ктах (ЦНП ). Це дає можливість автоматизувати промислові об'єкти з найменшими капітальними вкладеннями.
Нафта спільно з виділився з неї газом в нормальних умовах не може транспортуватися на великі відстані, тому що обсяг виділився газу в кілька десятків разів перевищує обсяг рідини і для сумісного їх транспорту необхідно було б споруджувати трубопроводи великого діаметру, що дуже дорого. Тому на нафтових родовищах спільний збір і транспорт нафти і нафтового газу здійснюють тільки на економічно доцільні відстані, а потім нафта і виділився з неї газ транспортують окремо. Для цього попередньо поділяють нафтогазовий (нефтеводогазовий) потік на два - нафтовий (водонефтяной) і газовий.
Для збору, підготовки та зберігання нафти в Чекмагушевський УДНГ філії «Башнефть-Уфа» функціонують два нафтозбиральних парку з установками підготовки нафти НСП-Манчарово і НСП-Телепаново.
Нафта, яка надходить на установки, важка, високосмолістая, високосірчиста.
Рисунок 1 - Схема збору попутного нафтового газу Чекмагушевський УДНГ філії «Башнефть-Уфа»
Рідина Менеузовской групи родовищ надходить в НСП-Телепаново. Тут при тиску 0,22 МПа відбувається сепарація, а потім в резервуарі (РВС - 2000м) відділяється вода і нафта з частиною води відкачується, а вода - в систему ППД. Газ, що виділився в депульсаторе і в сепараторі нафти надходить в газосепаратор, де після відділення конденсату повністю витрачається на власні потреби.
На вході продукції свердловин на УПС і на виході з УПС передбачена подача деемульгатора.
Температура нафти взимку 4-6С, а влітку 15-20С. У депульсаторе відбувається відділення частини газу і рідини. Потім у нефтегазосепаратори (2 шт. V - 100 м) при тиску (Р=0,25 МПа) відбувається додаткова сепарація і далі рідина надходить на усні, де відбувається другий ступінь сепарації і потім до відділення води надходить в РВС (2 шт.V- 2000 м).
Нафта після РВС відкачується на НСП-Телепаново, а вода в систему ППД. Виділився газ в депульсаторе і нефтегазосепаратори надходить в газосепаратор і після відділення краплинної рідини частково використовується на власні потреби, а потім інша частина по газопроводу направляється на НСП - Телепаново.
Збір нафти на Менеузовском родовищі здійснюється за герметизированной однотрубною системі. Кількість ГЗУ типу «Супутник» вибирається відповідно за кількістю проектних експлуатаційних свердловин. Експлуатація систем збору і внутріпромислових транспорт нафти і газу проводяться відповідно до РД 39 - 0147-103-344-86.
Реагенти - деемульгатори мають наступний клас небезпеки: діпроксамін 157 - 3 кл.; реапон - 2 - 4 кл.; сепарол WF - 34 - 4 кл.; сепарол WF - 25 - 3 кл.; проксамін НР - 76 - 3 кл.
Облік видобутку нафти і газу здійснюється на підставі «Правил розробки нафтових і газонафтових родовищ» і РД 39-147 103-344 86 «Правила технічної експлуатації систем збору і внутрішньопромислового транспорту нафти і газу», розділи 4, 6 і РД 39 -0147311-605-86.Замер дебіту нафти і газу проводиться по кожній нафтовій свердловині на АЦЗУ дебітом до 2 м / с [5].
родовище свердловина видобуток нафту
6. Хімічні реагенти для видобутку нафти на родовищі
Нафта і конденсат, що видобуваються із свердловин, виносять вуглеводневий газ, пластову воду в кількості від 1 до 30% на нафту і механічні домішки (до 1% м...
