Актуально
На Украине введут режим ЧС в энергетикеВ 2025г Кузбассэнергосбыт установил 40 тыс «умных» счетчиковЭнергетики ДРСК успешно проходят пик нагрузок на электросетиЗапасы нефти в США за неделю увеличились на 3,4 млн баррелейБензин в РФ с 1 по 12 января подорожал на 1,2%, дизель — на 1,3%Плановый ремонт ЭБ-1 БелАЭС начнется 15 января
На месторождениях НГДУ «Сорочинскнефть» из-за сложности рельефа прохождения нефтепровода при перекачивании нефтесодержащей жидкости происходит свободное выделение газа, который создает пробки. Это приводит к повышению давления на нефтесборных коллекторах. При этом возникают риски порыва, снижается производительность уста?новок, падает дебит скважин. Менеджер по руководству сложными работами НГДУ «Сорочинскнефть» Геннадий Часовских рассказал, что для решения этой проблемы на предприятии применяется газосепаратор. Так, например, в районе АГЗУ ЗА в октябре 2010 г. установлен газосепаратор, который, пропуская через себя жидкость с Горного, Ананьевского и Западно-Куштакского месторождений, сепарирует ее. Отсепарированная жидкость отправляется по вновь построенному нефтепроводу, а газ, полученный на сепараторе, транспортируется по отдельному нефтесборному коллектору.
По словам Геннадия Часовских, был получен эффект снижения давления как в системе нефтесбора Ананьевского и Западно-Куштакского месторождений, так и в системе нефтепровода АГЗУ ЗА — ДНС «Горное». «Если ранее давление было в пределах 27 атм., то после запуска сепаратора оно снизилось до 17 атм. Это позволило увеличить дебит скважин, повысить производительность установок на Ананьевском, Западно-Куштакском и Горном месторождениях», — сказал Г. Часовских, отметив, что ранее эта схема уже была использована на Вахитовском и Западно-Ольховском месторождениях. В перспективе есть ряд месторождений с большим газовым фактором, где, возможно, будет также применяться данная система.
Читайте в Telegram:
Наш Телеграм