Анализ работы установки предварительного сброса ЦДНГ-9 НГДУ "Мамонтовнефть"

Q2 - Добыча нефти с кустов - 320 400 т/год;

У - процент утилизации газа = 98,3%;

П - Технологические потери газа = 437 000 м3/год

Расход реагента -12 г/т.

pн -плотность нефти- 875 кг/м3;

pв - плотность воды - 1,01 кг/м3;

pг - плотность газа - 0,952 г/ дм3;

F - газовый фактор - 43 м 3/т;

Число дней работы установки - 365.

1. Ресурсы газа, пришедшего на установку составляют:

Р = Q2 * F = 320 400 * 43 = 13 777 200 м3/год;

2. Уровень добычи газа:

Д = Р * У /100 = 13 777 200 * 98,3 /100 = 13 542 988 м3/год;

3. Количество газа, пришедшего на установку с учетом технологических потерь:

Г = Д-П = 13 542 988 - 437 000 = 13 105 988 м3/год = 12 500 т/год.

Таблица 2

Материальный баланс базовой УПСВ -3 на 2003 год

Статьи баланса	% объем	тыс. м3/год	м3/сут	м3/час	% масс	тыс т/год	т/сут	кг/час
Приход: 1. Сырая нефть: В том числе:	33,00	6 534,1	17 901,6	745,9	99,8	6467,1	17 718,1	738 255,8
нефть с ДНС-2Е	3,0	613,9	1 682,0	70,1	8,3	537,2	1 471,8	61 324,2
вода с ДНС-2Е	18,00	3 479,0	9 531,5	397,1	54,2	3 513,8	9 626,8	401 118,7
нефть с кустов	2,00	366,2	1 003,2	41,8	5,0	320,4	877,8	36 575,3
вода с кустов	10,00	2 075,0	5 684,9	236,9	32,3	2 095,7	5 741,7	239 237,6
2. Газ попутный	67,00	13 106,0	35906,8	1 496,1	0,2	12,5	34,2	1 424,3
Итого:	100,0	19 640,1	53 808,4	2 242,0	100,0	6 479,6	17 752,3	739 680,1
Расход: 1. Обезвоженная нефть: в том числе:	5,03	986,6	2 703,1	112,6	13,3	864,2	2 367,6	98 651,0
нефть на ЦПС	5,0	980,1	2 685,2	111,9	13,2	857,6	2 349,6	97 901,6
вода на ЦПС	0,03	6,5	17,8	0,7	0,1	6,6	18,0	749,4
2. Вода на КНС	28,25	5 547,4	15 198,5	633,3	86,5	5 602,9	15 350,5	639 604,2
3. Газ попутный: в том числе:	66,72	13 106,0	35 906,8	1 496,1	0,2	12,5	34,2	1 424,9
Газ на ГПЗ	55,03	10 808,5	29 612,3	1 233,8	0,159	10,3	28,2	1 174,6
Газ на котельную	1,45	284,0	778,1	32,4	0,004	0,3	0,7	30,9
Газ на факел	9,27	1 821,5	4 990,4	207,9	0,027	1,7	4,8	198,0
Газ на ЦПС	0,67	131,1	359,1	15,0	0,002	0,1	0,3	14,2
Газ на КНС	0,3	61,0	167,0	7,0	0,001	0,1	0,2	6,6
Итого:	100,0	19 640,1	53 808,4	2 242,0	100,0	6 479,6	17 752,3	739 680,1

2.1 Оценка технического состояния установки предварительного сброса воды № 3

Проектная мощность установки - 30 000 м3/сут. УПСВ имеет две ступени сепарации жидкости от газа, что позволяет полностью разгазировать жидкость, перекачивать нефть на ЦППН и воду на БКНС практически свободную от попутного нефтяного газа.

Развитая сеть газопроводов и небольшие расстояния дают возможность транспортировать попутный нефтяной газ на Южно-Балыкский газоперерабатывающий завод под собственным давлением, что дает значительный экономический эффект.

Наличие на месторождении трех блочных кустовых насосных станций и большого фонда нагнетательных скважин позволяет производить полный сброс подтоварной воды непосредственно на месторождении.

Технологический режим и технологическая схема установки дает возможность, используя только химический метод, отделять нефть с содержанием воды до 1%.

Наличие на УПСВ закрытой системы сбора промышленных и поверхностных стоков, связанной с действующими трубопроводами, позволяет снизить риск аварийных ситуаций, что, в свою очередь, снижает возможность экологического загрязнения территории.

Используемая для ведения технологического процесса многоступенчатая автоматизированная система управления позволяет безопасно и качественно поддерживать технологический режим.

Модернизированные насосные агрегаты с торцевыми уплотнениями, применяемые для перекачки нефти на ЦППН, обеспечивают полное отсутствие сальниковых утечек, а, следовательно, снижают риск возгорания, разлива нефти и т.д.

Система пожаротушения позволяет на должном уровне обеспечить пожарную безопасность установки.

Основной проблемой вывода УПСВ-3 на проектную мощность является недостаточный объем добычи нефти табл.3.

Таблица 3

Уровень добычи нефти и газа с месторождений

Год	Добыча нефти, тыс.т.	Ресурсы добычи газа, тыс.м3
	Мамонтовское	Ефремовское	Угутское	Мамонтовское	Угутское
2004	328,3	550,9		14 116,9
2005	320,4	537,2		13 777,2
2006	310,8	521,1	303,89	13 364,4	18 841,18
2007	298,4	500,4	384,85	12 831,2	23 860,7
2008	273,52	458,37	507,68	11761,36	31 476,16
2009	262,85	419,86	618,68	11302,55	38 358,16
2010	252,60	384,60	734,22	10861,80	45 521,64

Из таблицы 3 видно, что объем добычи нефти на Мамонтовском и Ефремовском месторождении имеет тенденцию к снижению, следовательно, недозагрузка установки по сырью будет увеличиваться.

Материальный баланс базовой УПСВ-3 на 2005 год представлен в табл. 4

Таблица 4

Материальный баланс базовой УПСВ -3 на 2005 год

Статьи баланса	% объем	тыс. м3/год	м3/сут	м3/час	% масс	тыс т/год	т/сут	кг/час
Приход: 1. Сырая нефть:	32,2	6 086,1	16 674,2	694,8	99,8	6 023,7	16 503,3	687 638,4
в т.ч. нефть с ДНС-2Е	3,0	571,9	1 566,8	65,3	8,3	500,4	1 371,0	57 123,3
вода с ДНС-2Е	1,8	341,0	934,3	38,9	4,9	298,4	817,5	34 063,9
нефть с кустов	17,1	3 240,7	8 878,6	369,9	54,2	3 273,1	8 967,4	373 640,7
вода с кустов	10,2	1 932,5	5 294,5	220,6	32,3	1 951,8	5 347,5	222 810,5
2. Газ попутный	67,8	12 831,2	35 154,0	1 464,7	0,2	12,2	33,5	1 394,4
Итого:	100,0	18 917,3	51 828,2	2 159,5	100,0	6 035,9	16 536,8	689 032,9
Расход: 1. Обезвоженная нефть:	4,86	919,0	2 517,7	104,9	13,3	804,9	2 205,2	91 885,3
в т.ч. нефть на ЦПС	4,83	912,9	2 501,1	104,2	13,2	798,8	2 188,5	91 187,2
вода на ЦПС	0,03	6,1	16,6	0,7	0,1	6,1	16,8	698,1
2. Вода на КНС	27,31	5 167,1	14 156,5	589,9	86,5	5 218,8	14 298,1	595 753,2
3. Газ попутный:	67,8	12 831,2	35 154,0	1 464,7	0,2	12,2	33,5	1 394,4
Итого:	100,0	18 917,3	51 828,2	2 159,5	100,0	6 035,9	16 536,8	689 032,9

Таким образом, из таблиц 2,3,4 видно, что в настоящее время загруженность установки по сырью составляет около 60 %, и имеет тенденцию к снижению. В 2005 году коэффициент загрузки установки по сырью составит ? 0,55 (55%), а к 2008 году менее 0,5. Следовательно, большая часть оборудования полностью не загружена и работает « в холостом режиме». Это, в свою очередь, увеличивает амортизационные затраты, себестоимость продукции.

В то же время в НГДУ «МсН», а, следовательно, и в ОАО «ЮНГ» существует большие трудности с подготовкой нефти с месторождений НГДУ «МсН». Добыча в НГДУ «МсН» идет по нарастающей, но при этом уже сегодня мощности ЦППН «МсН» используются полностью. ЦППН «МсН» перегружен по воде и нефти.

Данный проект решает возникшие трудности перед НГДУ «МсН» посредством подготовки части нефти Угутско - Киняминской группы месторождений силами НГДУ «Мамонтовнефть» на УПСВ-3 (объем подготавливаемой нефти на УПСВ регламентируется общим объемом нефти, подготавливаемой на ЦППН НГДУ «МН», - 12 млн. тонн.). Часть нефти с месторождения Угутско - Киняминской группы поступает на УПСВ-3, где происходит предварительный сброс воды (до остаточного содержания воды в нефти порядка 1-10 %). После УПСВ нефть откачивается на ЦППН НГДУ «МН», где происходит окончательная подготовка нефти.

При переводе части жидкости Угутско-Киняминской группы на УПСВ-3 будут решены следующие проблемы:

1. снизится нагрузка по подготовки нефти на ЦППН НГДУ «МсН» (проектная мощность ЦППН - 9000 тыс. т. в год при обводненности 38 %, планируемые объемы добычи на 2004 год 10 000 тыс. т.);

2. снизится нагрузка на нефтесборный трубопровод Угут - ЦППН НГДУ «МсН»;

3. уменьшение затрат компании на подготовку нефти, уменьшение применения ингибиторов коррозии;

4. экономия средств ОАО «Юганскнефтегаз» на строительство УПСВ на Угутском месторождении;

5. экономия средств ОАО «Юганскнефтегаз» на реконструкции ЦППН НГДУ «МсН»;

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11