Організація робіт при підготовці нафти на ДНС - ПВ - Геологія

2.3 Організація робіт під час підготовки нафти на ДНС – ЮВ

Встановлення попереднього скидання води на ДНЗ «Південний Схід» Мамонтовського родовища.

Установка попереднього скидання води на ДНС-ЮВ ТОВ «РН-Юганськнафтогаз» призначена для сепарації газонафтової емульсії, попереднього скидання та підготовки води з емульсії в обсязі споживання КНС-СЗ, підготовка підтоварної води та подальше відкачування: нафти на УПСВ-2 та підготовки та перекачування нафти ЦППН-2, а підтоварної води – на КНС-ЮВ.

Продуктивність рідини (нафта + вода) 23 000 м 3 /сут.

Продуктивність нафти 10 000 м 3 /сут.

Необхідний обсяг відкачування підтоварної води на ППД

(I черга будівництва) 13 000 м 3 /сут.

Продуктивність газу 113 700 нм 3 /сут.

Робочий тиск, МПа 0,58

Розрахунковий тиск по апаратах, МПа 1,0

Робоче середовище – продукція нафтових свердловин нафту, газ, вода

Температура робочого середовища, 0 65

Склад споруд на ДНС-ЮВ

1. Колектор - усреднитель потоку (КУП-1) Ду=1000 мм, L=20 м;

2. Розширювач (Р-1) Ду = 1400 мм, L = 10 м;

3. Змішувач (СМ) Ду=630 мм, L=2 м, призначений для інтенсивного перемішування водонафтової емульсії з деемульгатором;

4. Колектор - усреднитель потоку (КУП-2) Ду=1000 мм, L=30 м;

5. Влаштування попереднього відбору газу (УПОГ) Ду = 1000 мм, L = 70м;

6. Трубний кінцевий дільник фаз (КДФТ-1ч4) Ду = 1400 мм, L = 60 м;

7. Газовий розширювач (Р-2) Ду = 500 мм, L = 4 м;

8. Блок подачі інгібітору корозії (БРХ-1) БРХ-2,5;

9. Блок подачі деемульгатора (БРХ-2) БДР-25/6М;

10. Нафтогазовий сепаратор (НС-1/1,2) V = 50 м 3;

11.Нафтогазовий сепаратор (НС-2/1,2) V = 50 м 3;

12. Газовий сепаратор (СГ) V = 50 м 3;

13. Дренажна ємність (ОД-1) V = 25 м 3;

14. Дренажна ємність витоків з насосів (ЕД-2) V = 25 м 3;

15. Дренажна ємність (ОД-3) V = 63 м 3;

16. Ємність каналізаційна (ЕК) V = 40 м 3;

18. Факел високого тиску (ФЗД);

19. Насоси відкачування нафти (НА-1ч4) ЦНС 300-360;

20. Вузол обліку газу (УУГ);

21. Блок якості нафти (БКН);

22. Вузол обліку нафти (УУН).

Дожимна насосна станція

Дожимні насосні станції (ДНС) застосовують у тих випадках, якщо на родовищах пластової енергії недостатньо для транспортування нафтогазової суміші до УПСВ або ЦППН. Зазвичай ДНС застосовуються на віддалених родовищах.

Дожимні насосні станції призначені для сепарації нафти від газу, очищення газу від крапельної рідини, подальшого транспортування нафти відцентровими насосами, а газу під тиском сепарації. Залежно від пропускної здатності рідини існує кілька типів ДНС. Дожимна насосна станція складається з наступних блоків:

буферної ємності; збору та відкачування витоків нафти; насосний блок; свічки аварійного скидання газу.

Усі блоки ДНЗ уніфіковані. Як буферну ємність застосовуються горизонтальні нафтогазові сепаратори (НГС) об'ємом 50 м 3 і більше. ДНС має резервну буферну ємність та насосний агрегат. Технологічною схемою ДНС буферні ємності призначені для:

прийому нафти з метою забезпечення рівномірного надходження нафти до прийому насосів, що перекачують;
сепарації нафти газу;
підтримки постійного підпору порядку 0,3 - 0,6 МПа прийомі насосів.

Для створення спокійного дзеркала рідини внутрішня площинабуферної ємності обладнується решітчастими поперечними перегородками. Газ із буферних ємностей відводиться в газозбірний колектор.

Насосний блок включає кілька насосів, систему вентиляції, систему збору витоків рідини, систему контролю технологічних параметрів і систему опалення. Кожен насос має електродвигун. Система контролю технологічних параметрів обладнується вторинними датчиками, з виведенням показань приладів на пульт управління операторної ДНС. У насосному блоці передбачено декілька систем захисту при відхиленні параметрів роботи насосів від режимних:

1. Автоматичне відключення насосів при аварійному зниженні або збільшенні тиску в лінії нагнітання. Контроль здійснюється за допомогою електроконтактних манометрів.

2. Автоматичне відключення насосів під час аварійного збільшення температури підшипників насосів або електродвигунів. Контроль здійснюється за допомогою датчиків температури.

3. Автоматичне перекриття засувок на викиді насосів у разі їх вимкнення.

4. Автоматичне увімкнення витяжної вентиляції при перевищенні гранично допустимої концентрації газу в насосному приміщенні, при цьому насоси повинні автоматично відключатися.

Блок збору та відкачування витоків складається з дренажної ємності об'ємом 4 – 12 м 3 обладнаної насосом НВ 50/50 з електродвигуном. Цей блок служить для збору витоків від сальників насосів та запобіжних клапанів буферних ємностей. Відкачування рідини з дренажної ємності складає прийом основних технологічних насосів. Рівень у ємності контролюється за допомогою поплавкових датчиків, залежно від заданого верхнього та нижнього рівнів.

Нафта від групових вимірних установок надходить у буферні ємності, сепарується. Потім нафту подається наприйом робочих насосів і далі нафтопровід. Відсепарований газ під тиском до 0,6 МПа через вузол регулювання тиску надходить у промисловий газозбірний колектор. По газозбірному колектору газ надходить на газокомпресорну станцію або газопереробний завод (ГПЗ). Витрата газу вимірюється камерною діафрагмою, яка встановлюється на загальній газовій лінії. Рівень нафти в буферних ємностях підтримується за допомогою поплавкового рівнеміру та електроприводної засувки, розташованої на напірному нафтопроводі. При перевищенні максимально допустимого рівня рідини в НГС датчик рівнеміра передає сигнал на пристрій керування електроприводної засувки, вона відкривається, і рівень НГС знижується. При зниженні рівня нижче мінімально допустимого електроприводна засувка закривається, забезпечуючи цим збільшення рівня рідини в НГС. Для рівномірного розподілу нафти та тиску буферні ємності з'єднані між собою перепускною лінією.

На кожній ДНР мають знаходитися технологічна схема та регламент роботи, затверджені технічним керівником підприємства. Відповідно до цих нормативних документів здійснюється контроль за режимом роботи ДНС.

Принцип роботи ДНР

Нафта від групових вимірних установок надходить у буферні ємності, сепарується. Потім нафту подається приймання робочих насосів і далі в нафтопровід. Відсепарований газ під тиском до 0,6 МПа через вузол регулювання тиску надходить у промисловий газозбірний колектор. По газозбірному колектору газ надходить на газокомпресорну станцію або газопереробний завод (ГПЗ). Витрата газу вимірюється камерною діафрагмою, яка встановлюється на загальній газовій лінії. Рівень нафти в буферних ємностях підтримується за допомогою поплавкового рівнеміру та електроприводної засувки,розташованої на напірному нафтопроводі. При перевищенні максимально допустимого рівня рідини в НГС датчик рівнеміра передає сигнал на пристрій керування електроприводної засувки, вона відкривається, і рівень НГС знижується. При зниженні рівня нижче мінімально допустимого електроприводна засувка закривається, забезпечуючи цим збільшення рівня рідини в НГС. Для рівномірного розподілу нафти та тиску буферні ємності з'єднані між собою

На різних стадіях виробничого процесу застосовуються різноманітні технологічні схеми, які можуть охоплювати такі

освоєння свердловини (компонування низу, перфорація колони, виклик притоку флюїдів, відновлення та збільшення проникності привибійної зони пластів;
дослідження та встановлення оптимального режиму роботи свердловин;
ліквідація ускладнень під час експлуатації наземного нафтопромислового обладнання;
вплив на поклад (підтримка пластового тиску, підвищення нафтовіддачі).

Загалом процес видобутку можна поділити на три частини:

розробка нафтового родовища (здійснення руху флюїдів за пластом та управління ним);
підйом флюїдів із вибоїв видобувних свердловин на поверхню;
збір та підготовка нафти, попутного газу та попутної води.

В установках комплексної підготовки нафти від неї відокремлюють нафтовий газ і попутну воду, доводять нафту до товарних кондицій, тобто здійснюють глибоке зневоднення продукції, видалення солеї і стабілізацію нафти (відділення компонентів, що випаровуються при тиску менше атмосферного).

Товарну нафту здають нафтотранспортним підприємствам (НШ) передачі на нафтопереробні заводи (НПЗ). Відповідно до ГОСТ "Нафта Ступінь підготовки для нафтопереробнихпідприємстві. Технічні умови" виділяють три групи нафти за ступенем підготовки, які різняться за вмістом води, хлористих сполук, механічних домішок і тиску насичених парів при температурі.

нафти у пункті здачі.

Нафтовий газ подається під власним тиском на ГШ, де з газу виділяють важкі вуглеводневі фракції (очищають від механічних та шкідливих домішок), осушують та направляють споживачеві.

Відокремлену від нафти воду подають з УКПВ і разом з водами інших джерел з водозабору (ВЗ) за допомогою кущових кущових насосних станцій (БКНС) в нагнітальні свердловини (НС) і далі в поклад для витіснення нафти. Для підвищення нафтовіддачі в воду, що закачується, можуть додавати різні реагенти. Для цього встановлюють дозаторні установки.

III Розрахунково-економічна частина

3.1 Вихідні дані до розрахунку собівартості підготовки 1 тонни нафти на ДНС – ЮВ

Для розрахунку витрат на вартість підготовки 1 тонни нафти на ДНС - ЮВ знадобляться такі вихідні дані за 2007 рік.

- основні та допоміжні матеріали за ціною (руб/тн);

Обсяг підготовки 1900000

Сепарол ES-3344 51662

Рекорд 118 36790

СНПХ - 4810 60060

LML - 4312 34840

- електроенергія: ціна за 1 кВт-год - 167 руб.;

- тарифні ставки операторів (руб/год):

оператор 3 розряду - 33,40

оператор 4 розряду - 44,45

оператор 5 розряду – 52,87