 |
Система ингибиторов коррозии на ЗУ
|
|
|
|
Система сбора
Cистема сбора Тенгизского промысла
Устье скважины
Замерные установки
Центральный промысловый манифольд
Заводской манифольд
Центральный диспетчерский пункт
Безопасность при работе на промысле
Система закачки сточных вод
Cистема сбора Тенгизского промысла
Система сбора Тенгизского промысла была разработана в соответствии со спецификой месторождения. Она удовлетворяет всем требованиям безопасной непрерывной работы.
Система сбора Тенгизского месторождения состоит из следующих основных узлов:
· Устье скважины
· Замерная установка
· Узел переключения
· Центральный промысловый и главный манифольд
· Площадки клапанов-отсекателей
· Заводской манифольд
Целью системы сбора является доставка нефти и газа от добывающих скважин до завода. Пропускная способность системы сбора на Тенгизе 12 млн. тонн в год. На завод приходит нефть с минимальным давлением 65 кг/см3 и минимальной температурой 30°С.
Скважинная продукция поступает из пласта энергией пластового давления, на устье она проходит через фонтанную арматуру с ручными и пневматическими задвижками. Оттуда продукция выходит в выкидную линию через манифольд и штуцер AUMA. Из выкидной линии она поступает на ГЗУ. Там на выходе из сепаратора продукция одной из скважин (нефть, газ и вода) автоматически измеряется, после чего смесь поступает в коллектор. По коллектору скважинная продукция доходит до ЦПМ (центральный промысловый манифольд), который, собирая ее со всех добывающих скважин, направляет в магистральные линии. По магистральным линиям продукция поступает на заводской манифольд. Пройдя через заводской манифольд она прибывает по подземным коллекторам на слаг-кетчеры.
|
|
|
Устье скважины
Устья скважин на Тенгизе оборудованы:
· Фонтанной арматурой «Cameron» (Рис.1);
· Панелью контроля и остановки скважины;
· Линиями глушения;
· Манифольдами, штуцерами и изолирующими задвижками;
· Укрытием RTU – Remote Terminal Unit;
· Контролируемой на поверхности подземной предохранительной задвижкой SCSSV – Surface-Controlled Subsurface Safety Valve.
На месторождении Тенгиз используются ФА (фонтанные арматуры) фирмы «Cameron». Из-за высокой коррозионной активности скважинной продукции, необходима установка коррозионно-стойкого оборудования. Данные арматуры удовлетворяют этим условиям. ФА рассчитана на давление 700 бар. ФА оборудована ручными задвижками, а также пневматически приводными задвижками. По бокам располагаются задвижки на отводящие линии (wing valves). Правая боковая механическая задвижка (flow wing valve, production wing valve) находится на пути прохождения углеводородов на промысловые объекты. Левая боковая задвижка (kill wing valve) используется для нагнетания жидкостей, таких как ингибиторная жидкость. Клапаны, находящиеся посередине фонтанной арматуры называются главными клапанами (master valves), так как они находятся на пути потока флюида к поверхности. Их также два: пневматический (наверху) и механический (внизу). Пневматические задвижки можно привести в действие дистанционно, используя сжатый воздух. Компрессор сжатого воздуха находится в RTU. Перед тем, как запустить скважину, с ГЗУ к устью подают газ, чтобы поднять давление в выкидной линии 30-40 бар. Если не будет такого давления, то клапан-отсекатель выкидной линии может закрыться. Также подача газа необходима для предотвращения эффекта гидравлического удара, который последует при резком перепаде давления в скважине и на выкидной линии.
SCSSV (подземный клапан-отсекатель) выполняет функцию экстренного закрытия производственного трубопровода в случае чрезвычайной ситуации (выброс сероводорода и т.д.). Подземный клапан-отсекатель устанавливается в НКТ на глубину 44-130 метров. Клапан имеет гидравлический привод (от электрического насоса или ручного насоса, которые установлены на панели управления «Cameron»). Панель управления и все необходимое для контроля за работой скважины расположено в, так называемом, укрытии (RTU).
|
|
|
В RTU (Remote Transmission Unit) (Рис.2) также установлены: кондиционер, компрессор для пневматических задвижек, электрические щитки, дыхательные аппараты, жидкость для промывки глаз. В RTU предусмотрена система контроля, которая обеспечивает закрытое состояние выкидной линии до тех пор, пока не открыты задвижки на фонтанной арматуре.
Манифольд
Манифольд – это элемент нефтегазовой арматуры, представляет собой несколько трубопроводов, обычно закрепленных на одном основании, рассчитанных на высокое давление и соединенных по определенной схеме, и снабженных необходимой запорной арматурой. На манифольде (Рис.3) имеется измерительные приборы: манометры, термометры, располагающиеся внутри изолированного блока (на рисунке серый), температура внутри которого постоянна и равна 40 °С.
Панель управления
При максимальных (135 бар) и минимальных (50 бар) значениях давления в выкидной линии ПКО закрывается. ПКО закрывается также при закрытии правой и левой задвижек ФА и при закрытии коренной задвижки, при закрытии клапана-отсекателя выкидной линии. Предусмотрено закрытие ПКО и с панели управления «Cameron». Каждая скважина снабжена линиями глушения. Закачка в линии глушения, в целях безопасности, происходит за забором, ограждающим скважину.
Выкидные линии
Выкидные линии идут от каждой эксплуатационной скважины до узла замера многофазного потока флюида (по одному узлу на скважину), которые находятся рядом с нефтесборной магистральной линией. Линия прокладывается под землей ниже точки замерзания за исключением участка на устье скважины и его трубной обвязки. Проложенные под землей линии имеют эпоксидное покрытие из полипропиленовой пленки (FBEPP), нанесенной методом наплавления. Такое защитное покрытие хорошо показало себя в условиях высоких рабочих температур. Каждая из выкидных линий оснащена камерой запуска скребка на устье и камерой приема скребка на узле замера многофазного потока. Каждая камера запуска рассчитана на порцию ингибитора коррозии для профилактики покрытия выкидной линии. К камерам запуска и приема скребка соответственно на устье и узле замера подключен топливный газ высокого давления для прогонки скребка, промывки и осушки линии. Помимо этого предотвращению коррозии в выкидной линии способствует и катодная защита. Максимальная производительность одной выкидной линии (6``) – 1.700 тонн в день.
|
|
|
Диаметр: 114,3 мм (4,5``).
Давление на выкиде 141,32 бар.
Температура 90 °С.
Замерные установки
Элементы ЗУ:
· Трехфазный сепратор
· Манифольд
· Камера приема скребков
· Факельная система
· Камера запуска скребков
· Дренажная емкость с насосами
· Емкость и установка для ингибирования
· Укрытие RTU
Скважинная продукция поступает на ГЗУ (Рис.4) по выкидным линиям. Замерные установки предусматриваются для измерения продукции индивидуальной эксплуатационной скважины путем разделения пластового флюида с использованием испытательного сепаратора, на отдельные фазы (газ, нефть и вода) и измерения потока каждой фазы раздельно. Измерение скважинной продукции может служить двум целям:
· оценке эксплуатационных качеств скважины с точки зрения состояния резервуара;
· представления оперативных данных для руководства и для управления системой сбора.
Выкидные линии поступают на манифольд в ГЗУ через 100 мм контрольный вентиль и через регулируемый вентиль с двумя пневматическими приводами. Воздух для пневматических задвижек подается из компрессора, состоящего из двух электроприводимых компрессоров с подачей 18 см3 /час и давлением 11,38 бар. При нормальной работе один компрессор всегда контролирует ситуацию. Рабочий агент – воздух непосредственно в привод подается давлением 9,0 бар. Если давление падает и доходит до значения 7,0 бар, срабатывает сигнал в ЦДП (центральном диспетчерском пункте).
|
|
|
При выходе из манифольда поток проходит через задвижку регулировки давления и через автоматический клапан-отсекатель ESD. Задвижка – это 200 мм запорный вентиль с пневматическим диафрагменным приводом. При недопустимо высоком давлении потока вентиль прикрывается и сдерживает давление.
Клапан-отсекатель ESD (с двумя гидравлическими приводами) работает под руководством оператора или срабатывает автоматически при:
· Повышенном давлении линии сбора
· Пониженном давлении линии сбора
· Снижении давления подачи газа в приод ESD (не менее 3,3 бар.)
· Пожаре в помещении
· Скоплении горючего газа в помещении
Многофазные расходомеры Roxar и Schlumberger:
Schlumberger
• Модель VX52 - на ГЗУ 14, 17, 8, 20
• Модель VX88 на ГЗУ 9, 15, Королевская ГЗУ
• На скважинах площадки ЗСГ-1: VX88 на T-14,
VX52 на T-21, T-72, T-111, T-112, T-115, T-116
• Пропускная способность 52 мм = макс.: 2500 т/сутки
мин: 300 т/сутки
• Пропускная способность 88 мм= макс.: 4000 т/сутки
мин: 600 т/сутки
• Максимальный перепад давления для измерительной трубки вентури Vx 52 или 88 мм - 5000 мбар
Roxar (Рис.5)
• Территория Нефтесборной системы второго поколения:
ГЗУ 21, ГЗУ 24, ГЗУ 25, ГЗУ 26, ГЗУ 31, ГЗУ 33, ГЗУ 35
• Территория ЗСГ-2: T-11, T-15, T-106, T-110, T-120*, T-317, T-318, T-5442, T-5850
• Королевское ГЗУ (планируется демонтаж)
• Пропускная способность 50 мм = мин: 200 т/сутки макс.: 500 т/сутки
• Пропускная способность 76 мм = мин: 350 т/сутки, макс.: 1500 т/сутки
(*50.4 мм)
97 мм = мин: 400 т/сутки, макс.: 2700 т/сутки
Условия для обеспечения точности данных испытания:
• Устойчивость потока, по крайней мере, на 2 часа
• Положение штуцера неизменное во время испытания
• Рабочее давление в измерительной трубке: 5 бар<dP>50 мБар
• Давление и температура на устье скважины постоянны
• Работа МФР: объемный и массовый расход, плотность, газовый фактор, число ядерных частиц
• Нужны другие дополнительные данные, чтобы убедиться, что поток восстановился, и измерения через расходомер проходят правильно (данные постоянных глубинных манометров).
Факельная система
Каждая замерная установка обеспечена факельной системой, которая обеспечивает безопасное высвобождение планируемых или не планируемых выбросов газа или пластового флюида. Планируемые выбросы поступают от скребковых камер. Не планируемые высвобождения флюида поступают через предохранительные клапаны на замерных установках. Факельная установка обеспечена контрольной системой ТЕ-360, которая совершает автоматическое зажигание и контролирует подачу газа. Высота факельной трубы 35 м.
|
|
|
Система ингибиторов коррозии на ЗУ
Ингибитор подается по течению на ESD манифольда. Каждая ЗУ имеет свой агрегат по ингибированию с вместимостью 2000 литров. Насос диафрагменного типа. Подача насоса 0-35 л/ч при давлении 100 бар. На SCADA посылается сигнал в случае понижения уровня в емкости (ниже 400 мм), в случае низкой подачи насоса и если падает давление в насосе (мене 70 бар.)
Дренажная емкость
Дренажная емкость имеет такую же вместимость, что и сепаратор. Емкость оснащена подачей топливного газа. Газ нужен для добавления давления, чтобы избежать попадания кислорода. Жидкость выкачивается из емкости при помощи насоса, который также может срабатывать автоматически при повышении уровня в емкости больше 450 мм. При стравке в дренажную емкость фиксируется уровень наполнения, и при критических уровнях (150-500) получает сигнал.
|
|
|
