Описание технологического процесса

Нефть со скважин по выкидным линиям по лучевой схеме поступает на замерные установки, где осуществляется поочередный замер дебита нефти, воды и газа. После замера нефть нескольких скважин общим потоком по линиям сбора направляется к центральному манифольду.

Система сбора спроектирована на два уровня рабочих давлений, выбор которых определен допустимыми номинальными характеристиками давлений для арматуры согласно норм ANSI.

Выкидные линии от отдельных скважин к замерным установкам используют арматуру ANSI 900 и рассчитаны на давление 14,132 МПа при 90^ºС.

Линии сбора от замерных установок к центральному манифольду и магистральные трубопроводы от центрального манифольда к заводу используют арматуру ANSI 600 и рассчитаны на давление 9,428 МПа при температуре 90ºС.

Максимальное значение рабочей температуры систем сбора равно 90ºС. Минимально- допустимое значение температуры определено температурой гидратообразования (расчетная температура гидратообразования для запроектированных давлений системы сбора 28º С) и составляет З0ºС на слаг-кетчере.

Проектом предусмотрено напорная, однотрубная, герметизированная схема сбора и транспорта продукции скважин до завода обеспечивающая безопасные условия эксплуатации, охрану окружающей среды и максимальную сохранность добываемого углеводородного сырья.

Система сбора для Тенгизского месторождения была спроектирована в соответствии со специфическими требованиями технологического процесса и с учетом безопасности и надежной эксплуатации.

Система сбора Тенгизского месторождения состоит из следующих объектов:

§ устья скважин;

§ групповая замерная установка;

§ узел подключения;

§ центральный производственный манифольд с переключающим манифольдом;

§ площадка клапанов-отсекателей.

Заводской манифольд

Главное назначение системы сбора промысла является - отбор нефтегазовой смеси из эксплуатационных скважин и транспортировка ее к заводам, с общим объемом продукции 12,4 млн.тонн стабилизированной сырой нефти в год, на выходе завода с обеспечением давления не ниже 65 кгс/см² и при температуре не ниже 30 °С.

Продукция месторождения за счет пластового давления, через соответствующую фонтанную арматуру клапан-отсекатель (КО), коренные задвижки (КЗ) механическую и пневматическую, правые и левые боковые задвижки (ПБЗ и ЛЕЗ) ручные и пневматические, с постоянным штуцером и далее по манифольду скважины под давлением поступает в выкидную линию.

По выкидным линиям продукция скважин поступает на групповые замерные установки, где осуществляется автоматический поочередной замер дебита скважин по нефти, газу и воды. Замер дебита очередной скважины осуществляется на выходе из замерного сепаратора по газу и жидкости с последующей подачей их в основной коллектор, по которому продукция скважин подается далее к центральному манифольду (Таблица 1.10). Сбор продукции скважин всего месторождения осуществляется на центральном производственном манифольде, где происходит распределение продукции по магистральным трубопроводом и подается на заводской манифольд. На заводском манифольде продукция по подземному коллектору перераспределяется на слаг - кетчера. Каждая КТЛ имеет по два слаг - кетчера. Нитка-5 имеет 1 слаг - кетчера.

Таблица 1.11- Подключения эксплуатационных скважин к замерным

установкам и от замерных установок к центральному

производственному манифольдую (ЦПМ)

Устье скважины

Устья скважин промысла Тенгиз снабжены следующим оборудованием, поставляемым и разрабатываемым фирмой Камерон:

§ фонтанная арматура;

§ пульт управления и отключения скважин;

§ линии глушения скважин;

§ манифольд с компенсаторами, с дроссельными и

§ изолирующими задвижками;

§ укрытия RTU;

§ подземный клапан-отсекатель КАМКО/БЕЙКЕР.

Фонтанная арматура, оборудованная механическими задвижками и для обеспечения безопасности производства пневмоприводными задвижками, которыми можно управлять дистанционно с помощью сжатого воздуха.

Для поднятия первоначального давления в выкидной линии до 3-4 МПа (чтобы не закрылась задвижка аварийного отключения выкидной линий ЗАОВЛ) по минимальному давлению и предотвращения гидроударов при пуске скважины в работу предусмотрена подача в ней топливного газа перед пуском скважины со стороны ЗУ.

На глубине 44-130 метров на насосно-компрессорной трубе НКТ установлен клапан-отсекатель КО с гидравлическим приводом (от насоса с электроприводом или от насоса с ручным приводом, установленных на местном щите управления Камерон). При максимальном или минимальном (13,5 МПа и 5,0 МПа) давлении в выкидной линий подземный клапан-отсекатель закрывается. Подземный клапан-отсекатель закрывается после закрытия правых и левых боковых задвижек (ПБЗ, ЛПЗ) и задвижки аварийного отключения выкидной линий (ЗАОВЛ) и после закрытия коренной задвижки КЗ, а также подземный клапан-отсекатель при необходимости можно закрыть с местного пульта управления КАМЕРОН.

При необходимости глушения скважин, к затрубному пространству и к струне фонтанной арматуры, через соответствующую запорную арматуру подведены линии глушения для подключения передвижной системы глушения.