История освоения месторождения

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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

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.

r_с = 2,5 0 мм. +И ^оп_спв интервале 2561,2 - 2562,4 м = 109 мВ.

Из-за низкого качества кр. ПС µ_пс приведены ориентировочно

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

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

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).

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:

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.

Пропускная способность установки, м³/сут 4000

Суммарная установленная мощность электроприемников,

Напряжение электрических цепей электроприемников, В 380/220

Температура воздуха в замерно-переключающем блоке и

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.

· автоматическое измерение количества жидкости, нефти и газа;

· контроль за работой скважин по подаче жидкости;

· раздельный сбор обводненной и необводненной нефти;

· 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:

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

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 (Н₁-Н₅). 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».

Продукция скважин поступает в депульсатор, в котором свободный газ отделяется от нефти и отводится в каплеотбойник (К₁), минуя технологическую емкость (С₁). В каплеотбойнике газ разделяется на два потока, проходит через сетчатые отбойники, очищается от капельной жидкости через регулятор давления, направляется в газопровод. Капельная жидкость из каплеотбойника самотеком по специальным трубам подается в нижнюю часть технологической емкости. Жидкость из депульсат

Что делать, если нет взаимности? А теперь спустимся с небес на землю. Приземлились? Продолжаем разговор...

Живите по правилу: МАЛО ЛИ ЧТО НА СВЕТЕ СУЩЕСТВУЕТ? Я неслучайно подчеркиваю, что место в голове ограничено, а информации вокруг много, и что ваше право...

Что способствует осуществлению желаний? Стопроцентная, непоколебимая уверенность в своем...

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: