Анализ высших групп качества

     Установка подготовки нефти в Сергеевском НСП НГДУ “Уфанефть” построена в 1981-1982 годы и введена в эксплуатацию в 1983 году.

     При разработке технологического регламента были использованы следующие материалы:

     ВНИИСПТнефть

     - Положение о порядке разработки согласования и утверждения технологического регламента установок промысловой подготовки нефти РД 39-0147 103-309-88.

     - Технологический регламент установки подготовки нефти в Сергеевской НСП 1983г. № 7381

     БашНИПИнефть

     - Технологический регламент процесса подготовки нефти, содержащих сероводород и ионы железа в НГДУ "Уфанефтъ" 1986г.

     Установка подготовки нефти предназначена для получения обезвоженной и обессоленной нефти, по качеству удовлетворяющей требованиям ГОСТ 9965-76 с учетом изменения №I. от 1988г. Обводненностъ сырой нефти 67%.

     Установка по подготовке нефти блочная, поставка по импорту из ГДР, производительностью 2,0 млн.т/год по товарной нефти. 

ФИЗИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ И СОСТАВ ПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ. 

    Свойства и состав пластовых нефтей, изученных по глубинным пробам и представлены в таблице 1. Из анализов проб следует, что температура на глубине залегания продуктивных горизонтов терригенной толщи девона составляет 45^оС, турнейского яруса 38^оС. Начальное пластовое давление для пласта Д1 составляет 24.900 МПа и 20.700 МПа для турнейского яруса.

    Давление насыщения нефти газом для Д1 9.7 МПа, а турнейского яруса 4.2 МПа, тульский горизонта 6.3 МПа, бийского горизонта 12.1 МПа, Дv 5.9 МПа . Плотность нефтей в пластовых условиях составляет 825 кг/м³ для пласта Д1 и 858 кг/м³ для турнейского яруса, для пласта Дv 882 кг/м³, бийский горизонт 815 кг/м³, тульского горизонта 820 кг/м³. Плотность при Рнас для пластов Д1 и Дv соответственно равна 817 и 873 кг/м³, а для бийского горизонта  и турнейского яруса составляет 809 кг/м³, 848 кг/м³, соответственно. Газовый фактор равен 78.0 и30.2 м3/т, соответственно для пласта Д1 и турнейского яруса; 21.7, 60.5, 30.2 м³/т, соответственно, для Дv, бийского  и тульского горизонтов. Вязкость пластовой нефти при Рпл  для пласта Д1 и турнейского яруса составляют соответственно 2.0 и 8.0 МПа*с, а для пласта Дv, бийского горизонта, и тульского горизонта составляет 15.0, 2.0, 4.0 мПа*с.

    Таблица 1.

    Физические параметры пластовых нефтей.

      
 

    Компонентный состав попутного газа, разгазированной и пластовой нефти пласта Д1 Бузовьязовского месторождения приведены в таблицах 2.

    В составе попутного газа нефти терригенного девона содержится углекислый газ, азот и гелий, а в нефти турнейского яруса определено содержание сероводорода.

    Таблица 2.

    Состав нефтей и газа пласта Д1.

      

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ

В ПОВЕРХНОСТНЫХ УСЛОВИЯХ. 

    Нефти месторождения относятся к типу тяжелых с удельным весом от 878 до 923 кг/м³, сернистых и высокосернистых с содержанием серы от 2.3 до 2.7, таблица 3. Содержание фракций до 300^оС достигает 21 %.

    Таблица 3.

    Физико-химические свойства нефтей в поверхностных условиях.

      

    ВЫВОДЫ.

    На Бузовьязовском нефтяном месторождении, открытом в 1974 году и введённом в разработку в 1976 году, промышленно нефтеносными являются залежи содержащиеся в 5 литологостратиграфических подразделениях (отложения тульского горизонта, турнейского яруса, пласта Д1, бийского горизонта, Дv).

    Месторождение расположено в платформенной части Башкирии в пределах региона, называемого Юго-Восточным склоном Русской платформы. На площади месторождения на фоне моноклинального погружения маркирующих поверхностей террегенного девона к юго-востоку выделяются две главные структурные формы: узкий грабен- разлом, прослеженный бурением на расстоянии 20 км, и примыкающий к нему с юго-востока Бузовьязовский полукупол.

    Отложения тульского, бийского горизонта и пласта Дv разрабатываются на естественном режиме, турнейского яруса и пласта Д1 с ППД.

    Нефти месторождения относятся к типу тяжёлых с удельным весом от 875 до 923 кг/м³, сернистых и высокосернистых с содержанием серы от 2.3 до 2.7 %. Содержание фракций до 300^оС достигает 21 %.

    Геологические запасы нефти на месторождении распределяется следующим образом: 67.2 % приходится на пласт Д1 пашийского горизонта, 26.8 % - на турнейский ярус и 6 % - на остальные залежи нефти.

    Воды турнейского яруса высокоминерализованные, хлоркальциевого типа. В водах содержится серовород, йод, бром, бораты, аммоний. Все пробы воды отобранные из пластов террегенного девона, разбавлены технологической водой и не представлены.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     2. ПРИМЕНЯЕМОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И АППАРАТЫ ДЛЯ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ. 

     Блочные автоматизированные групповые замерные установки.

     Блочные автоматизированные замерные установки предназначены для автоматизированного измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости, а также для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважин или установки в целом при возникновении аварийных ситуаций.

     На нефтяных месторождениях наиболее распространены блочные автоматизированные групповые замерные установки “Спутник-А“ и “Спутник-Б“. Кроме них для специфических условий отдельных нефтяных месторождений разработаны  и применяются автоматизированные групповые замерные установки АГМ.