами.

Дата добавления: 2017-01-14