Сбор и подготовка нефти, газа и воды и экологическая безопасность

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

Федеральное Государственное Бюджетное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования

Самарский Государственный Технический Университет

Факультет дистанционного и дополнительного образования

Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине «Сбор и подготовка нефти, газа и воды и экологическая безопасность»

Сологаевское месторождение

ВЫПОЛНИЛ Русаков А.В.

ПРИНЯЛ: Руководитель курсовой работы

Борисевич Ю.П.

Самара 2013 год

УТВЕРЖДАЮ

Зав. Кафедрой РиЭНиГМ

Коновалов В.В.

ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ

ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ КУРСОВОЙ РАБОТЫ ПО ДИСЦИПЛИНЕ

«СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ И ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ»

Задание на курсовой проект:

1. Привести схему сбора продукции скважин по выбранному месторождению. Проанализировать работу системы сбора продукции скважин по шести позициям. Выявить имеющиеся недостатки. Предложить конкретные мероприятия по их устранению. Предложить вариант реконструкции существующей системы, если она необходима.

2. Проанализировать работу ДНС - УПСВ (если они имеются в системе сбора) по трем позициям. Выявить имеющиеся недостатки. Предложить конкретные мероприятия по их устранению. Предложить вариант реконструкции ДНС-УПСВ, если она необходима.

3. Привести сведения о трубопроводах системы сбора (стандартная таблица). Выявить трубопроводы, отслужившие нормативный срок и обосновать их замену на конкретные новые трубопроводы.

4. Проанализировать работу АГЗУ и обосновать их замену, если она необходима.

5. Привести схему УКПН. Проанализировать работу УКПН по двум позициям. Выявить имеющиеся недостатки. Предложить конкретные мероприятия по их устранению. Предложить вариант реконструкции УКПН, если она необходима.

6. Привести схему ППД по выбранному месторождению. Проанализировать работу системы ППД и поглощения, включая КНС по шести позициям. Выявить имеющиеся недостатки. Предложить конкретные мероприятия по их устранению. Предложить вариант реконструкции существующей схемы ППД, если она необходима.

7. Привести схему конкретного однофазного трубопровода. Осуществить гидравлический расчет выбранного однофазного трубопровода.

8. Привести схему конкретного двухфазного трубопровода. Осуществить гидравлический расчет выбранного двухфазного трубопровода.

9. Осуществить технологический и механический расчет двух аппаратов (отстойник, сепаратор, теплообменник, печь, абсорбер и т.п.), приведя их сборочные чертежи, спецификации и необходимые исходные данные

10. Привести литературный обзор на тему: «Теплообменники»

патентный обзор на тему «Уравнительные системы»

11. Привести сведения по ТБ по конкретному месторождению.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Нефтепереработка - очень капиталоемкая отрасль, поэтому ошибки при проектировании объектов трудно исправляемы. Одной из важнейших проблем, которую приходится решать в настоящее время руководству многих нефтеперерабатывающих предприятий, является изношенность основных фондов.

Оборудование, которым оснащено большинство российских предприятий, продолжает стареть и морально, и физически. Переоборудование предприятий, и внедрение новых передовых технологий пока возможно только за счет импортной техники или за счет разработки и внедрения оборудования, используя инженерный потенциал собственного инженерного состава.

Важно заметить, что наблюдается рост инвестиций в основной капитал во всех отраслях промышленности, в том числе в нефтеперерабатывающей и нефтехимической. Можно сделать вывод, что ведущие российские предприятия всячески стремятся укрепить свои основные фонды, упрочнить финансовое положение в будущем, путем модернизации производства и внедрения прогрессивных технологий. Но при внедрении новых технологий и модернизации производства, техническое руководство сталкивается с проблемой как выбора качественного и экономичного нового оборудования, так и достаточно эффективного ремонта действующего оборудования.

Если провести сравнительный анализ продукции известных российских производителей нефтеперерабатывающего оборудования, то о конкурентоспособности их продукции по сравнению с западными аналогами можно говорить только в части цены приобретения. Но в данный момент основными факторами в выборе оборудования является не только цена, а обеспечение оптимальных и стабильных показателей надежности, экономичности, длительности ресурса, простоты в ремонте, удобств технического обслуживания, возможности получения необходимых качественных запасных частей.

В настоящее время все больше внимания требуют вопросы безопасности работающих людей и экологической безопасности производства. Поскольку отечественные производители нефтеперерабатывающего оборудования пока не в состоянии удовлетворить потребности наших предприятий, актуальным становится вопрос поддержания и повышения технического уровня оборудования.

Исходя из этого, для нормальной и перспективной работы данного предприятия, необходимо производить совершенствование технологического процесса за счет уже имеющегося, но бездействующего оборудования.

1. Общая характеристика системы сбора и транспортировки продукции Сологаевского месторождения

В настоящее время эксплуатацию Сологаевского месторождения осуществляет ЦДНГ № 2 (цех добычи нефти и газа) ОАО «Самаранефтегаз».

Месторождение введено в разработку в 1984 году.

В составе Сологаевского месторождения выделяют Сологаевское и Подбельское поднятия.

На Сологаевском месторождении залежи нефти выявлены в следующих продуктивных пластах: В₁ турнейского яруса, Дк тиманского горизонта, ДI^/, ДI и ДII пашийского горизонта - на Сологаевском поднятии и в пластах В₁, Дк, ДI, ДII - на Подбельском поднятии.

Нефти Сологаевского месторождения относятся к легким с плотностью 0,822-0,846 г/см³, нефть пласта В₁ относится к среднему типу с плотностью 0,878 г/см³. Нефти являются маловязкими (динамическая вязкость при 20єС изменяется от 6,68 мПаЧс до 11,41 мПаЧс), нефть пласта В₁ - вязкая, с динамической вязкостью при 20 єС - 34,54 мПаЧс. Газовый фактор изменяется от 30,3 м³/т до 90,3 м³/т.

По товарной характеристике нефти разделяются на сернистые и высокосернистые (массовое содержание серы 0,94-2,43%), малосмолистые и смолистые (3,34-11,96%), парафиновые (3,84-5,28%).

По состоянию на 01.01.2013 г. действующий фонд добывающих скважин Сологаевского месторождения, дающих продукцию составляет 24 единицы. Из них 21 скважин работают на Сологаевском поднятии, 3 скважины - на Подбельском поднятии.

На месторождении для сбора продукции скважин реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа.

Продукция скважин месторождения под давлением, развиваемым электроцентробежными насосами (19 скважин), глубинными штанговыми насосами (1 скважины), и под давлением свабирования (4 скважины) по выкидным трубопроводам диаметром 108-114 мм, протяженностью порядка 10-12 км, поступает на 7 автоматических групповых замерных установки (АГЗУ-9, 10, 12, 13, 14, 15 на Сологаевском куполе, АГЗУ-11 на Подбельском куполе). После замера дебита продукция скважин в количестве 633 тыс. т/год, обводненностью 79,5% по нефтегазосборным трубопроводам диаметром 114-168мм, протяженностью 12,65 км поступает на Сологаевскую УПСВ.

Далее частично подготовленная продукция с остаточным водосодержанием 2-3% по напорному трубопроводу диаметром 219 мм, протяженностью 11,2 км транспортируется на Мочалеевскую УПСВ для дальнейшей подготовки и затем по существующим напорным трубопроводам диаметром 219-325, протяженностью порядка 58,5 км через Сосновский товарный парк поступает на Похвистневскую УКОН, где осуществляется подготовка нефти до товарной кондиции по ГОСТ Р 51858-2002 г.

Попутный нефтяной газ Сологаевского месторождения, выделившийся в аппаратах Сологаевской УПСВ, по существующей сети газопроводов диаметром 159-425 мм, протяженностью порядка 48 км, под собственным давлением транспортируется на Отрадненский газоперерабатывающий завод (НГПЗ). В случае необходимости газ может сбрасываться на свечу.

2. Описание технологической схемы сбора продукции скважин

нефтеперерабатывающий скважина месторождение

Продукция скважин Сологаевского месторождения под устьевым давлением по выкидным трубопроводам диаметром 108 мм и 114 мм поступает соответствующие замерные установки типа «Спутник» (АМ 40-8-400, АМ 40-14-400, Б 40-14-400), где осуществляется замер дебита отдельной скважины по жидкости. Далее газожидкостная смесь направляется по нефтегазосборным коллекторам диаметром 114мм, 159 мм, 168 мм на УПСВ «Сологаевская» для ее предварительной подготовки и далее по напорному трубопроводу диаметром 219 мм транспортируется на УПСВ«Мочалеевская» и затем через ТП «Сосновкий» подается на УКОН «Похвистневская».

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

С целью восстановления пропускной способности выкидных трубопроводов от скважин №№ 9,130, сборных нефтепроводов и напорного трубопровода путем термической обработки, трубопроводы оснащены паровпускными стояками.

Количество автоматических замерных установок на Сологаевском месторождении составляет 7 шт. Перечень замерных установок с указанием соответствующих им номеров нефтяных скважин представлен в таблице 1.

Таблица 1

Перечень замерных установок и нефтяных скважин на Сологаевском месторождении

№ п/п	Наименование замерной установки (тип)	Номер замерной установки	Номера скважин, соответствующие данной замерной установке	Давление в трубопроводе на выходе АГЗУ, МПа
1	АМ 40-14-400	АГЗУ-9	№2, №3, №130, №9, №129	До 4 МПа
2	АМ 40-14-400	АГЗУ-10	№1, №4, №6, №120, №105, №107, №118, №119, №120, №124, №127, №139, №142, №141, №143, №144, №302	До 4 МПа
3	Б 40-14-400	АГЗУ-12	12, №121, №122, №123, №125, №126, №157, ,№159, №160, №187, №196	До 4 МПа
4	АМ 40-8-400	АГЗУ-13	№151, №155, №181, №182	До 4 МПа
5	АМ 40-8-400	АГЗУ-14	№146, №148, №150, №149, №152, №161, №180, №188, №189	До 4 МПа
6	АМ 40-8-400	АГЗУ-15	№304	До 4 МПа
7	АМ 40-14-400	АГЗУ-11	№210, №211, №201, №202, №204, №206, №11	До 4 МПа

Краткая техническая характеристика замерных установок Сологаевского месторождения приведена в таблице 2.

Таблица 2

Перечень замерных установок с указанием их количества и технической характеристики

Позиция на схеме	Наименование оборудования	Количество, шт.	Техническая характеристика	Материал
13,14,15	АГЗУ «Спутник» АМ 40-8-400	3	Пропускная способность - 4000 м3/сут Диапазон измерений - 5-500 м3/сут Количество подключаемых скважин - до 8 шт. Максимальное рабочее давление в сепараторе - 4,0 МПа	16 ГС
1,2,7	АГЗУ «Спутник» АМ 40-14-400	3	Пропускная способность - 4000 м3/сут Диапазон измерений - 5-500 м3/сут Количество подключаемых скважин - до 14 шт. Максимальное рабочее давление в сепараторе - 4,0 МПа	16 ГС
12	АГЗУ «Спутник» Б 40-14-400	1	Пропускная способность - 4000 м3/сут Диапазон измерений - 5-500 м3/сут Количество подключаемых скважин - до 14 шт. Максимальное рабочее давление в сепараторе - 4,0 МПа	16 ГС

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.

Система контроля технологического процесса сбора и транспорта нефти Гражданского 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.

Система внутрипромысловых трубопроводов Гражданского месторождения состоит из:

- выкидных трубопроводов от добывающих скважин до АГЗУ;

- нефтесборных трубопроводов для транспорта продукции скважин от АГЗУ до пункта предварительной подготовки нефти и газа - УПСВ.

Сведения о состоянии внутрипромысловых трубопроводов Сологаевского месторождения (по состоянию на 01.01.2013г.) представлены в таблице 3.

Таблица 3

Сведения о состоянии действующих внутрипромысловых трубопроводов Сологаевского месторождения

№ п/п	Год ввода	Наименование трубопроводов	Краткая техническая характеристика
			Длина, м	Рабочее давление макс., МПа	Диаметр и толщина стенки, мм	Материал	Категория
Выкидные линии скважин:
1	1983	скв.1 -> АГЗУ-10	510	до 4,0	114х5	Ст.20	4
2	1997	скв.2 -> АГЗУ-9	100	до 4,0	114х5	Ст.20	4
3	1984	скв.3 -> АГЗУ-9	700	до 4,0	114х5	Ст.20	4
4	1985	скв.4 -> АГЗУ-10	400	до 4,0	114х5	Ст.20	4
5	1985	скв.6 -> АГЗУ-10	800	до 4,0	114х5	Ст.20	4
6	2000	скв.9 -> скв.129	350	до 4,0	114х5	Ст.20	4
7	1987	скв.11 -> АГЗУ-11	2000	до 4,0	114х5	Ст.20	4
8	1987	скв.12 -> скв.14	200	до 4,0	114х5	Ст.20	4
9	1987	скв.40 -> АГЗУ-11	1200	до 4,0	114х5	Ст.20	4
10	1987	скв.41 -> АГЗУ-11	2000	до 4,0	114х5	Ст.20	4
11	1988	скв.102 -> АГЗУ-10	500	до 4,0	114х5	Ст.20	4
12	1988	скв.105 -> АГЗУ-10	500	до 4,0	114х5	Ст.20	4
13	1988	скв.107 -> АГЗУ-10	800	до 4,0	114х5	Ст.20	4
14	1988	скв.118 -> АГЗУ-10	600	до 4,0	114х5	Ст.20	4
15	1988	скв.119 -> АГЗУ-10	700	до 4,0	114х5	Ст.20	4
16	1994	скв.120 -> АГЗУ-10	200	до 4,0	114х5	Ст.20	4
17	1991	скв.121 -> АГЗУ-12	150	до 4,0	114х5	Ст.20	4
18	1997	скв.122 -> вр.скв122	250	до 4,0	114х5	Ст.20	4
19	1991	скв.123 -> АГЗУ-12	200	до 4,0	114х5	Ст.20	4
20	1994	скв.124 -> АГЗУ-10	200	до 4,0	114х5	Ст.20	4
21	1994	скв.125 -> АГЗУ-10	240	до 4,0	114х5	Ст.20	4
22	1991	скв.126 -> АГЗУ-12	200	до 4,0	114х5	Ст.20	4
23	1994	скв.127 -> скв.106	600	до 4,0	114х5	Ст.20	4
24	1997	скв.129 -> АГЗУ-9	800	до 4,0	114х8	Ст.20	4
25	1997	скв.130 -> вр.скв130	5	до 4,0	114х8	Ст.20	4
26	1994	скв.139 -> вр.скв139	700	до 4,0	114х5	Ст.20	4
27	1996	скв.141 -> АГЗУ-10	670	до 4,0	114х5	Ст.20	4
28	1995	скв.142 -> АГЗУ-10	400	до 4,0	114х5	Ст.20	4
29	1996	скв.143 -> вр.скв143	1025	до 4,0	114х5	Ст.20	4
30	1995	скв.144 -> АГЗУ-10	400	до 4,0	114х5	Ст.20	4
31	1996	скв.146 -> АГЗУ-14	450	до 4,0	114х5	Ст.20	4
32	1996	скв.148 -> АГЗУ-14	300	до 4,0	114х5	Ст.20	4
33	1994	скв.149 -> АГЗУ-14	450	до 4,0	114х5	Ст.20	4
34	1994	скв.150 -> АГЗУ-14	200	до 4,0	114х8	Ст.20	4
35	1993	скв.151 -> скв.181	10	до 4,0	114х5	Ст.20	4
36	1997	скв.152 -> скв.161	250	до 4,0	114х5	Ст.20	4
37	1993	скв.155 -> АГЗУ-13	250	до 4,0	114х5	Ст.20	4
38	1993	скв.157 -> АГЗУ-12	500	до 4,0	114х5	Ст.20	4
39	1992	скв.159 -> АГЗУ-12	360	до 4,0	114х8	Ст.20	4
40	1996	скв.160 -> АГЗУ-12	150	до 4,0	114х8	Ст.20	4
41	1997	скв.161 -> вр.скв.161	250	до 4,0	114х5	Ст.20	4
42	1992	скв.180 -> АГЗУ-14	100	до 4,0	114х5	Ст.20	4
43	1993	скв.181 -> АГЗУ-13	100	до 4,0	114х5	Ст.20пс	4
44	1992	скв.182 -> АГЗУ-13	200	до 4,0	114х5	Ст.20	4
45	1993	скв.187 -> вр.скв187	5	до 4,0	114х5	Ст.20	4
46	1995	скв.188 -> АГЗУ-14	200	до 4,0	114х5	Ст.20	4
47	1994	скв.189 -> АГЗУ-14	100	до 4,0	114х5	Ст.20	4
48	1997	скв.196 -> АГЗУ-12	300	до 4,0	114х8	Ст.20	4
49	2000	скв.201 -> АГЗУ-11	900	до 4,0	114х5	Ст.20	4
50	2000	скв.202 -> вр.скв202	37	до 4,0	114х5	Ст.20	4
51	2000	скв.204 -> АГЗУ-11	2000	до 4,0	114х5	Ст.20	4
52	2000	скв.206 -> скв.204	2	до 4,0	114х5	Ст.20	4
53	1998	скв.210 -> вр.скв210	22	до 4,0	114х5	Ст.20	4
54	1998	скв.211 -> АГЗУ-11	200	до 4,0	114х5	Ст.20	4
55	1998	скв.213 -> АГЗУ-11	100	до 4,0	114х5	Ст.20	4
56	2006	скв.302 -> АГЗУ-10	390	до 4,0	108х6	Ст.20	4
57	2010	скв.304 -> АГЗУ-15	121	до 4,0	114х7	Ст.20	4
58	1988	скв.13 -> АГЗУ-11	70	до 4,0	114х5	Ст.20	4
59	1989	скв.14 -> АГЗУ-12	120	до 4,0	114х5	Ст.20	4
60	1988	скв.44 -> АГЗУ-11	70	до 4,0	114х5	Ст.20	4
61	1994	скв.106 -> АГЗУ-10	176	до 4,0	114х5	Ст.20	4
62	1988	скв.106 -> АГЗУ-10	250	до 4,0	114х5	Ст.20	4
63	1996	скв.145 -> скв.118	300	до 4,0	114х5	Ст.20	4
64	1992	скв.154 -> АГЗУ-13	100	до 4,0	114х5	Ст.20	4
65	1992	скв.183 -> АГЗУ-13	100	до 4,0	114х5	Ст.20	4
66	1993	скв.184 -> АГЗУ-13	250	до 4,0	114х5	Ст.20	4
67	1993	скв.186 -> АГЗУ-13	300	до 4,0	114х5	Ст.20	4
68	1997	скв.197 -> скв.196	10	до 4,0	114х8	Ст.20	4
Нефтегазосборные трубопроводы
1	1991	АГЗУ-13 -> УПСВ-Сологаевская	2200	до 4,0	168х7	Ст.20	3
2	1992	АГЗУ-10 -> УПСВ-Сологаевская	1500	до 4,0	168х7	Ст.20	3
3	1988	АГЗУ-11 -> УПСВ-Сологаевская	5000	до 4,0	168х7	Ст.20	3
4	1988	АГЗУ-14 -> вр. АГЗУ14	150	до 4,0	114х7	Ст.20	3
5	1987	АГЗУ-9 -> УПСВ-Сологаевская	800	до 4,0	159х5	Ст.20	3
6	1991	АГЗУ-12 -> УПСВ-Сологаевская	1400	до 4,0	168х7	Ст.20	3
7	2010	АГЗУ-304 -> УПСВ-Сологаевская	1898	до 4,0	159х6	Ст.20	3
Напорные нефтепроводы
1	1984 - 1991	ДНС Сологаевская - УПСВ-4 Мочалеевская	11189	до 4,0	219х7	Ст.20	3

Система построена с переменными диаметрами труб по участкам в зависимости от количества собираемой продукции. Трубопроводы проложены из стальных бесшовных и электросварных труб, изготовленных из спокойных, полуспокойных углеродистых низколегированных сталей, соответствующих требованиям приведенных ниже стандартов технических условий:

- ГОСТ 8731-74 (трубы стальные бесшовные группы В из стали 20, стали 10);

- ГОСТ 8733-74 (трубы стальные бесшовные холоднодеформированные и теплодеформированные из углеродистой и легированной стали).

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 таблиц видно, что 98,1 % протяженности выкидных линий и 85,3 % нефтегазосборных трубопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности данного региона (РД 39-132-94).

Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Сологаевского 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.

Кроме того, анализ работы трубопроводов за 2012 год показал, что на Сологаевском месторождении было 8 отказов нефтепроводов.

Отказы нефтепроводов за 2012 год сведены в таблицу 4.

Таблица 4

Отказы нефтепроводов за 2012 год

Наименование трубопровода	Обнаружен дата	Мероприятие	Ликвидирован дата	Причина аварии	Реагент
скв.144 -> АГЗУ-10	24.12.2012	Установка заплаты	24.12.2012	Внутренняя коррозия	- реагент отсутствует -
скв.121 -> АГЗУ-12	16.08.2012	Замена катушки	17.08.2012	Прочие	- реагент отсутствует -
скв.144 -> АГЗУ-10	05.07.2012	Установка заплаты	05.07.2012	Внутренняя коррозия	- реагент отсутствует -
скв.122 -> вр.скв122	05.07.2012	Установка заплаты	05.07.2012	Внутренняя коррозия	- реагент отсутствует -
ДНС-Сологаевская -> переход1984-1991	27.06.2012	Установка бандажа	27.06.2012	Внутренняя коррозия	- реагент отсутствует -
скв.144 -> АГЗУ-10	21.06.2012	Установка заплаты	21.06.2012	Внутренняя коррозия	- реагент отсутствует -
скв.127 -> скв.106	11.05.2012	Замена катушки	12.05.2012	Прочие	- реагент отсутствует -
скв.144 -> АГЗУ-10	19.04.2012	Установка заплаты	19.04.2012	Внутренняя коррозия	- реагент отсутствует -

Анализ показ, что основной причиной порывов является коррозия трубопроводов.

Технологический режим работы действующих нефтяных скважин Сологаевского месторождения представлен в таблице 5.

Таблица 5

Технологический режим работы действующих нефтяных скважин Сологаевского месторождения

№ скв.	Номер АГЗУ	Способ эксплуат.	Пласт	Плотность нефти, г/см3	Суточный дебит	Обводнен- ность,%
					нефти, т/сут.	жидкости, м3/сут.
9	АГЗУ-9	ЭЦН	Д1`, ДK	0,833	0,7	1	10
107	АГЗУ-10	ЭЦН	Д1	0,838	6,9	104,25	92
121	АГЗУ-12	ЭЦН	Д2	0,846	12,9	462	97
122	АГЗУ-12	ЭЦН	Д1, Д1`, Д2	0,836	6,3	27	72
123	АГЗУ-12	ЭЦН	Д1	0,838	1,5	2	8
130	АГЗУ-9	ЭЦН	Д1	0,838	26,7	36	12
143	АГЗУ-10	ШГН	Д1	0,838	0,002	0,1	98
144	АГЗУ-10	ЭЦН	Д2	0,846	3,8	128	97
149	АГЗУ-14	ЭЦН	ДK	0,833	2,8	4	15
155	АГЗУ-13	ЭЦН	Д1	0,838	35,6	53	20
159	АГЗУ-12	ЭЦН	Д1	0,838	5,3	17	63
161	АГЗУ-14	сваб	Д1	0,838	0,002	0,1	98
180	АГЗУ-14	сваб	Д1	0,838	0,002	0,1	98
182	АГЗУ-13	сваб	Д1	0,838	0,002	0,1	98
187	АГЗУ-12	ЭЦН	Д1	0,838	2,3	3	8
188	АГЗУ-14	сваб	Д1	0,838	0,0	0,1	96
197	АГЗУ-12	ЭЦН	Д1, Д1`	0,838	8,7	15	31
206	АГЗУ-11	ЭЦН	Д1	0,822	9,5	243	95
210	АГЗУ-11	ЭЦН	Д1	0,822	0,05	0,1	43
211	АГЗУ-11	ЭЦН	Д1	0,822	7,4	10	10
302	АГЗУ-10	ЭЦН	Д2	0,846	6,7	290	97
304	АГЗУ-15	ЭЦН	Д1	0,838	143,8	186	8
305	АГЗУ-15	ЭЦН	Д1, Д2	0,842	116,5	255	46
308	АГЗУ-15	ЭЦН	Д2	0,833	44,1	58	9

Пластовый поток по выкидным линиям скважин №9, №130 приходит на АГЗУ №9 «Сологаевская», а далее от АГЗУ №9 по нефтесборному коллектору диаметром 159Ч5 длиной 800 метров устремляется на УПСВ «Сологаевская».

Пластовый поток по выкидным линиям скважин №107, №143, №144, №302 поступает на АГЗУ №10«Сологаевская», далее от АГЗУ №10 по нефтесборному коллектору диаметром 168Ч7 длиной 1500 метров устремляется на УПСВ «Сологаевская».

Пластовый поток по выкидным линиям скважин №206, №210, №211 поступает на АГЗУ №11, а с нее по нефтесборному коллектору диаметром 168Ч7 длиной 5000 метров устремляется на УПСВ «Сологаевская».

Пластовый поток по выкидным линиям скважин №121, №122, №123, №159, №187, №187, №197 поступает на АГЗУ№12, а с него по нефтесборному коллектору диаметром 168Ч7 длиной 1400 метра устремляется на УПСВ «Сологаевская».

Пластовый поток по выкидным линиям скважин №155, №181 поступает на АГЗУ№13, а далее по нефтесборному коллектору диаметром 168Ч7 длиной 1400 метра устремляется на УПСВ «Сологаевская».

Пластовый поток по выкидным линиям скважины №304 поступает на АГЗУ№15, а далее по нефтесборному коллектору диаметром 159Ч6 длиной 1898 метров устремляется на УПСВ «Сологаевская».

К АГЗУ №14 подсоединены выкидные линии скважин №149, №161, №180, №188. От АГЗУ №14 весь поток пластовой жидкости по нефтесборному коллектору диаметром 168Ч8 длиной 1300 метров поступает на УПСВ «Сологаевская».

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.

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, АМ-40-14-400, Б-40-14-400).

Принцип работы АГЗУ «Спутник»

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

Принципиальная технологическая схема АГЗУ «Спутник»

Рис.1

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 измерения, который передается по системе телемеханики в диспетчерскую. В установке предусмотрена 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 реагентоы в системе сбора месторождения

В системе нефтесбора Сологаевского месторождения применяется ингибитор коррозии КорМастер 1045.

КорМастер 1045 применяется в качестве ингибитора коррозии в нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности. Представляет собой раствор модифицированных алкилимидазолинов, алкилпиридинов и солей четветичных аммониевых оснований в среде метанола.

Основные характеристики ингибитора коррозии КорМастер 1045 приведены в таблице 6.

Таблица 6

Основные характеристики ингибитора коррозии КорМастер 1045

Наименование показателя	Норма
Внешний вид	однородная жидкость от желтоватого до тёмно-коричневого цвета
Массовая доля активного вещества, % масс, в пределах	20-30
Вязкость кинематическая при 20єС, мм2/с, не более	7,0
Температура застывания, єС, не выше	минус 50
Растворимость	в нефти и воде - растворим

Реагенты подаются на устья скважин №121,206,302 и на АГЗУ-10.

Выводы и рекомендации.

1) В соответствии с ВНТП 3-85 дебит каждой скважины должен замеряться. На Сологаевском месторождении ряд скважин врезан в ближайшие выкидные линии, что не позволяет измерять дебит отдельной скважины по нефти и жидкости. Курсовой работой рекомендуется строительство индивидуальных выкидных линий от скважин до ближайших АГЗУ.

2) Месторождение введено в разработку в 1984 году.

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, 98,1 % протяженности выкидных линий и 85,3 % нефтегазосборных трубопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности данного региона (РД 39-132-94).

Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Сологаевского 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.

3) Курсовой работой выполнен анализ работы нефтепроводов за 2012 год. Анализ показал, что порывы трубопроводов по причине внутренней коррозии, в основном аварии происходили на одном и том же трубопроводе: скв.144 - АГЗУ-10. Таким образом, рекомендуется замена трубопровода на новый с целью сохранения экологической обстановки и для недопущения потерь нефти при аварии.

4) В разработке находится девонские пласты Д1,Д1`,Д2. Осложнений, связанных с образованием солей (гипс, кальцит), по причине не совместимости пластовых вод девона и карбона нет.

4) Для очистки нефтепровода УПСВ «Сологаевская» - УПСВ «Мочалеевская» от грязепарафиноотложений рекомендуется установка узлов запуска и приема средств очистки и диагностики.

5. Система ППД и поглощения на Сологаевском месторождении

В настоящее время Сологаевское месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления продуктивных нефтяных пластов ДI, ДII, которые залегают на глубинах 2600-2800 м. Закачка воды осуществляется в 5 нагнетательных скважин: №№3, 106, 108, 128, 147. При этом, нагнетательные скважины №№3,108, 128, 147 работают только на пласт ДI, нагнетательная скважина №106 только на пласт ДII.

Источником водоснабжения для целей ППД на месторождении служат пластовые сточные воды, сбрасываемые с установки предварительного сброса воды. УПСВ «Сологаевская» предназначена для первичной обработки нефти, поступающей с Сологаевского месторождения с выделением попутного газа, для частичного отделения пластовой воды от нефти и закачки воды в нагнетательные скважины, для откачки частично обезвоженной нефти (до 2-8% об. остаточного водосодержания) по нефтепроводу на УПСВ «Мочалеевская», и далее на Сосновский товарный парк.

Жидкость из сепаратора подается в отстойник пластовой воды, представляющий собой горизонтальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами, объемом 100 м³.

В отстойнике при естественной температуре и давлении 1,2-3,5 кгс/см² происходит отделение нефти от воды. Вода, как более тяжелая жидкость, собирается в нижней части аппарата, а нефть в верхней. Граница раздела между нефтью и водой контролируется межфазным уровнемером У-1500 BW-25.

Уровень раздела фаз «вода - нефть» поддерживается регулирующим клапаном УЭРВ, установленным на трубопроводе выхода воды с аппарата.

Нефть из отстойника поступает в буферную емкость нефти объемом 100 м³, откуда при помощи насосов по напорному трубопроводу откачивается на Мочалеевскую УПСВ. Давление на выкиде насосов контролируется техническим манометром.

Пластовая вода из отстойника снизу аппарата поступает через фильтр, узел учета жидкости (расходомер), регулирующий клапан в резервуар РВС-1 объемом 1000 м³ или буферную емкость воды объемом 50 м³. Резервуар РВС-1 и буферная емкость БЕ-2 предназначена для сбора и хранения пластовой воды, а также для улавливания незначительного количества остаточной нефти, которая накапливается в верхней части аппаратов.

По мере накопления в резервуаре пластовой воды (РВС) и буферной емкости нефтяная шапка самотеком сбрасывается с верхней части аппаратов в подземную дренажную емкость УПСВ «Сологаевская».

Уровни воды в резервуаре пластовой воды и буферной емкости контролируются уровнемерами У-1500 с выводом показаний в операторную. Изменение уровня воды в резервуаре допускается только в пределах 2 - 10 м, в буферной емкости - 0,6-2,4 м.

Далее вода поступает в шурфы №1, 2, 3, 4, откуда под давлением 5,0-7,0 МПа при помощи погружных насосов марки ЭЦН направляется через ВРП-1, ВРП-2, ВРП-3 в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления в продуктивных нефтяных пластах месторождения, а избыток утилизируется в поглощающие скважины №№104, 1515.

Контроль за давлением на выкиде установок ЭЦН в шурфах осуществляется по месту с помощью технических манометров.

Все промышленные стоки по системе канализации поступают в канализационную емкость, откуда откачиваются полупогружным насосом в отстойник пластовой воды для повторной обработки. Контроль за уровнем жидкости в канализационной емкости ведется с помощью уровнемера.

Таким образом, по состоянию на 01.01.2013 г. система ППД на Сологаевском месторождении включает в себя:

· резервуар пластовой воды V=1000 м³ - 1 шт.;

· буферную емкость воды V=50 м³ - 1 шт.;

· шурфная насосная станция пластовой воды со стендовыми скважинами (шурфами) - всего 4 шт., в работе - 3 шт.;

· установка насосов типа ЭЦН-400-950, ЭЦН-400-1050, ЭЦН-250-800;

· водоводы высокого давления - порядка 4,5 км;

· нагнетательные скважины №№3, 106, 108, 128, 147, - в работе, №№44, 185, 186 - в бездействии, всего 8 шт.;

· поглощающие скважины №104, 1515, находящиеся в работе;

· водозаборную скважину №13, находящуюся в бездействии.

Производительность БКНС «Мочалеевская», которая включает в себя шурфные насосные станции, установленные в стендовых скважинах, составляет 700 м³/сутки.

Действующий фонд нагнетательных скважин по состоянию 01.01.2013 г. составляет 5 шт.

В 2012 г. объем закачки пластовой воды с целью ППД всего по Сологаевскому месторождению составил 381553 м³.

Сведения о состоянии водоводов систем заводнения и поглощения Сологаевского месторождения приведены в таблице 7.

Таблица 7

Сведения о состоянии водоводов систем заводнения и поглощения Сологаевского месторождения

Наименование трубопровода или участка	Назначение объекта	Параметры трубопровода	Материал трубы	Год ввода в эксплуата-цию
		Диаметр, толщина стенки, мм	Длина, м
ВРП-1 - нагнетательная скважина №147	Высоконапор-ный водовод заводнения	168х8	1300	Ст. 20	1995
Нагнетательная скважина №147 - точка врезки к нагнетательной скважине №185	Высоконапор-ный водовод заводнения	114х9	800	Ст. 20	1996
Точка врезки - нагнетательная скважина №185	Высоконапор-ный водовод заводнения	114х9	20	Ст. 20	1996
ВРП-2 - нагнетательная скважина №108	Высоконапор-ный водовод заводнения	114х9	70	Ст. 20	1995
ВРП-2 - нагнетательная скважина №128	Высоконапор-ный водовод заводнения	114х9	70	Ст. 20	1995
ВРП-2 - нагнетательная скважина №106	Высоконапор-ный водовод заводнения	114х9	120	Ст. 20	1995
ВРП-1 - поглощающая скважина №104	Высоконапор-ный водовод поглощения	114х9	50	Ст. 20	1995
ВРП-1 - поглощающая скважина №1515	Высоконапор-ный водовод поглощения	114х9	60	Ст. 20	1995

Выводы и рекомендации.

1) Для защиты трубопроводов и оборудования систем заводнения и поглощения от коррозионного воздействия пластовой воды необходимо предусмотреть антикоррозийную изоляцию водоводов, применение полимерно-металлических труб, ввод ингибитора коррозии.

2) Системы заводнения и поглощения намечается оборудовать запорно-регулирующей и предохранительной арматурой. Нагнетательный и поглощающий фонды скважин должны быть оснащены расходомерами.

3) Для сохранения требуемого температурного режима рабочих агентов для закачки с целью ППД рекомендуется предусмотреть надежную теплоизоляцию водоводов систем заводнения.

6. Предварительная подготовка продукции на УПСВ «Сологаевская»

Сологаевская УПСВ предназначена для сбора, первичной сепарации, предварительного сброса пластовой продукции скважин Сологаевского месторождения.

Сологаевская УПСВ введена в эксплуатацию в 1999 году.

Производительность УПСВ «Сологаевская»: по сырой обводненной нефти составляет до 3000 м3/сут; по газу - до 15,0 млн. м3 в год; по обезвоженной нефти - до 1000 т/сут.

В состав УПСВ «Сологаевская», рассматриваемого в данном регламенте, входят:

* нефтесепаратор первой ступени сепарации (аппарат С-1). Предназначен для предварительного отделения попутного нефтяного газа. (I ступень сепарации);

* газосепаратор (аппарат С-2). Предназначен для первичной осушки газа перед его транспортировкой по системе газопроводов на ОГПЗ;

* отстойник (аппарат О-1). Предназначен для первичного отделения пластовой воды от нефти;

* буферная емкость нефти (аппарат БЕ-1). Предназначен для сбора нефти после отстоя, второй ступени сепарации и накопления нефти для бесперебойной работы насосного блока;

* буферная емкость воды (аппарат БЕ-2). Предназначен для сбора воды после отстоя;

* резервуары пластовой воды (РВС-1, РВС-2). Предназначен для сбора воды после отстоя;

* нефтяные насосы Н-1, Н-2 (типа ЦНС 38х110), предназначенные для откачки частично подготовленной нефтяной эмульсии на УПСВ «Мочалеевскую»;

* шурфовые насосные станции Ш-1, 2, 3 (в состав оборудования УПСВ «Солога-евская» не входят), используются редко - в аварийных ситуациях;

* блок подачи реагента (БР-1, 2). Предназначен для подачи реагента деэмульга-тора в водонефтяную эмульсию;

* система дренажа (аппарат ЕП-1). Предназначена для освобождения аппаратов при ремонтных работах и аварийных ситуациях, сбора утечек жидкости с насо-сов откачки;

* факельная система (ЕП-2 V=80 м3, факел). Предназначена для сжигания газа I и II ступени сепарации в аварийных ситуациях (порыв газопровода и др.).

Сырьем для данной установки служит нефтепродукция скважин из пластов Д₁ и Д₂ Сологаевского месторождения.

Вместе с нефтью попутно добывается нефтяной газ и пластовая вода.

Характеристики их приведены в таблице 8.

Таблица 8

Характеристика исходного сырья, реагентов, изготовляемой продукции

Наименование сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции	Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта организации	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ОСТ, СТП, ТУ (заполняется при необходимости)	Область применения изготовляемой продукции
1. Пластовая нефть	Хроматографический метод на приборе Хром-41	1. Компонентный состав, % мольн.	Пласты Д1, Д2 (усредненные показатели)	После обезвоживания и обессоливания на установке комплексной обработки нефти (УКОН) служит как сырье для нефтепереработки на НПЗ.
	Методика ГипВН № 224.01.101/2003	Метан	18,3 - 16,9
		Этан	6,8
		Пропан	8,7 - 7,6
		И - бутан	1,6 - 1,4
		Н - бутан	4,6 - 4,7
		И - пентан	2,6 - 2,7
		Н - пентан	3,1 - 3,6
		И - гексан	5,0 - 5,4
		Н - гептан	3,0 - 4,0
		С8+В	43,2 - 44,02
	Методика ГипВН № 224.10.097/2003	Углекислый газ	0,09 - 0,2
	Методика ГипВН № 224.10.097/2003	Азот + редкие	2,01 - 1,3
	ГОСТ Р 50802-95	Сероводород	нет
	Криоскопический метод	2. Мол. вес	113 - 137
	ГОСТ 3900-85*	3. Плотность, г/см3	0,73 - 0,78
	ГОСТ 33-2000	4. Вязкость, мПа*с	1,31 -1,55
		5. Пластовая температура, °С	60,0 - 67,0
	РД 39-014035-225-88*	6. Газосодержание, м3/т	82,2 - 104,7
2. Попутный нефтяной газ	Метод газового анализа ГОСТ 5439-76*	1. Компонентный состав, % мольн.		Используется в качестве топливного газа
		Метан	25,82
		Этан	15,3
		Пропан	22,87
		И - бутан	5,51
		Н - бутан	9,68
		И - пентан	2,39
		Н - пентан	2,33
		Гексаны	1,32
		Гептаны	0,29
		Октаны	0,053
		Остаток (С9 + высшие)	0,04
	ГОСТ 5439-76*	Сероводород	Отс.
	ГОСТ 5439-76*	Углекислый газ	0,94
	ГОСТ 5439-76*	Азот + редкие	11,42
	ГОСТ 5439-76*	2. Плотность, кг/м3	1,534
3. Нефть разгазированная	Хроматографический метод на приборе Хром-41	1. Компонентный состав, % мольн.		Применяется для изготовления моторного топлива
	Методика ГипВН № 224.01.101/2003	Метан	2,405
		Этан	3,830
		Пропан	7,358
		И - бутан	1,652
		Н - бутан	5,581
		И - пентан	3,467
		Н - пентан	4,583
		Гексан	7,089
		Гептан	5,269
		Остаток	58,633
Наименование сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции	Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта организации	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ОСТ, СТП, ТУ (заполняется при необходимости)	Область применения изготовляемой продукции
	Методика ГипВН № 224.10.097/2003	Углекислый газ	0,064
	Методика ГипВН № 224.10.097/2003	Азот + редкие	0,039
	ГОСТ Р 50802-95	Сероводород	Отс.
	ГОСТ 3900-85*	2. Плотность, г/см3	До 0,87
	ГОСТ 20287-91*	3. Температура застывания нефти, °С	Минус 15
	ГОСТ 33-2000	4. Вязкость, мПа*с	7,43 - 9,85
		5. Массовое содержание, %
	ГОСТ 2477-65*	· воды	8,0
	ГОСТ 1437-75*	· серы	0,95 - 1,08
	Методика ГипВН № 224.12.01.095/2003	· смол силикагелевых	3,50 - 5,30
	Методика ГипВН № 224.12.01.095/2003	· асфальтенов	0,27 - 1,51
	ГОСТ 11851-85*	· парафинов	4,25 - 4,72
	Криоскопический метод Методика ГипВН № 224.12.14.098/2003	6. Молекулярная масса	177,95
4. Пластовая вода	Методика ГипВН № 224.12.14.298/2003	1. Плотность, % вес.	1,1237	Используется для заводнения нефтяных пластов
	ПНДФ № 141; 2; 3; 4.121-97	2. Показатель активности водородных ионов, pH	6,0 - 6,2
		3. Ионный состав воды, г/л
	Методика ГипВН № 24.01.02.302/2003	CL-	186,165
	Методика ГипВН № 224.01.01.301/2003	SO2-4	0,29546
	Методика ГипВН № 224.01.02.304/2003	HCO-3	0,25620
Наименование сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции	Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта организации	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ОСТ, СТП, ТУ (заполняется при необходимости)	Область применения изготовляемой продукции
	Методика ГипВН № 224.01.02.290/2003	Ca2+	40,6812
	Методика ГипВН № 224.01.02.300/2003	Mg2+	7,2960
	Методика ГипВН № 224.01.02.297/2003	Na++ K+	60,4074
	ОСТ 39-234-89	4. Содержание серово-дорода, мг/л	Отс.
	ГОСТ 21534-76*	5. Минерали-зация, г/л	295,101
	ОСТ 39-133-81*	6. Содержание нефти, мг/л	40 - 50
	ГОСТ 3351-74*	7. Содержание мехпри-месей, мг/л	Не регламентируется
5. ДИН-4	ТУ 2226-001-1.34743072-98	1. Массовая доля основного вещества, % вес.	50 ± 5	Применяется для разрушения водонефтяных эмульсий.
		2. Температура, °С: застывания кипения	Не выше минус 50 плюс 65
		3. Вязкость при 20 °С, сПз	48
		4. Плотность, г/см3	0,84 - 0,85

Примечание: На установке УПСВ «Сологаевская» могут использоваться и другие деэмульгаторы, применяемые в ЦПНГ №2 и утвержденные к использованию в подразделениях ОАО «Самаранефтегаз».

Технологический процесс заключается в следующем: обводненная нефть с Сологаевского месторождения поступает на установку предварительного сброса воды через входные задвижки № 35,36, 38,37, 1 в сепаратор С-1.

Перед сепаратором, во входной поток нефти подается расчетное количество де-эмульгатора. Норма расхода деэмульгатора ДИН-4 составляет до 65 грамм на тонну нефти. Деэмульгатор дозируется с помощью двух блочных автоматизированных установок БР-1,2 (типа БР-2,5).

В составе каждой установки имеется приборный и технологический отсеки (блоки), которые разделены герметичной перегородкой. В приборном отсеке смонтированы приборы и автоматика, служащие для управления, контроля и аварийной сигнализации и отключения оборудования. В технологическом отсеке смонтирована прямоугольная технологическая расходная емкость, дозировочный плунжерный насос с ручной регулировкой размера дозы реагента или деэмульгатора, насос шестеренчатый, служащий для закачивания реагента и деэмульгатора в емкость. В приборном отсеке БР-2,5М расположен пульт управления и шкаф автоматики. Предусмотрен контроль уровня в емкости по мерному стеклу. Приборный и технологический отсеки имеют электрический обогрев, включаемый и отключаемый автоматически, в технологическом отсеке предусмотрена вытяжная вентиляция; приточная вентиляция естественная, через шибер в стенке будки.

Контроль давления на выкиде дозировочного насоса осуществляется по электроконтактному манометру ЭКМ-1У с сигнализацией и блокировкой при превышении давления.

Сепаратор С-1 представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами, объемом 100 м3. Сепаратор снабжен прибором контроля уровня LIA-24а (уровнемер У-1500) и двумя спаренными предохранительными клапанами (ППК), сброс газа от которых осуществляется в предфакельную емкость ЕП-2 и далее на факел сжигания. Установочное давление ППК составляет 8,0 кгс/см2 (0,8 МПа). При понижении уровня в сепараторе С-1 до 0,60 м или повышении до 1,20 м срабатывает сигнализация.

В сепараторе С-1 при естественной температуре и давлении 4,0 - 7,0 кгс/см2 (0,4-0,7 МПа) происходит отделение газа (разгазирование) от нефти. Замер давления в трубопроводе перед сепаратором С-1 производится прибором PIA-15 с выводом текущего значения на щит оператора.

Выделившийся в сепараторе С-1 газ направляется в сепаратор С-2, для конденсации паров жидкости унесённой выделившемся газом, а затем по газопроводу «УПСВ «Сологаевская»- СУ-5 Семеновская» транспортируется на ОГПЗ.

В случае аварии на газопроводе «УПСВ «Сологаевская»- СУ-5 Семеновская - ОГПЗ», а так же при аварийных и плановых остановках ОГПЗ, согласно действующей технологической схеме, выделившийся в С-1 газ через узел учета факельного газа направляется на факел. Узел учета факельного газа (УУФГ) предназначен для учета количества газа, поступающего на факел. В состав УУФГ входят расходомер FIQ-1, датчик давления PISA-14 и манометр PI-9. Расход газа, направляемого на факел, составляет до 306,2 м3/ч, давление газа - до 1,46 кг/см2. Расход газа и давление в трубопроводе выводятся в операторную.

Сепаратор С-2 представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами, объемом 80 м3, служит для конденсации паров жидкости унесённой выделившимся в С-1 газом. При ремонте или диагностике сепаратора С-2 необходимо закрыть задвижки №111, 112, 112а, а основной поток газа направить, минуя сепаратор С-2, через открытые задвижки № 110, 116 - на СУ-5 «Семеновская». В случае, если внешний транспорт газа невозможен, газ через узел учета факельного газа УУФГ-1 и предфакельную емкость ЕП-2 направляется на факел Ф-1.

Сепаратор С-2 снабжен прибором контроля уровня жидкости LIA-2a (уровнемер

У-1500) и двумя предохранительными клапанами, сброс с которых осуществляется в предфакельную емкость ЕП-2 и далее на факел сжигания. Установочное давление ППК составляет 7,0 кгс/см2 (0,7 МПа). При повышении уровня в газосепараторе С-2 до 1,5 м срабатывает сигнализация. Давление в газосепараторе С-2 контролируется по месту прибором PI-2м.

Скапливающийся в С-2 конденсат отводится через открытую задвижку № 112а в дренажную емкость ЕП-2, за счёт разности давлений. Уловленный конденсат из ЕП-2 откачивают полупогружным насосом НП-2 (12НА 9х4), в отстойник О-1. Контроль за уровнем жидкости в ЕП-2 ведется с помощью прибора LIA-208a в пределах от 0,50 до 1,50 м (уровнемер У-1500) значения уровня выводятся на щит оператора. Контроль максимального уровня с его сигнализацией производится прибором LT-32a. При повышении уровня до максимального необходимо включить погружной насос НП-2 (типа 12НА 9х4) для откачки жидкости в отстойник О-1. Насос НП-2 представляет собой вертикальный погружной электронасосный агрегат с подачей 80 м3/ч и давлением на нагнетании до (4,3 кгс/см2) (0,43 МПа) и мощностью электродвигателя 15 кВт.

Откачка конденсата из ЕП-2 производится либо на вход сепаратора С-1 через открытые задвижки № 68, 41, 37, 1; либо на вход отстойника О-1 - через задвижки № 68, 155.

Жидкость из сепаратора С-1 через задвижки № 8,12 подается в отстойник пластовой воды О-1. Отстойник О-1 - горизонтальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами, объемом 100 м3. В отстойнике при естественной температуре и давлении 1,2 - 3,5 кгс/см2 (0,12-0,35 МПа) происходит отделение нефти от воды. Вода, как более тяжелая жидкость, собирается в нижней части аппарата, а нефть в верхней части. Граница раздела между нефтью и водой контролируется прибором LIA-23a (межфазным уровнемером У-1500 BW-25). Значения уровня находятся в пределах 2,00-2,40 м и выводятся на щит оператора. При понижении уровня до 2,00 м или повышении до 2,40 м срабатывает сигнализация. Регулирование межфазного уровня в отстойнике О-1 производится регулирующим клапаном УЭРВ, установленным на трубопроводе выхода воды с аппарата. Давление в О-1 контролируется по месту прибором PI-23м.

Нефть из отстойника О-1 через открытые задвижки № 177, 15 поступает в буферную емкость БЕ-1. Буферная емкость нефти (БЕ-1) - представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами, объемом 100 м3. Емкость оборудована прибором LIA-26a (уровнемер типа У-1500) для контроля за уровнем жидкости. Значение уровня находится в пределах от 0,60 до 1,60 м. Значения уровня передаются на щит КИПиА в операторной. При понижении ниже 0,60 м или выше 1,60 м срабатывает сигнализация. Давление газа в БЕ-1 контролируется по месту прибором PI-26м в пределах 0,2-2,0 кгс/см2 (0,02-0,2 МПа).

Выделяющийся газ из БЕ-1 через открытую задвижку № 25 и далее через узел учета факельного газа (УУФГ-1) поступает в предфакельную емкость ЕП-2 и далее на факел Ф-1.

Нефть из буферной емкости БЕ-1 через открытые задвижки № 21, 87, 83, (80) поступает на прием центробежных нефтяных насосов Н-1 (Н-2) типа ЦНС-38х110, имеющих напор 110 м и подачу 38 м3/ч. Насосы Н-1, 2 установлены в нефтенасосной. Давление на выкиде насосов Н-1, 2 контролируется приборами PISA-18, 19. При повышении давления на выкиде насосов до 25,0 кгс/см2 (2,5 МПа) или при понижении ниже 10,0 кгс/м2 (1,0 МПа) необходимо отключить насосы и выяснить причины падения (повышения) давления. При диагностике или выводе в ремонт буферной емкости БЕ-1 необходимо закрыть задвижки №15, 20, 21, 25 на входных и выходных трубопроводах, а поток нефти на прием насосов Н-1,2 вести из отстойника О-1 через открытые задвижки №177, 19, 87, 83, (80).

После насосов Н-1, Н-2 нефть через задвижки № 81, (82), установленные вместе с обратным клапаном на выкиде каждого из насосов, и через задвижку № 101 подается на узел учета нефти (УУН-1). Узел учета нефти предназначен для замера количества жидкости на выходе с УПСВ «Сологаевская».

Кроме того, для откачки нефти с УПСВ редко - в аварийных ситуациях может использоваться одна из трех шурфовых насосных станций Ш-3 (в состав оборудования УПСВ «Сологаевская» не входит).

В состав УУН-1 входят: запорная арматура, фильтры жидкостные, расходомеры FE-43а и FE-44а. В УУН-1 имеются рабочая, резервная линии и байпасная линия, с за-движкой № 49. В случае, ремонта, профилактики или замены расходомера на рабочей линии перекачка нефти производится по резервной линии. Фильтры жидкостные, установленные в УУН-1, позволяют очистить нефть от механических примесей перед расходомерами. Содержание воды в откачиваемой с УПСВ «Сологаевская» нефти находится в пределах до 8,0%.

После УУН-1 нефть через выходную задвижку № 89 поступает в межпромысловый трубопровод и далее - на УПСВ «Мочалеевскую». Давление в трубопроводе (за узлом учета нефти) на выходе УПСВ контролируется прибором PIA-211a и при нормальном рабочем процессе находится в пределах 4,0 - 10,0 кгс/см2 (0,4-1,0 МПа).

Дренаж технологических емкостей С-1, О-1, БЕ-1, БЕ-2 при очистке, ремонте или профилактике предусматривается в подземную дренажную емкость ЕП-1 объемом 80 м3.

На дренажной емкости ЕП-1 установлен погружной насос НП-1 (типа 12НА 9х4) для откачки жидкости на вход отстойника О-1 через задвижки № 31, 88. Насос НП-1 представляет собой вертикальный погружной электронасосный агрегат с подачей 80 м3/ч и давлением на нагнетании до 4,3 кгс/см2 (0,43 МПа) и мощностью электродвигателя 18.5 кВт.

Пластовая вода из отстойника О-1 через задвижки № 14, 16 поступает на фильтр, расходомер FT-54a и регулирующий клапан, затем через задвижки №18, 26 в буферную емкость БЕ-2.