Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

 

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

на тему: «Анализ системы сбора и подготовки нефти, газа и воды Грековского месторождения»

 

 

ВЫПОЛНИЛ	Харламова Е.М. 4-ИНГТ-6
	(студент, курс, группа)
ПРОВЕРИЛ	Руководитель курсового проекта
	Борисевич Ю.П.
	(фамилия, имя, отчество)
Допуск к защите
	(дата)
	(оценка и роспись руководителя)

 

г.Самара2020 г.

Содержание

 

ВВЕДЕНИЕ.. 5

Глава 1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.. 7

1.1 Анализ системы сбора продукции скважин. 7

1.2Анализ работы АГЗУ.. 22

1.3 Анализ Богатыревской УПСВ.. 33

1.4 Анализ УПСВ Грековская. 37

1.5Анализ работы НСП «Нефтегорское». 47

1.6 Анализ подготовки воды для системы ППД.. 68

Глава 2.Техническая часть. 77

2.1 Гидравлический расчет сложного однофазного трубопровода. 77

2.2 Гидравлический расчет сложного двухфазного трубопровода. 80

2.3 Расчет нефтегазового сепаратора. 84

2.4 Расчет печи ПБГ-20. 94

Глава 3. Охрана труда. 111

3.1Меры безопасности при работе на УСПВ. 111

Список использованной литературы..

Литературный обзор на тему: «Современные способы борьбы с отложениями солей»  

Патентный обзо р на тему: «Ультразвуковые толщиномеры».

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Система сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях – это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки её до пунктов подготовки нефти, газа и воды.

Каждое месторождение имеет свои особенности, связанными с природно-климатическими условиями, размещением скважин, способами, объемами добычи и физико-химическими свойствами нефти, газа и воды. Поэтому на каждом месторождении применяют такую систему сбора продукции скважин, которая наиболее приемлема для данного месторождения.

Любая система сбора нефти, газа и воды должна обеспечивать возможность осуществления следующих операций:

Измерение количества продукции, получаемой из каждой скважины (дебита скважины);

Максимальное использование пластовой энергии или давления, создаваемого скважинными насосами, для транспортирования продукции скважин до пунктов её подготовки;

Сепарацию нефти и газа и подачу газа на пункты её подготовки или потребителям;

Отделение от продукции скважин от свободной воды;

Раздельный сбор продукции скважин, существенно отличающиеся по обводненности, физико-химическим параметрам, давлению и иным признакам, если смещение разносортной продукции нецелесообразно по технико-экономическим соображениям;

Подогрев продукции скважин при невозможности её сбора и транспортирования при обычных температурах (например, при добыче высокопарафинистой нефти).

Для получения товарной нефти и нефтяного газа, а также пластовой воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт, применяют специальные технологические установки.

Технологические установки подготовки нефти, газа и воды – это комплекс блочного автоматизированного оборудования и аппаратов, в которых последовательно и непрерывно происходят процессы обезвоживания и обессоливания нефти, осушка (от водяных паров) и очистка (от сероводорода H₂S и двуокиси углерода СО₂) нефтяного газа, а также очистка пластовой воды от капелек нефти, механических примесей, железа сероводорода, углекислого газа и кислорода.

Обезвоживание и обессоливание добытой на поверхность нефти проводят для:

Уменьшения транспортных расходов;

Предотвращения образования стойких эмульсий;

Снижения коррозионного разрушения промыслового, магистрального и заводского оборудования.

Осушку и очистку нефтяного газа проводят для:

Предотвращения гидратообразования в газопроводах;

Снижения коррозионного разрушения газопроводов и оборудования, установленного на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ).

Очистку и ингибирование пластовой (сточной) воды проводят для:

Сохранения «чистоты» призабойной зоны или, иными словами, сохранения приемистости нагнетательных скважин;

Предотвращения образования коррозионных разрушений в напорных трубопроводах и в эксплуатационных колоннах нагнетательных скважин[6].

 

 

Глава 1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Наименование трубопровода или участка

Назначение объекта

Диаметр, толщина стенки, мм

Длина, м

Состояние трубопроводов Материал трубы Год ввода в эксплуатацию

скважина №5 - АГЗУ №1 Грековского поднятия

Выкидная линия

114х5 1,1

бездействующий

Ст. 1976

скважина №64 - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского поднятия

Выкидная линия

114х5 1,764

бездействующий

Ст.20 1999

скважина №48 - АГЗУ №1 Грековского поднятия

Выкидная линия

114х12 0,9

действующий

ГПМТ-90 1989

скважина №53 - АГЗУ №1 Грековского поднятия

Выкидная линия

114х12 1

действующий

ГПМТ-90 1989

скважина №49 - АГЗУ №1 Грековского поднятия

Выкидная линия

114х12 0,8

действующий

ГПМТ-90 1985

скважина №46 - врезка в в/л скважины №48 Грековского поднятия

Выкидная линия

114х12 114х7 0,2 0,23

действующий

ГПМТ-90 13ХФА 1989 2014

скважина №51 - АГЗУ №1 Грековского поднятия

Выкидная линия

114х4,5 1,5

действующий

Ст. 1981

скважина №98 - АГЗУ №2 Грековского поднятия

Выкидная линия

114х5 0,35

бездействующий

Ст. 1994

скважина №97п - АГЗУ №2 Грековского поднятия

Выкидная линия

114х5 0,45

бездействующий

Ст. 1993

скважина №57п - скважина №97 Грековского поднятия

Выкидная линия

114х7 0,07

бездействующий

Ст. 2012

скважина №20 - врезка в сборный н/провод АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского поднятия

Выкидная линия

73х5,5 0,93

действующий

НКТ 2,5" б/у 2011

Выкидная линия

168х10 4,37

действующий

Ст. 1987

скважина №52 - АГЗУ №3 Южно-Несмеяновского поднятия

Выкидная линия

89х6 4,12

действующий

Ст. 2012

скважина №107 - АГЗУ №3 Южно-Несмеяновского поднятия

Выкидная линия

89х6 0,5

действующий

Ст. 2011

скважина №40 - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского поднятия

Выкидная линия

114х5 0,81

бездействующий

Ст. 1986

скважина №41 - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского поднятия

Выкидная линия

114х8 0,4

бездействующий

Ст. 2011

скважина №60 - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского поднятия

Выкидная линия

114х5 0,25

действующий

Ст. 1988

скважина №62 - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского поднятия

Выкидная линия

114х5 1,04

действующий

Ст. 1986

скважина №66 - скважина №67 Южно-Несмеяновского поднятия

Выкидная линия

114х4,5 0,25

бехдействующий

Ст. 1988

скважина №61п - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского поднятия

Выкидная линия

114х4 0,25

бездействующий

Ст. 1986

скважина №31 - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского поднятия

Выкидная линия

114х4 1,32

действующий

Ст. 1988

скважина №33 - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского поднятия

Выкидная линия

114х5 0,48

действующий

Ст. 1975

скважина №67 - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского поднятия

Выкидная линия

114х4,5 1,2

действующий

Ст. 1988

скважина №73 - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского поднятия

Выкидная линия

114х5 1,5

действующий

Ст. 1986

скважина №73- скважина №20 Южно-Несмеяновского поднятия?

Выкидная линия

114х6 0,51

 

09Г2С 2017

скважина №80 - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского поднятия

Выкидная линия

114х5 0,95

бездействующий

Ст. 1986

скважина №81 - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского поднятия

Выкидная линия

114х5 1,04

действующий

Ст. 1986

скважина №82 - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского поднятия

Выкидная линия

114х5 0,2

действующий

Ст. 1986

 

Продолжение таблицы 1.1.1

скважина №34 - АГЗУ №2 Южно-Несмеяновского поднятия	Выкидная линия	114х7	0,67	бездействующий	13ХФА	2013
скважина №38 - скважина №85 Южно-Несмеяновского поднятия	Выкидная линия	73,х5,5	0,12	действующий	НКТ 2,5" б/у	2012
скважина №40 Восточно-Несмеяновского поднятия - врезка в напорный нефтепровод УПСВ Грековская	Выкидная линия	114х7	2,62	бездействующий	13ХФА	2013
скважина №35п - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского поднятия	Выкидная линия	114х4,5	1,44	бездействующий	Ст.	1986
скважина №86 - АГЗУ №2 Южно-Несмеяновского поднятия	Выкидная линия	114х4,5	0,87	бездействующий	Ст.	1990
скважина №87 - АГЗУ №2 Южно-Несмеяновского поднятия	Выкидная линия	114х4,5	0,87	действующий	Ст.	1990
скважина №85п - АГЗУ №2 Южно-Несмеяновского поднятия (для №38 действующий)	Выкидная линия	114х8	0,4	действующий	13ХФА	2011
	Выкидная линия	114х4,5	0,95	действующий	Ст.	1991
скважина №71 - скважина №85 Южно-Несмеяновского поднятия	Выкидная линия	114х8	0,015	действующий	Ст.	2011
скважина №69 - врезка в в/л скважины №85	Выкидная линия	114х7	0,08	действующий	13ХФА	2013
скважина №70 - АГЗУ №2 Южно-Несмеяновского поднятия	Выкидная линия	114х4,5	1,43	бездействующий	Ст.	1991
скважина №92 - АГЗУ №2 Южно-Несмеяновского поднятия	Выкидная линия	114х4,5	0,53	действующий	Ст.	1990
скважина №95 - АГЗУ №2 Южно-Несмеяновского поднятия	Выкидная линия	114х4,5	0,41	бездействующий	Ст.	1990
скважина №42п - скважина №86 Южно-Несмеяновского поднятия	Выкидная линия	108х6	0,07	бездействующий	ст.20	2013
скважина №84 - АГЗУ №2 Южно-Несмеяновского поднятия	Выкидная линия	114х4,5	0,51	действующий	Ст.	1989
скважин №116 - АГЗУ №3 Южно-Несмеяновского поднятия	Выкидная линия	89х6	0,3	действующий	13ХФА	2014
скважина №117 - АГЗУ №3 Южно-Несмеяновского поднятия	Выкидная линия	89х6	0,25	действующий	13ХФА	2014
скважина №1111 - врезка в напорный нефтепровод УПСВ Грековская	Выкидная линия	114х7	0,35	действующий	13ХФА	2013
скважина №114п - АГЗУ №3 Южно-Несмеяновского поднятия	Выкидная  линия	89х6	0,16	бездействующий	13ХФА	2014
скважина №115 - АГЗУ №3 Южно-Несмеяновского поднятия	Выкидная линия	89х6	0,15	действующий	13ХФА	2014
скважина №205-скважина № 204-АГЗУ-3 Южно-Несмеяновского поднятия	Выкидная линия	114х7	0,07	действующий	13ХФА	2016
скважина №205 - скважина №24	Выкидная линия	114	0,471	действующий
скважина №204-АГЗУ-3 Южно-Несмеяновского поднятия	Выкидная линия				13ХФА
скважина №10 - врезка	Выкидная линия	114х7	0,78	действующий	13ХФА	2014
скважина №10-АГЗУ-4 Южно-Несмеяновского поднятия	Выкидная линия	89х6	0,1	действующий	13ХФА	2016
скважина №24 – врезка в в/л скв. 52	Выкидная линия	89х6	0,1	действующий	13ХФА	2015
скважина №2 - врезка в напорный нефтепровод УПСВ Грековская	Выкидная линия	114	0,995	действующий	13ХФА	-
скважина № 210-АГЗУ-4 Южно-Несмеяновского поднятия	Выкидная линия	89х6	0,65	действующий	13ХФА	2016
АГЗУ-4 Южно-Несмеяновского поднятия -т.вр. напорный нефтепровод УПСВ Грековское	Нефтесборный трубопровод	168х8	2,15	действующий	13ХФА	2016
АГЗУ №2 - АГЗУ №1 Грековского поднятия	Нефтесборный трубопровод	219х8	1,53	действующий	Ст.	1993

 

Продолжение таблицы 1.1.1

АГЗУ №1 Грековского поднятия - врезка в напорный ДНС "Ерыклинская" (2-ая нитка вместо 168х7 мм)	Нефтесборный трубопровод	114х8	0,06	действующий	Ст.	2007
АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского поднятия - ДНС "Грековская"	Нефтесборный трубопровод	168х8	0,045	действующий	13ХФА	2009
	Нефтесборный трубопровод	168х10	4,065	действующий	Ст.20	1987
АГЗУ №2 Южно-Несмеяновского поднятия – точка врезки в н/провод АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского поднятия.	Нефтесборный трубопровод	168х7	0,25	действующий	Ст.	1989
АГЗУ №3 - точка врезки в н/провод АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского поднятия	Нефтесборный трубопровод	159х8	0,02	действующий	13ХФА	2011
ДНС "Грековская" - НСП	Напорный трубопровод	273х8	3	действующий	Ст.	1975
	Напорный трубопровод	273х8	2	действующий	13ХФА	2007
	Напорный трубопровод	273х8	3	действующий	Ст.	1975
	Напорный трубопровод	273х8	0,06	действующий	13ХФА	2009
	Напорный трубопровод	273х8	3,78	действующий	Ст.	1975
	Напорный трубопровод	273х8	0,06	действующий	13ХФА	2009
	Напорный трубопровод	273х8	1	действующий	Ст.	1975
	Напорный трубопровод	273х8	0,1	действующий	13ХФА	2009
	Напорный трубопровод	273х8	2,18	действующий	Ст.	1975
	Напорный трубопровод	273х8	0,6	действующий	Ст.	1987
	Напорный трубопровод	325х8	3,3	действующий	13ХФА	2007
	Напорный трубопровод	325х8	1,02	действующий	13ХФА	2013
	Напорный трубопровод	325х8	1,176	действующий	Ст.	1987
	Напорный трубопровод	325х10	4,3	действующий	Ст.	2003
	Напорный трубопровод	325х8	3,004	действующий	Ст.	2007
	Напорный трубопровод	426х8	0,4	действующий	Ст.	2007
ДНС "Грековская" – НСП (задв. 10)	Напорный трубопровод	218х8	19	действующий	13ХФА	2015
ДНС "Грековская" – НСП (задв. 10 –НСП)	Напорный трубопровод	325х8	17,65	действующий	13ХФА	2017
Газопровод УПСВ "Грековская" - НСП	Газопровод	219х7	18,54	действующий	Ст.	1977
	Газопровод	273х8	12,229	действующий	Ст.	1977

 

Таблица 1.1.2

107

A4, О2

131

ЭЦН5-125-2000

2180

207

60,0

1458

10

13

13

7

100

91,1

В работе

115

О2

131

ЭЦН5-50-750+45-950+30-700

2436

123

40,8

2062

9

15

15

23

30

10,5

в накоплении

116

О2

101

ЭЦН5-60/50/45-2300

2345

82

37,3

1663

12

15

15

21

30

14,8

в накоплении

117

О2

101

ЭЦН5-45-2350

2380

111

36,9

2030

8

13

13

22

28

5,4

в накоплении

205

О2

150

ЭЦН5-80-2250

2310

178

33,8

2222

27

30

30

24

35

16,6

в накоплении

210

Б2(С1), В1 р-он скв34-86

131

ЭЦН5-125-2500

2620

317

34,7

2575

9

18

18

52

89

31,5

В работе

1111

Б2 Вост.куп.Ю-Несмеян.подн

125

ЭЦН5-45-2450

2474

237

155,6

пакер

пакер

14

14

0

35

100

В работе

 

По результатам исследований проб и расчётов по Грековскому месторождению плотность пластовой нефти – 777,0 кг/м³, давление насыщения нефти газом – 6,07 МПа, газосодержание при однократном разгазировании – 49,47 м³/т, с незначительной динамической вязкостью пластовой нефти – 3,22 мПа×с.

После расчёта дифференциального разгазирования плотность нефти составила 826,0 кг/м³ (особо легкая), газосодержание – 39,42 м³/т, объёмный коэффициент – 1,115, динамическая вязкость разгазированной нефти – 15,50 мПа×с.

Газ, выделившийся из нефти при дифференциальном разгазировании, относится к жирным горючим, с преобладанием содержания метана (35,34%), с незначительным содержанием сероводорода (0,20%), с непромышленным содержанием гелия (0,035%), а так же с небольшим содержанием азота + редкие (17,80%). Мольное содержание: углекислого газа – 0,24%, этана – 21,57%, пропана – 17,89%, высших углеводородов (пропан+высшие) – 24,85%. Относительная плотность газа по воздуху – 1,022, теплотворная способность – 48925,6 кДж/м³.

По результатам исследований поверхностной пробы нефть сернистая (массовое содержание серы 1,39%), смолистая (смол и асфальтенов 5,64%), парафинистая (3,00%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 ºС – 44,0%.

Свойства пластовой нефти и воды, компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти, физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти представлены в таблицах 1.1.3-1.1.5.

 

 

Таблица 1.1.3

Параметры

Диапазон изменения

Среднее значение

1 2 3 Плотность воды,                                    кг/м³

 

               - в стандартных условиях 1169-1176 1172,7                - в условиях пласта 1149,7-1156,5 1153,3 1152,6 Вязкость в условиях пласта,             мПа · с - 0,92 0,91 Коэффициент сжимаемости,    1/МПа · 10^-4 - 2,47 Объемный коэффициент,                доли ед. - 1,01682 1,01684 Химический состав вод                        г/дм³

 

Na⁺ + K⁺ 86,6-96,08 92,148 Ca²⁺ 5,81-8,50 7,133 М g²⁺ 1,22-1,82 1,55 Cl^- 146,02-164,00 158,38 HCO₃^- 0,12-0,3 0,213 SO ₄ ^2- 0,53-1,13 0,805 Общая минерализация,                         г/дм³ 240,48-269,76 260,31 Химический тип воды (по Сулину В.А.)

Хлоридно-кальциевый

Количество исследованных проб (скважин)

3(3)

 

Таблица 1.1.4
Анализ работы АГЗУ Перечень замерных установок с указанием соответствующих номеров нефтяных скважин представлен в таблице 1.2.1. Таблица 1.2.1 Перечень замерных установок с указанием соответствующих номеров нефтяных скважин Наименование ЗУ (тип) или узла подключения скважин Номер ЗУ Номера скважин, соответствующие данной ЗУ (гребенке) Состояние скважины Давление в трубопроводе на выходе с АГЗУ, кгс/см2 АГЗУ"Спутник"АМ 40-14-400(инв.№13848) 1 (АГЗУ-1 Грековское) 46 в накоплении 16,0 – 18,0 48 в работе 49 в накоплении 53 в работе АГЗУ"Спутник"АМ 40-10-400(инв.№13860) 2 (АГЗУ-2 Грековское) 51 в накоплении 10,0 – 15,0 57 в работе АГЗУ"Спутник"АМ 40-14-400(инв.№12230) 1 (АГЗУ-1 Ю-Несмеяновское) 20 в работе 12,0 – 24,0 31 в накоплении 33 в накоплении 34 в бездействии прошлых лет 40 в накоплении 40 в бездействии прошлых лет 60 в накоплении 61 в накоплении 62 в накоплении 66 в накоплении 67 в накоплении 80 в накоплении 81 в накоплении 84 в накоплении АГЗУ"Спутник"АМ 40-10-400(инв.№13849) 2 (АГЗУ-2 Ю-Несмеяновское) 35 в работе 14,0 – 20,0 38 в работе 71 в накоплении 85 в накоплении 87 в накоплении АГЗУ "Сатурн"-40-14-400 (инв.№421914) 3 (АГЗУ-3 Ю-Несмеяновское) 52 в работе 18,0 – 24,0 107 в работе Нет АГЗУ 1111 в работе 12,0 – 14,0   Нормы технологического режима представлены в таблице 1.2.2.   Таблица 1.2.2 Нормы технологического режима Наименование ЗУ (тип) или узла подключения скважин Наименование измеряемого прибора Единица измерения Допускаемые пределы технологических параметров Требуемый класс точности приборов по ГОСТ 8.401-80* Примечание Устье скважины (P лин. среднее) Манометр МП4-УУ2 кгс/см2 7,0 – 30,0 1,5   АГЗУ"Спутник"АМ 40-14-400№1 Грековское Манометр МП4-УУ2 кгс/см2 16,0 – 18,0 1,5   АГЗУ"Спутник"АМ 40-10-400№2 Грековское Манометр МП4-УУ2 кгс/см2 10,0 – 15,0 1,5   АГЗУ"Спутник"АМ 40-14-400№1 Ю-Несмеяновское Манометр МП4-УУ2 кгс/см2 12,0 – 24,0 1,5   АГЗУ"Спутник"АМ 40-10-400№2 Ю-Несмеяновское Манометр МП4-УУ2 кгс/см2 14,0 – 20,0 1,5   АГЗУ"Сатурн"-40-14-400 №3 Ю-Несмеяновское Манометр МП4-УУ2 кгс/см2 18,0 – 24,0 1,5   P вых. с ДНС (напорный) Манометр МП4-УУ2 кгс/см2 8,7 – 10,0 1,5   Газопровод (выход с ДНС) Манометр МП4-УУ2 кгс/см2 3,1 – 3,7 1,5   Узел учета попутной воды Манометр МП4-УУ2 кгс/см2 До 35 1,5   КПП ОУ Манометр МП4-УУ2 кгс/см2 12,0 – 24,0 1,5     Технические характеристики трубопроводов представлены в таблице 1.2.3   Таблица 1.2.3 Характеристика трубопроводов Наименование трубопровода			D, мм	Нст, мм	L, км	Год ввода в эксплуатацию
Выкидная линия
скважина №5 - АГЗУ №1 Грековского м-я	114х5	5	1,1	1976
скважина №48 - АГЗУ №1 Грековского м-я	ГПМТ-90	12	0,9	1989
скважина №53 - АГЗУ №1 Грековского м-я	ГПМТ-90	12	1	1989
скважина №49 - АГЗУ №1 Грековского м-я	ГПМТ-90	12	0,8	1985
скважина №46 - АГЗУ №1 Грековского м-я	ГПМТ-90	12	0,8	1989
скважина №51 - АГЗУ №1 Грековского м-я	114х4,5	4,5	1,5	1981
скважина №98 - АГЗУ №2 Грековского м-я	114х5	5	0,35	1994
скважина №97 - АГЗУ №2 Грековского м-я	114х5	5	0,45	1993
скважина №57 - скважина №97 Грековского м-я	114х7	7	0,07	2012
скважина №20 - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского м-я	НКТ 2,5" б/у	5,5	0,93	2011
	168х10	10	4,37	1987
скважина №52 - АГЗУ №3 Южно-Несмеяновского м-я	89х6	6	4,12	2012
скважина №107 - АГЗУ №3 Южно-Несмеяновского м-я	89х6	6	0,5	2011
скважина №40 - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского м-я	114х5	5	0,81	1986
скважина №41 - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского м-я	114х8	8	0,4	2011
скважина №60 - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского м-я	114х5	5	0,25	1988
скважина №62 - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского м-я	114х5	5	1,04	1986
скважина №66 - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского м-я	114х4,5	5	0,04	1988
скважина №61 - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского м-я	114х4	4	0,25	1986
скважина №31 - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского м-я	114х4	4	1,32	1988
скважина №33 - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского м-я	114х5	5	0,48	1975
скважина №67 - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского м-я	114х4,5	4,5	1,2	1988
скважина №73 - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского м-я	114х5	5	1,5	1986
скважина №80 - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского м-я	114х5	5	0,95	1986
скважина №81 - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского м-я	114х5	5	1,04	1986
скважина №82 - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского м-я	114х5	5	0,2	1986
скважина №34 - АГЗУ №2 Южно-Несмеяновского м-я	ГПМТ-90	12	0,67	1986
скважина №38 - скважина №85 Южно-Несмеяновского м-я	НКТ 2,5" б/у	5,5	0,12	2012
скважина №40 Восточно-Несмеяновского м-я - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского м-я	114х4,5	4,5	6	1988
скважина №35 - АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского м-я	114х4,5	4,5	1,44	1986
скважина №86 - АГЗУ №2 Южно-Несмеяновского м-я	114х4,5	4,5	0,87	1990
скважина №87 - АГЗУ №2 Южно-Несмеяновского м-я	114х4,5	4,5	0,87	1990
скважина №85 - АГЗУ №2 Южно-Несмеяновского м-я	114х8	8	0,4	2011
	114х4,5	4,5	0,95	1991
скважина №71 - скважина №85 Южно-Несмеяновского м-я	114х8	8	0,015	2011
скважина №69 - АГЗУ №2 Южно-Несмеяновского м-я	114х4,5	4,5	1,43	1991
скважина №70 - АГЗУ №2 Южно-Несмеяновского м-я	114х4,5	4,5	1,43	1991
скважина №92 - АГЗУ №2 Южно-Несмеяновского м-я	114х4,5	4,5	0,53	1990
скважина №95 - АГЗУ №2 Южно-Несмеяновского м-я	114х4,5	4,5	0,41	1990
скважина №42 - АГЗУ №2 Южно-Несмеяновского м-я	114х4,5	4,5	0,53	1989
скважина №84 - АГЗУ №2 Южно-Несмеяновского м-я	114х4,5	4,5	0,51	1989
Сборный нефтепровод
АГЗУ №2 - АГЗУ №1 Грековского м-я	219х8	8	1,53	1993
АГЗУ №1 Грековского м-я - ДНС "Грековская"	114х8	8	1,2	2002
	168х8	8	1,3	2007
	168х7	7	2,22	1989
АГЗУ №1 Грековского м-я - врезка в напорный ДНС "Ерыклинская" (2-ая нитка вместо 168х7 мм)	114х8	8	0,06	2007
АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского м-я - ДНС "Грековская"	168х8	8	0,045	2009
	168х10	10	4,065	1987
АГЗУ №2 Южно-Несмеяновского м-я – точка врезки в н/провод АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского м-я.	168х7	7	0,25	1989
АГЗУ №3 - точка врезки в н/провод АГЗУ №1 Южно-Несмеяновского м-я	159х8	8	0,02	2011
Напорный нефтепровод
ДНС "Грековская" - НСП	273х8	8	3,000	1975
	273х8	8	2,000	2007
	273х8	8	3,000	1975
	273х8	8	0,060	2009
	273х8	8	3,940	1975
	273х8	8	0,060	2009
	273х8	8	1,000	1975
	273х8	8	0,100	2009
	273х8	8	2,180	1975
	273х8	8	0,600	1987
	325х8	8	3,300	2007
	325х8	8	2,196	1987
	325х10	10	4,300	2003
	325х8	8	3,004	2007
	426х8	8	0,400	2007
Газопровод
Газопровод УПСВ "Грековская" - НСП	219х7	7	18,540	1977
	273х8	8	12,229	1977
Водовод
УПСПВ "Грековская" - скважина №1110 Южно-Несмеяновского м-я	159х12	12	3,75	1995
УПСПВ "Грековская" - скважина №1111 Южно-Несмеяновского м-я	159х12	12	3,55	1995
КНС "Ветлянская" - ВРП-3 Грековского м-я (переведен под н/провод)	168х10	10	16,07	1987
ВРП-3 - скважина №100 Грековского м-я	114х9	9	10,58	1996
ВРП-3 - скважина №31 Грековского м-я	114х9	9	9,93	1987
ВРП-3 - скважина №38 Грековского м-я	114х9	9	2,2	1987
ВРП-3 - скважина №72 Грековского м-я	89х6	6	4,18	1987
ВРП-3 - скважина №47 Грековского м-я	168х10	10	4,63	1987
скважина №69 в/з - скважина №70 нагнет. Южно-Несмеяновского м-я	114х8	8	0,003	2011

Анализ Богатыревской УПСВ

Богатыревская УПСВ предназначена для сбора, первичной сепарации, предварительного (частичного) сброса пластовой воды из продукции скважин Половецкого, Киньзякского, Богатыревского месторождений.

Таблица 1.3.1

Параметр	Значения
Загрузка УПСВ	Проект	Факт
По пластовой жидкости, м3/сут	4000	3200
По нефти, т/сут	3000	2350

 

Частично разгазированная и обезвоженная нефть с УПСВ транспортируется насосами на Грековскую УПСВ и далее на Нефтег