2 Технологическая часть

2.1 Географическая характеристика района месторождения

Быстринское месторождение находится на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 70 км от г. Сургута. Разработку месторождения осуществляет НГДУ «Быстринскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз».

Все действующие нефтепромыслы на месторождении соединяют бетонные дороги, а к кустам и скважинам проложены дороги-лежневки.

Транспортировка крупногабаритных грузов от г. Сургута осуществляется по железной дороге Сургут-Тюмень. Для доставки срочных грузов используют авиатранспорт.

Энергоснабжение месторождения осуществляется Сургутской ГРЭС. При разработке нефтяных залежей для целей поддержки пластового давления (ППД) широко используются воды сеноманского возраста.

2.2 Климатические условия

По климатическому районированию территории для строительства район Быстринского месторождения относится к I климатическому району, подрайону Д.

Рельеф местности пересеченный. Перепад в абсолютных отметках от 143,00 до 111,00 м.

Из современных физико-геологических процессов следует отметить процесс заболачивания поверхности надпойменных террас и процессы, связанные с деятельностью подземных вод: суффозионные оползни и плывуны.

Климат характеризуется суровой продолжительной зимой, сравнительно коротким, но теплым летом, короткими переходными сезонами - весной и осенью, поздними весенними и осенними ранними заморозками, коротким безморозным периодом, резким колебанием температур в течение года, месяца и даже суток. Среднегодовая температура воздуха составляет -2,9°С. Средняя температура холодного периода года -28°С Средняя максимальная температура воздуха наиболее теплого месяца +22,3 °С. Абсолютная минимальная температура воздуха -49° С и максимальная температура воздуха -35° С. Количество осадков за ноябрь - март 177 мм. Количество осадков за апрель - октябрь 442мм.

2.3 Краткая характеристика технологического процесса

В нефтедобыче используются следующие способы: фонтанный, безкомпрессорный газлифт, насосный (электропогружные центробежные насосы, штанговые глубинные насосы).

При фонтанном способе добычи нефть на поверхность поднимается самопроизвольно под воздействием внутрипластового давления.

Сущность безкомпрессорного газлифта состоит в том, что природный газ, находящийся в газовых скважинах под давлением в 150-200 атмосфер, направляется в нефтяные скважины и, стремительно вырываясь на поверхность, увлекает за собой нефть.

Насосный способ добычи нефти состоит в том, что в скважину погружают глубинные насосы и при помощи их извлекают нефть на поверхность из нефтеносных пластов.

Добывающие скважины Быстринского месторождения оборудованы насосными установками типа ЭЦН и ШГН. Скважины на кустовой площадке располагаются группами, с расстоянием между скважинами по 5 м.

На кустовых площадках размещены следующие технологические оборудования:

• устья нефтяных, нагнетательных, контрольных скважин;

• площадка под ремонтный агрегат;

• площадки под инвентарные мостики при ремонте скважин;

• якоря для крепления ремонтного агрегата;

• фундамент под станки-качалки;

• замерные установки;

• блок распределения воды;

• технологические трубопроводы;

• емкость для сбора дренажных и промливневых стоков;

• блоки для ввода ингибиторов;

• емкость хранения ингибиторов.

К технологическим трубопроводам на площадке куста относятся:

• выкидные линии;

• нефтегазопромысловые трубопроводы;

• высоконапорные водоводы;

• трубопроводы ввода реагента;

• трубопроводы дренажа от установленного оборудования.

Нагнетательные скважины, расположенные группами на кустовой площадке, технологической схемой разработки сразу же после бурения переводятся под закачку без отработки на нефть. Для замера дебитов жидкости и попутного газа добывающих скважин используются автоматические газозамерные установки (АГЗУ). Добывающие скважины подключают к АГЗУ с помощью выкидных линий. Устранение загазованности в технологическом помещении установки обеспечивается вентиляцией. Нефтесборный коллектор предназначен для подачи добываемой на кусте жидкости (нефти) на дожимную насосную станцию (ДНС) и последующей передачи газа на газоперерабатывающий комплекс (ГПК). На выходном коллекторе ДНС предусмотрены отводы с отключающей арматурой для подсоединения устройства отбора свободного газа (УОСГ) и устройства взятия проб.

С ДНС нефть с остаточным содержанием воды не более 10-15 % направляется в цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН) для окончательного разгазирования и обезвоживания (подготовки до товарной кондиции), а затем сдается в систему магистральных нефтепроводов через коммерческий узел учета.

В установке используются центробежные насосы типа ЦНС- 180x1422, имеющие производительность 180 м³/час. Давление на устье нагнетательных скважин должно быть равно 15,0 МПа, при развиваемом давлении 16,0 МПа.

Кустовая насосная станция предназначена для закачки рабочего агента в пласт с целью ППД. В качестве рабочего агента используется подтоварная вода, поступаемая с УПСВ дожимной насосной станции (ДНС). В качестве рабочего агента для ППД используется разгазированная вода. К воде, используемой для закачки в пласт системы ППД, предъявляются следующие основные требования:

• вода не должна вступать в химическую реакцию с пластовыми водами, так как при этом может происходить выпадение осадка, что приводит к закупориванию поровых каналов, а также к поломкам подземного насосного оборудования и устьевых замерных установок;

• количество механических примесей в воде должно быть не больше 40 мг/л, повышенное содержание механических примесей приводит к засорению призабойной зоны добывающих скважин и снижению приемистости нагнетательных скважин, что заметно увеличивает энергозатраты на ППД;

• содержание растворенного кислорода не должно превышать 0,5 мг/л, так как повышенные концентрации приводят к формированию биоценоза специфической микрофлоры (сульфатвосстанавливающие бактерии), продуктами жизнедеятельности которых является сероводород;

- наличие сероводорода в добываемой жидкости ведет к резкому увеличению водородной коррозии стального нефтепромыслового оборудования, а это в свою очередь создает предрасположенность к аварийным разливам нефти и попутных вод (содержание нефтепродуктов не более 40 мг/л).

Контроль за качеством воды закачиваемой в пласт осуществляется лабораторией.

В качестве объекта реконструкции выбирается понизительная подстанция 35/6 кВ №99. Подстанция комплектная, блочного исполнения мощностью 2 х 10,0 MB А. Схема соединения на стороне 35 кВ - тупиковая. Распределительное устройство на стороне 6 кВ комплектуется из ячеек типа КРУН. Все элементы оборудования ОРУ 35 кВ, трансформаторы, ЗРУ 6 кВ выполнены в блочном виде заводского исполнения на салазках.

Подстанция №99 снабжает электроэнергией технологическое оборудование ДНС-1, КНС-1В, НПВ. Данные объекты относятся к потребителям первой категории, нагрузка которых имеет двигательный характер.

Таблица 2.1 - Потребители 0,4 кВ

№ п/п	Наименование цехов	Мощность нагрузки, КВт
1.	ДНС-1	200
2.	КНС-1В	130

Таблица 2.2 - Потребители 6 кВ

№ п/п	Наименование цехов	Мощность нагрузки, КВт
1.	ДНС-1	1000
2.	КНС-1В	2500
3.	НПВ	3250