Файл: Кочергиной Марины Андреевны идо, группа р 520 Вид работы Аттестационная работа слушателя идо пояснительная записка.docx

Сбор обводненной газонасыщенной нефти с Покровского месторождения осуществляется по напорной герметизированной схеме. Замер продукции скважин осуществляется замерными установками.

Продукция скважин Покровского месторождения поступает на Покровскую установку подготовки нефти (УПН), где осуществляется ее подготовка до требований стандарта. После Покровской УПН обезвоженная, дегазированная и обессоленная нефть по нефтепроводу направляется на Кротовскую ЛДПС Бугурусланского РНУ.

Продукция скважин Покровского месторождения по стальным трубопроводам диаметром от 114 до 325 мм поступает в автоматизированные групповые замерные установки типа «Спутник-Б-40-14/400, где производится замер дебита каждой скважины по нефти и газу, а также осуществляется замер обводненности каждой скважины. Все трубопроводы уложены в грунт с минимальной глубиной залегания в один метр до верхней образующей. Большая часть трубопроводов уже отработала свой установленный срок службы. После замера дебита продукция скважин по трубопроводам поступает на УПН. Перед входом на УПН из блока реагентов в нее впрыскивается деэмульгатор, расход которого определяется по качеству отстоя воды в сырьевых резервуарах УПН. Для случая ремонта трубопроводов в системе сбора предусмотрены нефтяные колодцы, в которые производится слив жидкости из поврежденного участка трубопровода.

Принципиальная схема сбора нефти Покровского месторождения приведена на рисунках 2.1 – 2.2:

Рисунок 2.1 - Схема сбора скважинной продукции Моргуновского месторождения



Рисунок 2.2 - Схема сбора скважинной продукции Моргуновского месторождения

Система контроля технологического процесса сбора и транспорта нефти Моргуновского 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 УПН с выводом на диспетчерский пульт;

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

---

Готовой продукцией УПН является нефть первой группы качества. Физико-химическая характеристика товарной продукции приведена в таблицах 2.3-2.5.

Таблица.2.3 - Физико-химические свойства нефти

Наименование показателя	Товарная нефть (СИКН№249)
Плотность, г/смЗ по ГОСТ 3900-85	0,833-0,842
Вязкость кинематическая, мм2/с (сСт) (ГОСТ 33-82): при 20 оС при 50 оС	8,1 - 12,5 3,9 - 4,9
Содержание в нефти, % массовые: -воды (ГОСТ 2477-65 -солей, мг/л (ГОСТ 21534-76) -серы (ГОСТ 1437-75) -смол (ГОСТ 11858-66) -асфальтенов (ГОСТ 11858-66) - парафинов (ГОСТ 11858-66) -сероводорода, мг/л -мех. примесей, мг/л (ГОСТ 14891-69)	до 0,5 до 100 1,42 – 1,58 20 – 40 1,2 – 2,8 2,96 51 – 220 0,003 – 0,01

Таблица 2.4 - Физико-химическая характеристика товарной продукции

№ п/п	Наименование сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции	Номер государствен-ного 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.	Товарная нефть По ГОСТ Р 51858-2002	ГОСТ 3900-85 изм. №1, поправки ГОСТ 2477-83,изм. №1,2,3 ГОСТ 21534-76, изм. №1,2 ГОСТ Р 50802 95 ГОСТ 6370-83 Изм. №1 ГОСТ 1437-75, изм. №1,2,3 ГОСТ 9965-76 изм. №1,2, поправка дополнение	Плотность, г/см3 Вода, % масс. Соли, мг/дм3 Сероводород Мех. примеси, % масс. Содержание серы, % масс. Давление насыщенных паров, мм рт. ст.	Не более 0,85 Не более 0,5 Не более 100 Не регламентируется Не более 0,05 Не более 0,6 Не более 500
2.	Углеводород-ный газ	ГОСТ 22985-90	Сероводород Оксид углерода	Не регламентируется Не регламентируется	Сырье для получения топливного газа
4.	Пластовая сточная вода	ОСТ 39-225-88 ОСТ 39-133-81 ОСТ 39-231-89	Сероводород Оксид углерода Общая мине- рализация Нефть Мех. примеси	Не регламентируется Не регламентируется Не регламентируется До 15 мг/л До 15 мг/л	Рабочий агент для заводнения продуктивных пластов

---

Таблица 2.5 - Физико–химические свойства газа

Наименование		Условия сепарации
		Однократная	Рабочие
		Б2	Б2
1		2	3
Плотность газа, кг\м3(20С)		1,100	1,396
Содержание компонентов, % мольные:
1	2			3
Сероводород	1,82			1,229, 0,355
Углекислый газ	0,51			0,612
Азот + редкие	6,23			18,06
в т.ч. гелий	0,0356			0,0421
Метан	24,4			27,595
Этан	18,83			20,375
Пропан	20,18			17,641
Изобутан	4,31			3,164
Н.бутан	8,26			6,396
Изопента	1,91			1,63
Гексан	1,1			0,988
Гептан + высшие				0,54

---

Список трубопроводов Моргуновского месторождения представлен в таблице 2.6

Таблица 2.6 - Список трубопроводов Моргуновского месторождения

Наименование простого участка трубопровода (от точки - точки)	Параметры трубопровода
	D, мм	Толщина стенки, мм	L, км	Год ввода в эксплуатацию
1	2	3	4	5
скв.газосборные сети – ЗРП покровка	168	7	6,100	1976
скв.газопровод от скважин - ГСП – ЗРП покровка	114	8	7,645	1976
скв.68 -скв.119	114	5	0,850	1976
скв.119 - ЗРП	114	5	1,782	1970
скв.643 - В-покров. ЗРП	114	8	7,070	1976
скв.1П - ГСП	89	5	1,510	1976
скв.2 - В-покров. ЗРП	108	5	1,140	1976
скв.3 - ЗРП покровка	159	6	0,374	1976
скв.61 – ЗРП покровка	108	5	1,076	1976
АГЗУ-1 - НК-1	159	8	1,050	2016
АГЗУ-1 - НК-1	168	6	1,120	1987
АГЗУ-3 - НК-3	219	8	0,650	2006
АГЗУ-4 - НК-3	219	8	0,055	2006
АГЗУ-5 - НК-5	159	5	1,318	2006
АГЗУ-6 - НК-2	168	7	0,030	1999
АГЗУ-7 - НК-2	168	7	0,308	1999
АГЗУ-7 - НК-2	159	8	0,150	1989
АГЗУ-8 - ГС	159	8	5,408	2012
АГЗУ-9 - НК-6	168	7	0,111	1995

---

Продолжение таблицы 2.6

АГЗУ-10 - т.1	159	10	0,362	2008
т.1 - НК-7	159	10	0,372	2008
АГЗУ-11- НК-15	159	5	1,160	2008
АГЗУ-11- НК-15	168	7	1,200	1992
АГЗУ-12 - т.2	168	7	0,130	2001
т.2 - т.3	159	8	0,772	2014
т.3 - НК-14	168	9	0,257	1991
АГЗУ-12 - т.2	168	7	0,092	2001
т.2 - т.3	159	6	0,680	2003
т.2 - т.3	159	8	0,680	1991
АГЗУ-13 - НК-14	159	6	0,045	2015
АГЗУ-13 - НК-14	168	7	0,038	1999
АГЗУ-14 - НК-15	168	7	0,350	1999
АГЗУ-15 - НК-17	159	8	0,410	2010
АГЗУ-16 - НК-13	219	8	0,750	2006
АГЗУ-16 - НК-13	168	8	0,900	1974
АГЗУ-17 - т.4	168	8	0,005	2009
т.4 - т.5	325	8	0,042	2009
т.5 - НК-9	168	8	0,005	2009
АГЗУ-18 - НК-9	159	5	0,798	2006
АГЗУ-18 - НК-9	159	6	0,820	1989
АГЗУ-19 - НК-10	114	9	1,000	1997
АГЗУ-21 - НК-13	219	8	0,700	1976
АГЗУ-21 - НК-8а	114	6	0,670	2011
АГЗУ-22 - НК-47	168	7	0,200	1980
АГЗУ-23 - НК-41	159	5	1,450	2006
АГЗУ-24 - НК-46	159	8	0,050	2001
АГЗУ-25 - НК-46	159	5	3,320	2006
АГЗУ-25 - НК-46 (2-я нитка)	159	8	3,334	2013
АГЗУ-25 - НК-46	114	9	0,900	2001
НК-1 - т.6	159	8	0,713	2007
т.6 - т.7	159	8	1,158	2012
т.7 - НК-4	159	8	0,087	2007
НК-2 - НК-20	168	7	0,850	1999
НК-3 - НК-4	219	8	0,470	2006
НК-4 - НК-35	273	8	0,300	2001
НК-4 - НК-35	273	8	0,300	2013
НК-5 - НК-4	168	7	0,830	1992
НК-6 - НК-4	159	6	1,645	2004
НК-6 - НК-5	159	6	1,643	2004
НК-6 - ГС	219	7	5,927	2008
НК-7 - НК-7а	273	8	1,630	2001
НК-7а - НК-8в	273	8	1,700	2001
НК-8 - ГС	273	10	0,650	1998
НК-8 - ГС	273	8	1,650	2013
НК-8 - НК-8в	159	6	0,050	2001
НК-8в - т.8	273	8	0,880	2010
т.8 - т.9	325	8	0,100	2010
т.9 - т.10	273	8	0,398	2010
т.10 - т.11	325	8	0,158	2010
т.11 - ГС	273	8	0,076	2010
НК-9 - НК-10	219	8	0,060	2006
НК-10 - НК-16а	219	8	1,090	2006
НК-11 - НК-8а	273	8	1,500	2001
НК-8а - НК-8	273	8	1,300	2001
НК-13 - НК-8а	159	5	0,128	2006
НК-13 - НК-8	168	8	0,700	1991
НК-14 - НК-15	219	8	1,367	2015

---