Курманаевского месторождения

52 Насосы снабжены манометрами PIT74, PIT76, PIT78, PIT80, PTS74, PTS76, PTS78, PTS80 и обратными клапанами,

поставленными на линии нагнетания. Насосные агрегаты Н-2/1,2,3,4 оснащены приборами для дистанционного измерения температуры подшипниковых узлов TE73, TISA73, TE75, TISA75, TE77, TISA77, TE79, TISA79.

Узел учета нефти состоит из трех замерных линий: рабочей, резервной и контрольной. Линии снабжены турбинами диаметром 150 мм.

Перед рабочей и резервной турбинами установлены фильтры. Контроль качества откачиваемой нефти осуществляется отбором проб из пробоотборника, установленного на выходе с УУН № 251 или с блока контроля качества нефти (БККН).

Газ, отделившийся в сепараторах при отдельной работе С-1/1 или С-1/6, поступает в газопровод с аппаратов II

ступени сепарации и направляется на узел улавливания конденсата, состоящего из сепаратора С-5 объемом 50 мЗ, в котором происходит отделение конденсата. Сепаратор С-5 оборудован манометром PI30 для контроля за давлением в нем, а также предохранительным клапаном СППК-4 № 20, предназначенным для защиты от превышения давления и регулирующим клапаном КР-11, установленным на трубопроводе выхода газа.

Газ поступает на газокомпрессорную станцию, а отделившийся конденсат в подземную емкость Е-5 объемом 80 мЗ,

оборудованную уровнемером LT-72, LIA 72. Из подземной емкости отделившийся конденсат газом выдавливается в сепаратор С-1/1 или С-1/6.

Газ, выделившийся из сепараторов С-2/1,2, через узел улавливания жидкости поступает на газокомпрессорную станцию. Газ с сепаратора С-3 направляется также через узел улавливания жидкости на газокомпрессорную станцию, а в аварийной ситуации – на факел.

Консорциум « Н е д р а »

53

Опресненная пластовая вода, сбрасываемая с аппаратов БУОН-1,2 и ЭД-1,2, направляется в РВС - 5 или с целью утилизации тепла и деэмульгатора возвращается в начало процесса и может подаваться либо перед отстойниками О- 1/1-2, либо перед сепараторами С-2/1,2.

Пластовая вода, сбрасываемая с отстойников О-1/1,2 и содержащая до 500 мг/л нефти, проходит очистку в две ступени на блоке водоподготовки. Блок включает аппараты гравитационной очистки воды АГОВ-1,2 объемом 200мЗ,

оборудованные манометрами PI 81, PI 82 для контроля за давлением в них, а также предохранительными клапанами СППК-4 № 9, 10, предназначенными для защиты от превышения давления. Пластовая вода с резервуара РВС-5,

выполняющего функцию буферной и аварийной емкости, поступает непосредственно в аппараты АГОВ-1,2. Очищенная вода проходит резервуар РВС-1000, оборудованный уровнемером LT83, LIA 83 и поступает на БКНС-2, откуда подается в систему заводнения. Нефть, уловленная в аппаратах АГОВ-1,2 насосом К-80-200 или эжектором откачивается в трубопровод перед сепаратором С-1/1 или С-1/6.

Сброс жидкости и газа с предохранительных клапанов производится в сепаратор С-2. Газ из сепаратора С-2

сбрасывается на факел.

На Бобровской УПН печи ПТБ-10 используются для нагрева нефти перед ее обезвоживанием в резервуарах РВС-5,6

идля нагрева нефти перед ее глубоким обезвоживанием. В комплект печи входят следующие узлы:

-теплообменная камера с четырехпоточным змеевиком;

-газорегуляторный пункт (ГРП);

-тягодутьевое устройство-вентилятор радиальный В-Ц6-28-10;

-системы автоматизации печи, сигнализация отключений параметров и блокировки.

Консорциум « Н е д р а »

54

Теплообменная камера снабжена четырьмя газовыми горелками дистанционного режима.

На линии выхода нефти из каждой печи установлены приборы расхода нефти.

Змеевики печей снабжены дренажными линиями с задвижками для сброса нефти из змеевиков печей в случае аварийной ситуации в подземные емкости Е-2 объемом 16 мз.

К теплообменным камерам печей подведены линии пара для продувки печей и пожаротушения.

В качестве топлива на ПТБ-10 используются попутный газ Курманаевского или Гаршинского месторождений.

Газорегуляторный пункт (ГРП) установлен на газовой линии печей. Он включает:

-ручную запорную арматуру на вводе газа в ГРП;

-волосяной фильтр;

-регулятор давления газа РДБК-1П-100;

-клапан предохранительный запорный КПЗ-100;

-регулятор температуры МЕОФ-40/25 нефти на выходе из печи;

-клапан отсечки газа.

Из ГРП идут линии: газовый коллектор к основным горелкам камер сгорания, коллектор к запальным горелкам и трубопровод продувки газовых коллекторов на свечу с арматурой. Топливный газ к запальным горелкам подается через редуктор РДБК-1П-100 с помощью клапана отсекателя. Горелки печи снабжены преобразователями ультрафиолетового излучения СЛ-90 и Парус, блоком контроля пламени БКП, блоками искрового розжига запальных горелок БИР,

устройствами защиты и сигнализации УЗС.

Консорциум « Н е д р а »

55

С помощью указанных блоков осуществляется управление работой печей, их защита, сигнализация и блокировка

при отклонении параметров работы печей от нормы.

Нагреваемая нефть поступает в четырехпоточный змеевик печей, где получает тепло излучением и конвекцией от

продуктов сгорания газа. В камеры сгорания поступает топливный газ от ГРП через запальные и основные горелки.

Воздух с давлением не менее 0,06 МПа (0,6кгс/см2.) подается в камеры сгорания от вентиляторов через улиткообразный подвод, который обеспечивает интенсивное вращение газовоздушной смеси в камере сгорания и полное

сгорание топлива.

Охлаждающиеся дымовые газы через четыре дымовые трубы каждой печи выбрасываются в атмосферу. Частично дымовые газы подсасываются вниз теплообменной камеры через отверстие с дефлекторами, которые обеспечивают

Консорциум « Н е д р а »

56

1.5 Анализ системы ППД

Система поддержания пластового давления (ППД) предназначена для заводнения продуктивных нефтеносных пластов.

Схема системы ППД приведена на рисунке 1.6.

Источником заводнения служит пластовая вода, отделившаяся на УПСВ Курманаевская.

С УПСВ вода поступает в РВС, расположенный на БКНС-6, и после отстоя на прием насосов БКНС.

Технологический режим работы скважин ППД в таблице 1.13

Таблица 1.13

Технологический режим работы скважин ППД.

Консорциум « Н е д р а »

57

Фактические и требуемые показатели качества воды для закачик в пласт приведены в таблицах 1.14 1.15.

Таблица 1.14

Фактические показатели качества воды для ППД

Консорциум « Н е д р а »

58

примесей, мг/мд3

Таблица 1.15

Требуемые показатели качества воды для ППД

Минимальная проницаемость пластов в которые производится закачка воды на данном месторождении составляет

0,24 мкм2, следовательно мы укладываемся в рамки требований.

Консорциум « Н е д р а »