Система сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

скважина нефть газ месторождение

Система сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях -- это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до пунктов подготовки нефти, газа и воды.

Каждое месторождение имеет свои особенности, связанные с природо-климатическими условиями, размещением скважин, способами, объемами добычи и физико-химическими свойствами нефти, газа и воды. Поэтому на каждом месторождении применяют такую систему сбора продукции скважин, которая наиболее приемлема для месторождения.

Добываемая нефть -- смесь нефти, газа, минеральной воды, мех. примесей и других попутных компонентов, должна быть собранна из рассредоточенных на большой территории скважин и обработана как сырье для получения товарной продукции -- товарной нефти, нефтяного газа, а также пластовой воды и сточной воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт.

В настоящее время сбор и подготовка нефти -- единая система перечисленных технологических процессов, когда сбор совмещается с подготовкой нефти.

Современная система нефтегазосбора и подготовки -- это сложный комплекс трубопроводов, блочного автоматизированного оборудования и аппаратов, технологически связанных между собой. Она должна также обеспечить:

- предотвращение потерь нефтяного газа и легких фракций нефти от испарения на всем пути движения и с самого начала разработки;

- отсутствие загрязнения окружающей среды, вызываемого разливами нефти и воды;

- надежностью функционирования каждого звена и систему целиком;

- высокие технологические показатели работы.

Во многих технологических процессах широко применяют высокопроизводительное автоматизированное оборудование, работающее без постоянного присутствия обслуживающего персонала, возможные химические реагенты и т.д. Разработаны и успешно внедряются унифицированные технологические комплексы сбора и подготовки продукции нефтяных скважин. Широкое распространение индустриальные методы строительства нефтепромысловых объектов с использованием блочного автоматизированного оборудования.

Первостепенное значение имеет снижение потерь нефти и газа на месторождениях и при их транспортировке. Постоянно повышаются требования к качеству подготовки нефти.

При разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений предъявляют высокие требования к поддержанию чистоты территории и охране водоёмов от попадания в них загрязнённых производственных и пластовых вод.

По всем этим направлениям, нефтегазодобывающими предприятиями проводится систематическая и планомерная работа по дальнейшему совершенствованию систем сбора и подготовки нефти, рациональному использованию природных ресурсов, охране окружающей среды, учёту добываемой нефти и товарной продукции, автоматизации производственных процессов.

В настоящие время сбор и подготовка нефти -- не два последовательных процесса, а единая система перечисленных технологических процессов, когда сбор совмещается с подготовкой нефти. Современная система нефти газа - сбора и подготовки - это сложный комплекс трубопроводов, блочного автоматического оборудования и аппаратов, технологически связанных между собой. Она должна также обеспечить:

Предотвращение потерь нефтяного газа и легких фракций нефти от испарения на всем пути движения и с самого начала разработки.

Отсутствие загрязнения окружающий среды, вызванного разливами нефти и воды

Надежность функционирования каждого звена и системы в целом.

Высокие технологические показатели.

Рассмотрим лишь основные объекты данного месторождения: систему сбора продукции скважин, технологические установки подготовки нефти, газа и воды и транспортированию их.



1. Общая характеристика системы сбора и транспортировки продукции Мухановского месторождения

Мухановское месторождение находится в промышленной разработке с 1950 года. На котором разрабатываются пласты С1, С2, СЗ, С4а, С4б, С5, С6, залегающие на глубине 1900-2900м.

Эксплуатационный фонд месторождения составляет 82 скважины, в том числе 1 находятся в бездействии. Фонд скважин механизирован, 3 скважины оборудованы ЭВН, 74 скважины - ЭЦН, 4 скважины - ШГН, 1 скважина - фонтанка.

Внутренний диаметр эксплуатационных колонн 100-152 мм. Глубина спуска насосов 600-2200 м.

На месторождении для сбора продукции скважин реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа. Система сбора включает в себя устья нефтяных скважин, выкидные линии и нефтесборные трубопроводы, замерные установки.



2. Описание технологической схемы сбора продукции скважин

Продукция скважин Мухановского месторождения под устьевым давлением по выкидным трубопроводам диаметром 114 мм поступает на соответствующие замерные установки типа «Спутник» (40-8-400), где осуществляется замер отдельной скважины по жидкости. Далее, после замерной установки нефтегазосборным трубопроводам диаметром 168 мм продукция поступает на УПСВ.

Нефтепроводы относятся к III-IV категории. Трубопроводы проложены на глубине не менее 1,0 м до верхней образующей трубы.

Большая часть трубопроводов уже отработала свой установленный срок службы. Для случая ремонта трубопроводов в системе сбора предусмотрены нефтяные колодцы, в которые производится слив жидкости из поврежденного участка трубопровода.

Продукция скважин под устьевым давлением по выкидным трубопроводам диаметром от 73 до 114 мм поступает на соответствующие замерные установки, где осуществляется замер отдельной скважины по жидкости. Далее, после замерных установок, газожидкостная смесь направляется по нефтесборным трубопроводам диаметром от 114 до 325 мм на соответствующие сепарационные установки (ДНС, УПСВ). Нефтепроводы относятся к III-IV категории. Трубопроводы проложены на глубине не менее 1,0 м до верхней образующей трубы. Для очистки нефтепроводов от грязепарафиноотложений по трассе трубопроводов установлены паровпускные стояки. Количество замерных установок на Мухановском месторождении составляет 21 шт.

В системе сбора и транспортировки нефти существует сложная техническая проблема - борьба с АСПО, водными пробками, наличием механических частиц. Их накопление ведет к резкому снижению пропускной способности нефтепровода и увеличению затрат на перекачку.

Так же для проведения очистки внутренней полости трубопроводов от отложений используется пропуск очистного устройства. Для эффективной запасовки ОУ используются камеры пуска - приема ОУ.

На выкидных трубопроводах «Скв.988 > АГЗУ-15», «Скв.902 > скв.378», «скв.811 - вр. скв.902» Мухановского месторождения установлены камеры пуска-приема очищающих устройств типа III УПП-1-100-У. Общий вид камеры приведен в схеме в разделе «Графическая часть». Для защиты от коррозии трубопроводов на Мухановском месторождении применяется ингибитор «Кормастер 1045». Закачка ингибитора производится через затрубное пространство скважин в соответствии с ежемесячно утверждаемым графиком. На скважине 84 Мухановского месторождения установлено дозирующее устройство для регулярной подачи реагента парафиноотложений СОНПАР 5403. На скважине 473 Мухановского месторождения установлено дозирующее устройство для регулярной подачи реагента парафиноотложений СНПХ 7912МУ. На АГЗУ-51 Мухановского месторождения установлено дозирующее устройство для регулярной подачи реагента солеотложений СНПХ 5312.

Система контроля технологического процесса сбора и транспорта нефти Мухановского месторождения обеспечивает:

- местный контроль и измерение текущего давления на устье скважин с помощью технических манометров;

- местный контроль и сигнализацию аварийных параметров нефтегазосборных коллекторов от АГЗУ до узла приема на УПСВ с выводом на диспетчерский пульт;

- местный контроль качества продукции методом отбора проб через пробоотборные устройства на устье скважин с последующей обработкой их в лаборатории.

Количество замерных установок на Мухановском месторождении составляет 21 шт. Перечень замерных установок с указанием соответствующих им номеров нефтяных скважин представлен в таблице 1.

Таблица 1. Перечень замерных установок и нефтяных скважин на Мухановском месторождении

№ п/п	Наименование замерной установки (тип) или узла подключения скважин	Номер замерной установки	Номера скважин, соответствующие данной замерной установке	Давление в трубопроводе на выходе АГЗУ, МПа
1	«Спутник» АМ-40-8-400	2	804	До 4 МПа
2	«Спутник» АМ-40-8-400	3	87,304,340,342	До 4 МПа
3	«Спутник» АМ-40-8-400	5	861, 862, 1007	До 4 МПа
4	«Спутник» АМ-40-8-400	8	36,93	До 4 МПа
5	«Спутник» АМ-40-8-400	9	31	До 4 МПа
6	«Спутник» АМ-40-8-400	13	69,269,1112,1121,1147	До 4 МПа
7	«Спутник» АМ-40-8-400	15С	-	До 4 МПа
8	«Спутник» АМ-40-14-400 АМ-40-14-400	15Д	349, 891, 980, 983, 988, 1004	До 3 МПа
9	«Спутник» АМ-40-8-400	20С	276, 318, 865, 890, 892	До 4 МПа
10	«Спутник» АМ-40-8-400	20Д	316, 928, 957, 1003	До 4 МПа
11	«Спутник» АМ-40-8-400	27	895	До 4 МПа
12	«Спутник» АМ-40-8-400	31	354, 356, 815	До 4 МПа
13	«Спутник» АМ-40-8-400	32	322, 809, 877, 985, 992	До 4 МПа
14	«Спутник» АМ-40-8-400	38	107,323, 395, 869	До 4 МПа
15	«Спутник» АМ-40-8-400	39	357, 823	До 4 МПа
16	«Спутник» АМ-40-8-400	40	80,326,327,397,509,1155	До 4 МПа
17	«Спутник» АМ-40-8-400	42	287, 399, 507	До 4 МПа
18	«Спутник» АМ-40-8-400	43	139, 1024, 1057, 2013	До 4 МПа
19	«Спутник» АМ-40-8-400	44	48,198	До 4 МПа
20	«Спутник» АМ-40-8-400	48	858, 1031, 1062, 1134, 1159, 9125	До 4 МПа
21	«Спутник» АМ-40-8-400	49	252, 1061, 1104, 1132	До 4 МПа
22	ОЗНА-Импульс 40-4-400 40-4-400	51	470, 473, 918	До 2 МПа

Техническая характеристика «Спутник» АМ-40-8-400 приведена в таблице 2.



Таблица 2. Техническая характеристика «Спутник» АМ-40-8-400

Позиция на схеме	Наименование оборудования	Количество, шт.	Техническая характеристика	Материал
2, 3, 5, 8, 9, 13, 15Д, 20С, 20Д, 27, 31, 32, 38, 39, 40, 42, 43, 44, 48, 49, 15С	«Спутник» АМ- 40-8-400	20	Пропускная способность - 4000 м3/сут Диапазон измерений - 5-400 м3/сут Количество подключаемых скважин - до 8 шт. Максимальное рабочее давление в сепараторе - 4,0 МПа	16 ГС

2.1 Технологический режим работы действующих нефтяных скважин Мухановского месторождения

К АГЗУ-2 присоединена действующая скважина № 804. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=159x6 мм и L=6300 м транспортируется на СУ 9.

К АГЗУ-3 подсоединены действующие скважины №№ 87, 304, 340, 342. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=168x8 мм и L=3400 м транспортируется на УПСВ 3.

К АГЗУ-5 подсоединены действующие скважины №№ 861, 862, 1007. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=168x8 мм и L=25 м транспортируется на вр. в н/пр АГЗУ 3 - СУ 3.

К АГЗУ-8 подсоединены действующие скважины №№ 36, 93. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=168x8 мм и L=107 м транспортируется на вр. в н/пр АГЗУ 6 - СУ 3.

К АГЗУ-9 подсоединена действующая скважина № 31. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=168x8 мм и L=111 м транспортируется на вр. в н/пр АГЗУ 3 - СУ 3.

К АГЗУ-13 подсоединены действующие скважины №№ 69, 269, 1112, 1121,1147. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=114x6 мм и L=250 м, переходящей в трубопровод D=219x8 мм и L=1020 м транспортируется на вр. в н/пр АГЗУ 3 - СУ 3.

В АГЗУ- 15С вр. 15 б/д обрезанный D=168x7 мм и L=1300 м.

К АГЗУ- 15Д подсоединены действующие скважины №№ 349, 891, 980, 983, 988, 1004. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=352x8 мм и L=2692 м транспортируется на вр. нап. н/пр СУ 6 - УКПН - 1.

К АГЗУ- 20С подсоединены действующие скважины №№ 276, 318, 865, 890, 892. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=273x7 мм и L=3500 м транспортируется на вр. нап. н/пр СУ 3.

К АГЗУ- 20Д подсоединены действующие скважины №№ 316, 928, 957, 1003. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=219x8 мм и L=350 м транспортируется на вр. нап. н/пр СУ 6 - УКПН - 1.

К АГЗУ-27 подсоединена действующая скважина № 895. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=168x8 мм и L=111 м транспортируется на вр. в АГЗУ - 32, вр. в н/пр СУ 6 - УКПН - 1.

К АГЗУ-31 подсоединены действующие скважины №№ 354, 356, 815. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=168x7 мм и L=547 м транспортируется на вр. в н/пр АГЗУ 3 - 29С - СУ 22.

К АГЗУ- 32 подсоединены действующие скважины №№ 322, 809, 877, 985, 992. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=219x8 мм и L=1609 м транспортируется на вр. нап. н/пр СУ 6 - УКПН - 1.

К АГЗУ-38 подсоединены действующие скважины №№ 354, 356, 815. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=219x8 мм и L=2399 м транспортируется на вр. в н/пр АГЗУ - 29С - СУ 22.

К АГЗУ-39 подсоединены действующие скважины №№ 357, 823. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=114x9 мм и L=1772 м транспортируется на вр. в АГЗУ - 32, вр. в н/пр АГЗУ - 15 - УКПН - 1.

К АГЗУ-40 подсоединены действующие скважины №№ 80, 326, 327, 397,509,1155. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=168x9 мм и L=100 м транспортируется на вр. в н/пр АГЗУ - 51 - СУ-1.

К АГЗУ-42 подсоединены действующие скважины №№ 287, 399, 507. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=273x10 мм и L=500 м транспортируется на вр. в н/пр АГЗУ - 51 - СУ-1.

К АГЗУ-43 подсоединены действующие скважины №№ 139, 1024, 1057, 2013. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=168x8 мм и L=50 м транспортируется на вр. в н/пр АГЗУ - 51 - СУ-1.

К АГЗУ-44 подсоединены действующие скважины №№ 48,198. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=168x8 мм и L=290 м транспортируется на вр. в н/пр АГЗУ - 51 - СУ-1.

К АГЗУ-48 подсоединены действующие скважины №№ 858, 1031, 1062, 1134, 1159, 9125. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=168x9 мм и L=800 м транспортируется на вр. в н/пр АГЗУ - 51 - СУ-1.

К АГЗУ-49 подсоединены действующие скважины №№ 252, 1061, 1104, 1132. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=168x8 мм и L=40 м транспортируется на вр. в н/пр АГЗУ - 51 - СУ-1.

К АГЗУ-51 подсоединены действующие скважины №№ 470, 473, 918. После замера продукция скважин по нефтегазосборному трубопроводу D=159x8-168x7-219x8 мм и L=6200 м транспортируется на СУ-1.

Все скважины эксплуатируются в соответствии с требованиями технологических регламентов на производство работ по эксплуатации скважин. Обвязка устьевого оборудования скважин предусматривает проведение разрядки, глушения, обработки скважин при проведении ремонтных и исследовательских работах. Для сброса давления, стравливание газа и жидкости со скважин осуществляется в передвижную емкость -- накопитель. Все режимные и технологические показатели работы скважин заносятся в технологическую карту, которая составляет на промысле ежемесячно и утверждается заместителем начальника ЦТИС и заместителем главного геолога ОАО «Самаранефтегаз».

Давление на буфере, затрубном пространстве, выкидной линии скважин контролируется с помощью технических манометров, установленных по месту. На некоторых скважинах установлены датчики, передающие по средствам телемеханики сигнал о состоянии скважины, т.е. в работе она находится или в бездействии.

Система внутрипромысловых трубопроводов Мухановского месторождения состоит из:

- выкидных трубопроводов от добывающих скважин до АГЗУ;

- нефтесборных трубопроводов от АГЗУ до пункта предварительной подготовки нефти и газа -- УПCB.

Сведения о состоянии внутрипромысловых трубопроводов и трубопроводов внешнего транспорта Мухановского месторождения представлены в таблице 3.

Таблица 3. Сведения о состоянии внутрипромысловых трубопроводов и трубопроводов внешнего транспорта Мухановского месторождения

Выкидные линии скважин
1	31	АГЗУ-9 Мухановское	19.05.1955	Ст.10	114х6	1500
2	36	АГЗУ-8 Мухановское	31.12.1954	Ст.10	114х5	255
3	48	АГЗУ-44 Мухановское	22.05.1967	Ст.20	90х5	800
4	69	АГЗУ-13 Мухановское	05.02.1962	Ст.10	114х7	1021
5	80	АГЗУ-40 Мухановское	11.11.1957	Ст.10	90х5	110
6	87	АГЗУ-3 Мухановское	15.12.1956	Ст.10	114х6	200
7	93	АГЗУ-8 Мухановское	21.04.1956	Ст.10	90х5	750
8	99	В коллектор	12.09.1955	Ст.10	114х7	450
9	107	АГЗУ-38 Мухановское	27.03.1957	Ст.10	114х6	300
10	134	В коллектор	07.07.1955	Ст.10	114х6	1210
11	139	АГЗУ-43 Мухановское	21.07.1960	Ст.10	114х7	20
12	198	АГЗУ-44 Мухановское	28.04.1966	Ст.20	90х5	850
13	252	АГЗУ-49 Мухановское	26.10.1960	Ст.10	114х7	204
14	269	АГЗУ-13 Мухановское	18.02.1958	Ст.10	114х6	250
15	276	АГЗУ-20С Мухановское	30.03.1956	Ст.10	114х8	580
16	287	АГЗУ-42 Мухановское	22.11.1960	Ст.10	114х7	360
17	304	АГЗУ-3 Мухановское	16.08.1958	Ст.10	90х8	650
18	316	АГЗУ-20Д Мухановское	21.10.1958	Ст.10	73х5,5	230
19	318	АГЗУ-20С Мухановское	08.10.1958	Ст.10	114х8	20
20	322	АГЗУ-32 Мухановское	23.09.1958	Ст.10	114х6	570
21	323	АГЗУ-38 Мухановское	24.05.1960	Ст.10	114х8	250
22	326	АГЗУ-40 Мухановское	27.12.1960	Ст.10	114х7	480
23	327	АГЗУ-40 Мухановское	01.01.1961	Ст.10	90х5	125
24	340	АГЗУ-3 Мухановское	05.05.1960	Ст.10	90х8	600
25	342	АГЗУ-3 Мухановское	24.07.1960	Ст.10	90х8	580
26	346	В коллектор	31.10.1961	Ст.10	90х5	580
27	349	АГЗУ-15 Мухановское	18.03.1966	Ст.10	114х7	20
28	354	АГЗУ-31 Мухановское	26.05.1964	Ст.10	100х5	340
29	356	АГЗУ-31 Мухановское	05.09.1965	Ст.10	114х7	460
30	357	АГЗУ-39 Мухановское	31.03.1960	Ст.10	100х5	150
31	395	АГЗУ-38 Мухановское	04.01.1960	Ст.10	100х5	862
32	397	АГЗУ-40 Мухановское	30.10.1959	Ст.10	114х7	1200
33	399	АГЗУ-42 Мухановское	31.08.1962	Ст.10	114х7	700
34	457	В коллектор	05.05.1962	Ст.10	114х7	125
35	470	АГЗУ-51 Мухановское	28.06.1962	Ст.10	114х7	740
36	473	АГЗУ-51 Мухановское	13.08.1962	Ст.10	73х5,5	1200
37	507	АГЗУ-42 Мухановское	23.12.1964	Ст.10	114х7	1397
38	509	АГЗУ-40 Мухановское	04.05.1963	Ст.10	90х5	125
39	804	АГЗУ-2 Мухановское	05.04.1967	Ст.10	73х5,5	900
40	811	В коллектор	22.12.1966	Ст.10	114х7	306
41	812	В коллектор	27.08.1984	Ст.10	114х7	812
42	815	АГЗУ-31 Мухановское	15.09.1978	Ст.10	114х7	475
43	823	АГЗУ-39 Мухановское	15.06.1977	Ст.10	100х5	215
44	854	В коллектор	31.01.1986	Ст.10	114х7	760
45	858	АГЗУ-48 Мухановское	12.09.1990	Ст.10	114х7	1360
46	861	АГЗУ-5 Мухановское	10.05.1995	Ст.10	114х7	220
47	862	АГЗУ-5 Мухановское	13.05.1993	Ст.10	114х7	220
48	865	АГЗУ-20С Мухановское	22.08.2003	Ст.10	114х6	580
49	869	АГЗУ-38 Мухановское	28.08.1986	Ст.10	90х5	670
50	877	АГЗУ-32 Мухановское	26.06.1985	Ст.10	100х5	510
51	890	АГЗУ-20С Мухановское	26.06.2003	Ст.10	114х8	580
52	891	АГЗУ-15 Мухановское	01.03.1983	Ст.10	114х8	380
53	892	АГЗУ-20С Мухановское	22.04.2003	Ст.10	114х8	580
54	895	АГЗУ-27 Мухановское	21.11.1984	Ст.10	114х7	66
55	913	АГЗУ-51 Мухановское	31.12.1970	Ст.10	114х7	300
56	928	АГЗУ-20Д Мухановское	01.03.1974	Ст.10	100х5	850
57	957	АГЗУ-20Д Мухановское	30.01.1996	Ст.10	100х5	1590
58	980	АГЗУ-15 Мухановское	26.12.1981	Ст.10	114х8	500
59	983	АГЗУ-15 Мухановское	22.09.1999	Ст.10	114х8	150
60	985	АГЗУ-32 Мухановское	12.03.1988	Ст.10	114х7	460
61	988	АГЗУ-15 Мухановское	13.12.1982	Ст.10	114х8	300
62	992	АГЗУ-32 Мухановское	03.09.1983	Ст.10	114х7	300
63	996	В коллектор	17.06.1994	Ст.10	114х7	425
64	1003	АГЗУ-20Д Мухановское	21.11.1995	Ст.10	114х8	1175
65	1004	АГЗУ-15 Мухановское	14.10.1998	Ст.10	114х7	500
66	1007	АГЗУ-5 Мухановское	02.06.1994	Ст.10	114х7	220
67	1024	АГЗУ-43 Мухановское	04.11.1997	Ст.10	114х7	125
68	1030	В коллектор	01.09.1995	Ст.10	114х7	820
69	1031	АГЗУ-48 Мухановское	06.09.1991	Ст.10	73х5,5	450
70	1057	АГЗУ-43 Мухановское	22.08.1997	Ст.10	114х7	125
71	1061	АГЗУ-49 Мухановское	31.03.1993	Ст.10	90х5	580
72	1062	АГЗУ-48 Мухановское	12.10.1991	Ст.10	73х5,5	450
73	1104	АГЗУ-49 Мухановское	15.12.1992	Ст.10	90х5	580
74	1112	АГЗУ-13 Мухановское	05.08.1988	Ст.10	114х6	250
75	1121	АГЗУ-13 Мухановское	15.09.1989	Ст.10	114х8	878
76	1132	АГЗУ-49 Мухановское	26.01.1993	Ст.10	90х5	580
77	1134	АГЗУ-48 Мухановское	04.02.1991	Ст.10	114х7	1360
78	1147	АГЗУ-13 Мухановское	11.02.1988	Ст.10	114х7	820
79	1155	АГЗУ-40 Мухановское	29.02.1996	Ст.10	114х7	325
80	1159	АГЗУ-48 Мухановское	06.08.1990	Ст.10	114х7	1360
81	2013	АГЗУ-43 Мухановское	18.02.1999	Ст.10	114х7	125
82	9125	АГЗУ-48 Мухановское	05.12.1968	Ст.10	114х7	250
Нефтегазосборные трубопроводы
1	АГЗУ№51- СУ-1		1986	Ст.10	168х7,219х8	6200
2	АГЗУ№20С- СУ-3		1984	Ст.10	273х7	3500
3	АГЗУ№29- СУ-22		1994	Ст.10	219х8	2399
4	АГЗУ-15Д-УКПН-1		1998	Ст.10	114х9	1772
5	АГЗУ№3--СУ-3		1994	Ст.10	168х8	3400
6	АГЗУ№13-СУ-3		1985	Ст.10	219х8,273х8	1020
Напорные нефтепроводы
1	СУ-6-УКПН-1		1984	Ст.10	325х8	2692
2	СУ-3 УПН Алакаевская-УКПН-2		2002	Ст.10	273х10	650
3	СУ-1-УКПН-2		1998	Ст.10	273х10	5500

Система построена с переменными диаметрами труб по участкам в зависимости от количества собираемой продукции.

На состояние построенных выкидных линий и нефтегазосборных трубопроводов влияют сроки службы с момента их ввода в эксплуатацию. Длительная эксплуатация неизбежно приводит к сильному коррозионному износу, происходит постоянное уменьшение толщины стенок труб, старение изоляции, снижение прочностных характеристик трубной стали, проявляется усталостное разрушение труб.

По действующей классификации допустимых сроков эксплуатации принято считать, что трубопроводы, эксплуатируемые:

- до трех лет - новые;

- до десяти лет - средней продолжительности;

- более десяти лет - старые.

Следуя данной классификации, из таблицы 4 видно, что 90 % выкидных линий и 8 нефтегазосборных сетей отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94).

Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Мухановского месторождения требует контроля, диагностического обследования технического состояния трубопроводов, а также рекомендуется проведение ежегодного планового капитального ремонта и замены отбракованных и непригодных к дальнейшей эксплуатации участков трубопроводов.

Курсовой работой проанализирована работа выкидных линий и нефтегазосборных трубопроводов за январь 2014 года.

В 2013 году на Мухановском месторождении было зафиксировано 12 порывов. Причина порывов трубопроводов - это коррозия. Сведения о порывах системы сбора нефти приведены в таблице 4.

Таблица 4. Сведения о порывах системы сбора нефти

Наименование трубопровода	Обнаружен дата	Мероприятие	Ликвидирован дата	Причина аварии	Реагент
Скв.804-АГЗУ-2	21.02.13	Замена катушки	21.02.13	Внутренняя коррозия	Реагент отсутствует
Скв.87-АГЗУ-3	22.02.13	Замена катушки	22.02.13	Внутренняя коррозия	Реагент отсутствует
Скв.31-АГЗУ9	6.05.13	Замена катушки	6.05.13	Внутренняя коррозия	Реагент отсутствует
Скв.134-вр.скв.134	12.05.13	Замена катушки	12.05.13	Внутренняя коррозия	Реагент отсутствует
Скв.1121-АГЗУ-13	18.06.13	Замена катушки	18.06.13	Внутренняя коррозия	Реапон 4В
Скв.342-вр.скв.342	09.07.13	Установка заплаты	09.07.13	Внутренняя коррозия	Реагент отсутствует
Скв.478-АГЗУ-51	11.07.13	Замена катушки	11.07.13	Внутренняя коррозия	Реагент отсутствует
Скв.9125-АГЗУ-48	19.09.13	Замена катушки	20.09.13	Внутренняя коррозия	Реагент отсутствует
Скв.861-АГЗУ-5	05.10.13	Замена катушки	05.10.13	Внутренняя коррозия	Реагент отсутствует
Скв.318-АГЗУ20С	08.12.13	Замена катушки	08.12.13	Внутренняя коррозия	Реагент отсутствует
АГЗУ-51-СУ-1	12.03.13	Установка заплаты	12.03.13	Внутренняя коррозия	Реагент отсутствует
АГЗУ-51-СУ-1	27.03.13	Замена катушки	27.03.13	Внутренняя коррозия	Реагент отсутствует



3. Принцип работы замерных установок, используемых на месторождении

В качестве устройства, замеряющего дебит водонефтяной эмульсии от добывающих скважин, применяются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» (АМ-40-8-400).

Принцип работы АГЗУ «Спутник»

Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник» представлена на рис. 1.

Рис. 1. Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник»

Состав оборудования
№ поз	Наименование оборудования
1	Переключатель скважин ПСМ
2	Обогреватель электрический
3	Привод гидравлический ГП-1М
4	Клапан предохранительный
5	Сепаратор замерный
6	Регулятор расхода
7	Счетчик жидкости турбинный ТОР 1-50
8	Клапан обратный
9	Линия байпасная
10	Манометр электроконтактный
11	Вентилятор
12	Коллектор общий
13	Счетчик газа турбинный «Агат»
14	Бак для реагента
15	Насос-дозатор НДУ 10/10
16	Заслонка
17	Задвижки Ду80, Ду50, краны Ду80, Ду50 на ПСМ
18	Задвижки Ду80, Ду50, краны Ду80, Ду50 на байпасе
19	Задвижка кран Ду50
20	Задвижка Ду80, кран Ду50
21	Задвижка Ду80
22,23	Задвижка Ду150
24	Задвижка ЗКС Ду15
25	Задвижка ЗКС Ду25
26	Манометры показывающие типа МТП
27	Задвижка кран Ду50
28	Задвижка кран Ду50
Примечание: Поз.13 устанавливается потребителем, а поз 14,15 - изготовителем только в установках «Спутник Б 40-14-500» всех исполнений

Работа установок происходит следующим образом. Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель скважин многоходовой ПСМ (1). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12). В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17) поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР 1-50 (7) с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Проходя через счетчик ТОР 1 - 50, жидкость направляется в общий трубопровод. Счетчик ТОР 1-50 выдает на блок управления и индикации (БУИ) импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерений, который передается по системе телемеханики в диспетчерскую. В установке предсмотрена возможность контроля работы скважин по отсутствию (за определенное время) сигналов от счетчика ТОР 1-50.

Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода ГП-1М (3) и в системе гидравлического управления повышается давление. Привод переключателя ПСМ. под воздействием давления гидропривода ГП-1М. перемещает поворотный патрубок переключателя и на измерение подключается следующая скважина. Длительность измерения определяется установкой реле времени. Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий: дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др.

При применении в установке счетчика газа турбинного «АГАТ» необходимо его смонтировать на газовом трубопроводе, а вторичный блок НОРД-ЭЗМ в щитовом помещении. Блок НОРД-ЭЗМ производит подсчет и регистрацию результата измерения количества газа выделившегося при рабочем давлении установки. Подробное описание устройства газа турбинного счетчика «АГАТ» приведено в его руководстве по эксплуатации. Счетчик газа турбинный «АГАТ» устанавливается потребителем.



4. Применяемые реагентов в системе сбора месторождения

В системе сбора и транспортировки нефти Мухановского месторождения применяется деэмульгатор-ингибитор коррозии Реапон-4В.

Реапон-4В - при температуре 20⁰С бесцветная жидкость без мех. примесей, от светло-желтого до светло-коричневого цвета, с запахом метанола 50% раствор уретанового производного простых полиэфиров в метаноле с добавлением «отдушки» толуола.

Температура вспышки - 27⁰С, температура застывания - минус 50⁰С.

Реапон-4В применяется для снижения вязкости перекачиваемой эмульсии, т.е. для улучшения транспортных свойств:

Плотность при 20⁰ С - 42 СПЗ;

Плотность при -20⁰С - 190 СПЗ;

Малорастворим в воде - до 2,0 г/л, нефти - 0,2 г/л, пожароопасен. Относится к взрывопожароопасной категории А. Выпускается по ТУ6-05-221-711-83. Разработан институтом ВНИИ СС совместно с институтом «Гипровостокнефть».

Реагент РЕАПОН-4В предназначен для трубной деэмульсации и подготовки нефти сернистых и несернистых, высокопарафинистых нефтей и одновременной защиты от коррозии нефтепромыслового оборудования и подавления СВБ.

Длительное использование реагента РЕАПОН-4В в системе сбора нефти в качестве деэмульгатора и ингибитора коррозии снижает фон зараженности сульфатвосстанавливающими бактериями, что в свою очередь приводит к снижению содержания сероводорода, наличия питтинговой коррозии, тенденции к образованию осадков.

Использование реагента для обработки эмульсионных скважин приводит к снижению вязкости, уменьшению образования парафиноотложений, повышению производительности скважины, уменьшает количество капитальных ремонтов скважин.

Применение реагента дает экономию расхода реагентов до 15% по сравнению с отдельным применением деэмульгатора и ингибитора.

Реагент подается в нефтегазосборный трубопровод АГЗУ -- УПСВ.

На установке могут использоваться и другие реагенты, применяемые в ЦПНГ № 3 и утвержденные к использованию в подразделениях ОАО «Самаранефтегаз».

Выводы и рекомендации.

1) Месторождение введено в разработку в 1950 году, т.е. большая часть трубопроводов отработала нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности данного региона.

2) 90 % выкидных линий и 100% нефтегазосборных сетей отработали нормативный срок эксплуатации.

Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Мухановского месторождения требует контроля, диагностического обследования технического состояния трубопроводов, а также рекомендуется проведение ежегодного планового капитального ремонта и замены отбракованных и непригодных к дальнейшей эксплуатации участков трубопроводов. Для защиты трубопроводов и нефтепромыслового оборудования рекомендуется ввод ингибитора коррозии.

3) На Мухановском месторождении разрабатываются пласты карбона и девона. Сбор, подготовка и транспортировка этих пластов осуществляется совместно. Смешение химически несовместимых попутно-добываемых вод (карбона и девона), в составе продукции скважин, при совместном сборе продукции, характеризующейся различными физико-химическими свойствами, а именно повышенным содержанием сероводорода в продукции пластов карбона.

В результате термобарических изменений (температуры и давления) и смешения химически несовместимых вод при движении водонефтяного потока по стволу скважины и в системе наземного внутрипластового сбора и подготовки нефти из пересыщенных солями растворов происходит выпадение неорганических осадков.

В процессе разработки и эксплуатации месторождения солевые отложения происходят с преобладанием гипса, кальцита, ангидрита, сульфида железа.

Эффективность мер борьбы с отложениями солей при добыче нефти зависит от комплексного подхода к решению данной проблемы. Основным направлением борьбы с отложениями солей при добыче нефти должно быть их предупреждение, как постоянно действующая мера на основе оптимальных технологических решений, что требует научно-методических обобщений и системного подхода.

В настоящее время одним из наиболее эффективных способов борьбы с солеотложениями и получившим наиболее широкое распространение является применение химических реагентов ингибиторов.

При правильном выборе ингибитора и соответствующей технологии его применения может быть обеспечено технологически полное предупреждение отложений неорганических солей на всем пути движения продукции скважин от забоя до пунктом подготовки нефти и воды.

Таким образом, рекомендуется ввод ингибиторов солеотложений на Мухановском месторождении.



5. Система ППД на Мухановском месторождении

В настоящее время Мухановское месторождение обустроено и разрабатывается е поддержанием пластового давления.

Фонд действующих нагнетательных скважин по состоянию на 01.01.2014 года составляет 12 скважин - №№ 35, 57, 62, 63, 119, 208, 350, 391, 856, 882, 896, 1060.

В качестве источника водоснабжения используются очищенные пластовые сточные воды, сброшенные па УПСВ «Мухановская».

Угленосная вода Мухановского и Хилковского месторождений, поступившая и отделенная на УПСВ СУ-3 через КНС-9, по высоконапорному водоводу подается на нагнетательные скважины Мухановского месторождения. Направления КНС-6 - Гр.3 и КНС-6 - ВРП-8 обрабатываются ингибитором коррозии «Кормастер 1045» по системе постоянного дозирования.

Поддержание пластового давления Мухановского месторождения обеспечивает КНС-15А введенная в эксплуатацию в 2003 году.

Для закачки пластовой воды в нагнетательные скважины Мухановского месторождения с целью поддержания пластового давления в пласте, в составе цеха ППД имеется КНС-15А с блоком распределительной гребёнки (далее БРГ).

В качестве источника водоснабжения КНС-15А используются очищенные пластовые воды с УКПН-2, поступающие на прием насосов КНС-9, которые по коллектору пластовой воды перекачиваются на прием КНС-15А. Далее пластовая вода через БРГ закачивается в 5 нагнетательных скважин №№ 331, 364, 897, 936, 1060.

КНС-15А оснащена тремя шурфами для установок типа УЭЦПК и агрегатом ЦНС. В случае производственной необходимости насосная станция может оснаститься УЭЦПК с разными напорными характеристиками. В настоящее время шурф № 3 выведен из технологического процесса.

КНС-15А размещена на открытой площадке в 6,3 км от УКПН-2 возле посёлка Чёрновка. Сырьем и готовой продукцией для КНС-15А является пластовая вода, поступающая с УКПН-2 через КНС-9.

Физико-химические свойства пластовой воды

№ п/п	Наименование показателя	Единица измерения	Количественное значение
1	Минерализация (ГОСТ 21534-76)	г/л	205.61
2	Ионный состав (Методика ГипВН № 224.01.02.302/2003)	г/л	-
2.1	Cl-	г/л	125.88
2.2	SO42-	г/л	0.77
2.3	HCO3-	г/л	0.09
2.4	Ca2+	г/л	9.82
2.5	Mg2+	г/л	1.95
2.6	Na++K+	г/л	67.10
3	Плотность (Методика ГипВН № 224.12.14.298/2003)	г/см3	1,15
4	Содержание механических примесей (ГОСТ 3351-74)	мг/л	50
5	Концентрация Fe	мг/л	5.0
6	Содержание нефтепродуктов (ОСТ 39-133-81)	мг/л	50.0
7	Показатель активности водородных ионов (ПНДФ № 141; 2; 3; 4.121-97)	рН	5.7

Описание схемы системы поддержания пластового давления на КНС- 15А

Пластовая вода в объеме до 3000м3/сутки с УПКН-2 (через КНС-9) через задвижку № 17, фильтр Ф-1, задвижку № 18, а затем через задвижки № 2, 4, 6 подается на прием насосных агрегатов Н-1, 2, 3, при этом задвижка № 1 закрыта. Разница давлений до фильтра и после фильтра не должна превышать 1 кгс/см², в противном случае необходимо произвести очистку фильтра. Давление до фильтра контролируется манометром PI-4 и должно быть в пределах от 0,6 до 16 кгс/смІ. Давление на приеме насосов, контролируемое манометрами PIS-1,3,5 и датчиком давления PT-7, должно быть в пределах от 0,6 до 16 кгс/смІ. Показания датчика давления PT-7 выводятся в операторную. Затем через задвижки № 3, 5, 7, 9, 10 пластовая вода подается в БРГ и далее, через задвижки №№ 12, 13, 14, 16, 19, 20, 21, 23 и расходомеры FE-1,2,3,5 в нагнетательные скважины. Давление на выкиде насосных агрегатов Н-1, Н-2, Н-3, контролируемое электроконтактными манометрами PIS-2, 4, 6 и механическими манометрами PI-1, 2, 3 должно быть в пределах от 40 до 60 кгс/смІ. Давление в БРГ, контролируемое механическим манометром PI-5 не должно превышать 60 кгс/смІ.

При нормальных условиях в работе одна насосная установка, две в резерве.

Система автоматики осуществляет контроль следующих технологических параметров насосных агрегатов:

1. Схемой автоматики (электроконтактные манометры PIS-1,3,5) предусмотрена блокировка пуска насосного агрегата Н-1,2,3 при давлении на входе менее 0,6 кг/см². Также производится отключение насосного агрегата при понижении давления ниже 0,6 кг/см² и при повышении давления выше 16 кг/см². При выходе давления за пределы установленных норм в операторной срабатывает сигнализация. Для дистанционного контроля давления на приёме в операторную выведены показания датчика давления PT-7.

2. Давление на выходе насосных агрегатов Н-1,2,3 контролируется электроконтактными манометрами PIS-2, 4, 6. При давлении на выходе ниже 40 кг/см² или выше 60 кг/см² производится автоматическое отключение насосного агрегата. При выходе давления за пределы установленных норм в операторной срабатывает сигнализация.

3. Контроль закачиваемой жидкости осуществляется расходомерами FE-1-5, установленными в БРГ.

Выводы и рекомендации

1) В систему ППД для продолжительности работы водоводов рекомендуется ввод ингибиторов коррозии. В качестве ингибитора рекомендуется Коррексит.

Коррексит - высокоэффективный нефтерастворимый /вододиспергируемый ингибитор коррозии для защиты скважин, трубопроводов систем нефтесбора и водоводов. Реагент эффективен при использовании, как в углекислой, так и сероводородной коррозионных средах. Ингибитор коррозии также дает хорошую защиту от кислородной коррозии в водоводах и наиболее эффективен при обработке высокообводненных систем, особенно с преобладанием ламинарного режима течения.

2) Нагнетательные скважины необходимо оборудовать расходомерами для учета количества закачиваемой воды.



6. Технологический процесс УПСВ-3

Установка предварительного сброса воды УПСВ-3 ЦПНГ-3 УПНГ ОАО «Самаранефтегаз» предназначена для сепарации, частичного обезвоживания продукции скважин Мухановского месторождения и потоков, поступающих с УПСВ-4, СУ-2, СУ-22 «С», Скважины Репьёвского и Тростянского м-ий и перекачки частично обезвоженной и разгазированной нефти на УКПН -2 для дальнейшей подготовки нефти до товарных кондиций. Выделившийся газ под собственным давлением транспортируется по газопроводу на ЗАО «Отрадненский ГПЗ».

Дополнительно на УПСВ-3 вместе с потоком СУ-2 периодически подается на подготовку плавающие нефтепродукты из пруда дополнительного отстоя (ПДО) № 2 УКПН-1. УПСВ-3 расположена на территории Мухановского месторождения.

Производительность установки по:

нефти - 0,27 млн.т. в год (740 т/сут.);

воде - 3,285 млн.м³. в год (9000 м³/сут.);

газу - 14,8 млн.м³. в год (40 тыс.м³/сут.

Сырьем, поступающим на СУ-3 (УПСВ) является газосодержащая водонефтяная эмульсия Мухановского месторождения и поток, поступающий с СУ-4(УПСВ) обезвоженной и частично разгазированной жидкости с Хилковского и Репьевского месторождений.

Дополнительно на подготовку СУ-3(УПСВ) периодически подаются плавающие нефтепродукты из пруда дополнительного отстоя (ПДО) № 2 УКПН-1.

Технологический процесс предварительного обезвоживания нефти на СУ-3 (УПСВ) при регламентном режиме работы установки предусматривает последовательное трехступенчатое обезвоживание нефти: первая ступень в концевом делителе фаз (КДФ) объемом 100 м³, где происходит сброс свободной воды; вторая ступень в аппарате обезвоживания нефти (АОН) объемом 100 м³, где происходит деэмульсация, далее по схеме обезвоженная нефть поступает в трехфазный сепаратор нефти (ТФСН) объемом 200 м³, который является буфером нефтяных насосов внешней откачки. В нем предусмотрена возможность сепарации нефти, сброса отделившейся пластовой воды и третьей ступени обезвоживания.

Частично разгазированная и обезвоженная продукция из ТФСН с остаточным содержанием газа 5,5-8,5 м³/т и обводненностью 10-15 % подается на прием центробежных насосов, которые под давлением 2,2-3,0 МПа перекачивают жидкость на УКПН-2 по нефтепроводу «СУ-3(УПСВ)>врезка (УПН «Алакаевская» > УКПН-2)» длиной 650 м, диаметром 273 мм и толщиной стенки 10 мм.

Для перекачки нефти на СУ-3 (УПСВ) установлены три насоса: два центробежных насоса низкой производительности - типа ЦНС 38-220 производительностью 38м³/час и напором - 220 м и один нефтяной насос высокой производительности - типа ЦНС 60-297 производительностью 60 м³/час и напором 297 м. На выкидных линиях насосов установлены технические манометры, за насосами внешней откачки установлен оперативный узел учета нефти. На площадке учета после расходомеров установлен регулирующий клапан, посредством которого поддерживается уровень нефти в сепарационном отсеке ТФСН и обеспечивается режим работы насосов внешней откачки с параметрами в пределах, установленными технологическим контролем.

6.1 Описание работы установки по потокам

Сырьем, поступающим на УПСВ-3, является газосодержащая водонефтяная эмульсия и свободная вода.

Технологический процесс предварительного обезвоживания нефти на УПСВ-3 при регламентном режиме работы установки предусматривает последовательное трехступенчатое обезвоживание нефти: первая ступень в концевом делителе фаз (КДФ), где происходит сброс свободной воды; вторая ступень в аппарате обезвоживания нефти (АОН), где происходит деэмульсация, далее по схеме, обезвоженная нефть поступает в трехфазный сепаратор нефти (ТФСН), который является буфером нефтяных насосов внешней откачки, в нем предусмотрена возможность третьей ступени обезвоживания.

Пластовая вода, сброшенная из КДФ поступает на очистку в аппарат очистки пластовой воды (АОВ), и далее, вместе со сброшенной водой из АОН, ТФСН поступает на очистку и сепарацию в водяной буфер дегазатор (БД), из которого пластовая вода подается насосом Н-2 ,4, (1, 3) в нагнетательные скважины.

Отсепарированный в ТФСН попутный нефтяной газ, после отделения капельной жидкости и конденсата в газовом сепараторе ГС - 1, подается безкомпрессорным способом под давлении сепарации на ЗАО «ОГПЗ».

При нерегламентных режимах работы возможны следующие варианты:

- при выводе из работы КДФ (на ремонт, осмотр, профилактику) возможна работа в режиме двухступенчатого обезвоживания: АОН + ТФСН;

- при выходе из работы АОН (на ремонт, осмотр, профилактику) возможна работа в режиме двухступенчатого обезвоживания: КДФ + ТФСН;

- при выводе из работы АОВ (на ремонт, осмотр, профилактику) возможна работа в режиме одноступенчатой очистки пластовой воды, сброшенной из КДФ. Очистка всей пластовой воды от нефтепродуктов осуществляется в БД.

- при выводе из работы БД (на ремонт, осмотр, профилактику) возможна работа в режиме двухступенчатого обезвоживания: КДФ + АОВ с одновременной очисткой пластовой воды от нефтепродуктов.

После прохождения технологического процесса с установки выходят три потока:

- Частично обезвоженная и отсепарированная нефть;

- Очищенная и отсепарированная пластовая вода;

- Попутный нефтяной газ.

6.2 Технологическое описание работы установки

6.2.1 Первая ступень обезвоживания (КДФ)

Газожидкостная смесь поступает на установку от точки врезки в систему сбора по надземному трубопроводу через задвижку Н1. Непосредственно у точки врезки в продукцию скважин вводится реагент - деэмульгатор или в виде нефтяного раствора, или в товарном виде. После обработки реагентом - деэмульгатором, продукция скважин поступает в концевой делитель фаз (КДФ), через задвижку Н2, в котором при давлении до - 0,65 МПа и температуре до 40⁰С происходит отделение свободной воды, выделившейся из продукции скважин в системе сбора, от водонефтяной эмульсии. После КДФ остаточная обводненность составляет от 20 до 80 % в зависимости от объёмов утилизируемой воды.

Аппарат работает полным сечением. Внутри аппарата поддерживается уровень раздела фаз «нефть - вода» на отметке 1700 мм от низа аппарата. Допустимые колебания межфазного уровня в пределах 1600мм, от 1400мм до 3000мм, при этом нижний аварийный уровень (НАУ) равен 1200мм. Межфазный уровень поддерживается при помощи изменения количества воды, отводимой из КДФ через аппарат очистки воды (АОВ), что осуществляется посредством регулирующего клапана (К3) с электроприводом, установленного на линии отвода воды из АОВ, управление клапаном осуществляется по месту вручную, из операторной с центрального пульта (компьютерное) и со щита.

Контроль за положением межфазного уровня осуществляется при помощи межфазного уровнемера(LRA-1) буйкового типа ВW - 25 с длинной буйка 1000мм. Показания прибора выводятся в операторную.

Визуальный контроль за положением межфазного уровня осуществляется при помощи поворотного пробоотборника. Аппарат оснащен техническим манометром(PI-1).

Сброс отделившейся пластовой воды из КДФ производится в АОВ через задвижку В1.

Для предотвращения превышения давления на КДФ установлены четыре предохранительных клапана Ду 150, Ру 16: два рабочих, два резервных.

6.2.2 Вторая ступень обезвоживания (АОН)

Водонефтяная смесь из КДФ поступает в аппарат обезвоживания нефти (АОН) через задвижку Н6, в котором происходит отделение воды при давлении до - 0,63 МПа и температуре до 40⁰С.

Аппарат работает полным сечением. Внутри аппарата поддерживается уровень раздела фаз «нефть - вода» на отметке 1700 мм от низа аппарата. Допустимые колебания межфазного уровня в пределах 2500 мм, от 500 мм до 3000 мм, при этом верхний аварийный уровень (ВАУ) равен 3000 мм, а нижний аварийный уровень (НАУ) равен 500 мм. Межфазный уровень поддерживается при помощи изменения количества воды, отводимой из АОН, что осуществляется посредством регулирующего клапана (К1) с электроприводом, установленного на линии отвода воды из АОН, управление клапаном осуществляется по месту вручную , из операторной с центрального пульта (компьютерное) и со щита.

Контроль за положением межфазного уровня осуществляется при помощи межфазного уровнемера (LRA-2) буйкового типа ВW - 25 с длинной буйка 1000мм. Показания прибора выводятся в операторную.

Визуальный контроль за положением межфазного уровня осуществляется при помощи поворотного пробоотборника. Аппарат оснащен техническим манометром(PI-2).

Сброс отделившейся пластовой воды из АОН производится в БД.

Для предотвращения превышения давления на АОН установлены четыре предохранительных клапана Ду 150 Ру 16: два рабочих, два резервных.

6.2.3 Сепарация, третья ступень обезвоживания (ТФСН)

Нефть из АОН поступает в трехфазный сепаратор (ТФСН) через задвижку Н10, в котором при давлении до 0,59 МПа и температуре до 40⁰С происходит обезвоживание нефти до величины, зависящей от объёмов утилизации воды (если в предыдущих ступенях технологической цепочки обводненность не достигла регламентного показателя), сепарация газа и, далее, она поступает на прием центробежных насосов Н -5, 6, 7.

ТФСН разделен на две секции: отстойную и сепарационную.

В отстойной секции осуществляется сепарация нефти и сброс пластовой воды. В этой секции аппарата диаметром 3400мм при помощи перегородки и наклонных лотков с горизонтальным урезом поддерживается уровень нефти, появление пластовой воды и контроль межфазного уровня «нефть - вода» в отстойной секции осуществляется при помощи межфазного уровнемера (LRA-4) буйкового типа ВW - 25 с длинной буйка 1000 мм. Верхний аварийный межфазный уровень ВАУ в отстойной секции составляет 1000мм от низа аппарата. Сброс пластовой воды выделившейся в отстойной секции ТФСН происходит до ее полного удаления. Сброс осуществляется или постоянно, при устойчивом режиме, или периодически, по мере появления воды в отстойной секции. Вывод пластовой воды осуществляется посредством регулирующего клапана (К2) с электроприводом установленного на линии отвода воды из ТФСН, управление клапаном осуществляется по месту вручную, из операторной с центрального пульта (компьютерное) и со щита.

Сброс отделившейся пластовой воды из ТФСН производится в буфер дегазатор пластовой воды БД.

В сепарационной секции осуществляется сепарация нефти. В этой секции аппарата диаметром 3400 мм поддерживается уровень раздела фаз «нефть - газ» на отметке 1600 мм от низа аппарата, допустимые колебания уровня в пределах 300мм, от 1300 мм до 1900 мм, при этом ВАУ равен 2050 мм, а нижний аварийный уровень (НАУ) равен 1140 мм . Контроль уровня осуществляется при помощи уровнемера «У-1500», показывающего текущее состояние уровня жидкости(LRA-16).

Уровень нефти поддерживается, при помощи изменения количества нефти отводимой из ТФСН через задвижку Н13, что осуществляется посредством регулирующего клапана К4 с электроприводом, установленного после узла учета нефти, управление клапаном осуществляется по месту вручную, из операторной с центрального пульта (компьютерное) и со щита.

Отсепарированная нефть из сепарационной секции постоянно поступает на прием насосов внешней откачки через задвижку Н13. Аппарат оснащен техническим манометром(PI-4).

Для предотвращения превышения давления на ТФСН установлены два предохранительных клапана Ду 150 Ру 16: один рабочий, один резервный.

6.2.4 Первая ступень очистки пластовой воды (АОВ)

Основное количество пластовой воды на установке поступает в КДФ, далее отделившееся пластовая вода поступает на очистку от нефтепродуктов в аппарат очистки воды (АОВ) через задвижку В9 в котором при давлении до - 0,61 МПа и температуре до 40⁰С происходит гравитационное отделение уловленной нефти, от пластовой воды. После АОВ содержание нефтепродуктов соответствует регламентному, составляет не более 50 мг/л.

Аппарат работает полным сечением. Внутри аппарата поддерживается уровень раздела фаз «нефть - вода» на отметке 2300мм от низа аппарата. Допустимые колебания межфазного уровня в пределах 1300мм, от 1700мм до 3000мм, при этом верхний аварийный уровень (ВАУ) равен 3000мм, а нижний аварийный уровень (НАУ) равен1500мм. Межфазный уровень поддерживается при помощи периодического , по мере накопления, сброса уловленной нефти в заглубленную емкость Е - 3, что осуществляется посредством задвижки Д7, установленной на линии отвода уловленной нефти из АОВ, вручную.

Контроль за положением межфазного уровня осуществляется при помощи межфазного уровнемера буйкового типа ВW - 25 с длинной буйка 1000мм. Показания прибора выводятся в операторную(LRА-3).Визуальный контроль за положение межфазного уровня осуществляется при помощи поворотного пробоотборника. Аппарат оснащен техническим манометром. (PI-3)

6.2.5 Сепарация пластовой воды, очистка от нефтепродуктов (БД)

В аппарат, буфер-дегазатор (БД), вода поступает из: аппарата очистки воды (АОВ) через задвижку В17, аппарата обезвоживания нефти (АОН) через регулирующий клапан К1 и трехфазного сепаратора (ТФСН) через клапан К2.

Таким образом, последняя ступень очистки от нефтепродуктов и сепарация всей пластовой воды на установке производится в буфер - дегазаторе (БД). Все три ввода пластовой неочищенной воды в буфер - дегазатор от аппаратов сброса воды (АОН и ТФСН) и от аппарата очистки пластовой воды первой ступени (АОВ) осуществляются по отдельным штуцерам.

Выход уловленной нефти из БД происходит в специально установленную подземную емкость Е-2.

Аппарат разделен на две секции: малую сепарационную и большую сепарационную.

Малая сепарационная секция осуществляет очистку от нефтепродуктов и сепарацию пластовой воды, сбрасываемой из АОН и ТФСН. В этой секции аппарата диаметром 3400мм при помощи перегородки и наклонных лотков с горизонтальным урезом поддерживается уровень воды на отметке 2400мм от низа аппарата(LRА-5).

Из малой секции очищенная пластовая вода перетекает в большую сепарационную секцию.

Большая сепарационная секция осуществляет сепарацию пластовой воды, сбрасываемой из КДФ через АОВ. В этой секции аппарата диаметром 3400мм поддерживается уровень раздела фаз «вода - газ» на отметке 1500 мм от низа аппарата, допустимые колебания уровня в пределах 1100мм, от 500мм до 1600мм, при этом ВАУ равен 1800, а НАУ равен 400мм. Контроль уровня осуществляется при помощи уровнемера «У-1500», показывающего текущее состояние уровня жидкости(LRА-6).