Метод производства и его технико-экономическое обоснование

Установка предварительного сброса воды № 3 (УПСВ-3) расположена на территории Мамонтовского месторождения цеха добычи нефти и газа № 9 НГДУ «Мамонтовнефть» Открытого Акционерного Общества «Юганскнефтегаз» нефтяной компании ЮКОС. Находится в районе Ханты-Мансийского Автономного округа Тюменской области. УПСВ предназначена для сбора, сепарации, обезвоживания и откачки нефти, поступающей с кустов скважин ЦДНГ-9 на ЦППН (Цех подготовки и перекачки нефти). Подготовленная нефть транспортируется на ЦППН, газ на ГПЗ, пластовая вода после подготовки подаётся в систему ППД.

Сырьём установки является нефть Мамонтовского месторождения. Тип нефти – средняя, сернистая, парафинистая, обводнённостью 80-90% (табл.6). Подготовка нефти производится химическим способом с использованием деэмульгаторов.

Комплекс технологических сооружений на УПСВ-3 включает в себя следующие объекты:

1. Насосную станцию с агрегатами ЦНС 300х360 – 4 шт.;

2. Насосную станцию с агрегатами ЦНС 300х180 – 5 шт.;

3. Насосную станцию с агрегатами ЦНС 38х110 – 2 шт.;

4. Резервуары РВС- 5000м³ – 4шт., РВС-2000м³ – 1 шт.;

5. Сепараторы 1 ступени V =100м³ -2 шт.;

6. Сепараторы 2 ступени V =100м³ – 2 шт.;

7. Газовый сепаратор V =100м³ – 1 шт.;

8. Отстойники ОГ-200 V =200м³ – 6 шт.;

9. Блок реагентного хозяйства – 1шт.;

10. Узел учета нефти – 1 шт.;

11. Блок учета газа – 1 шт.;

12. Блок качества нефти – 1 шт.;

13. Подземные емкости для сбора промышленных и ливневых стоков – 7 шт.;

14. Факел для сжигания попутного газа – 2 шт.

Вспомогательные сооружения.

1. Комплектная трансформаторная подстанция КТП-400/10/0,4

2. Блок-бокс РУ9/1Щ-0,2

3. Операторная

4. Пожарная насосная

5. Компрессорная

6. Резервуары противопожарного запаса воды

Описание УПСВ-3.

Установка была запущена в работу 28 августа 1996 года в режиме ДНС и с 22 октября 1996 года в режиме УПСВ.

Проектная мощность установки – 30 000 м³/сут.

УПСВ-3 состоит из двух депульсаторов, двух сепараторов первой ступени сепарации, газового сепаратора, блок учета газа, шести отстойников, двух сепараторов второй ступени сепарации, двух аварийных резервуаров, трех технологических резервуаров, насосных блоков по откачке воды и нефти, узлов учета воды и нефти, системы подачи реагента.

Проектом УПСВ предусмотрена подготовка нефти, поступающей с кустов скважин ЦДНГ-9. Газоводонефтяная смесь со скважин поступает на первую ступень сепарации, где происходит отделение газа от жидкости. Газ поступает в газовый сепаратор для дополнительной осушки и далее подается на ГПЗ. Жидкость поступает в отстойники, где происходит отделение нефти от воды. С отстойников нефть направляется в сепараторы второй ступени сепарации (конечная сепарационная установка) для полной сепарации газа и затем нефтяными агрегатами ЦНС откачивается через блок качества нефти и узел учета нефти на ЦППН. Вода с отстойников поступает в технологические резервуары и далее откачивается водяными агрегатами ЦНС через узел учета воды на БКНС 21, 1Е, 2Е.

При аварийных ситуациях, связанных с отключением эл/энергии, порывом напорного нефтепровода и т.д., предусмотрен сбор нефти в аварийные резервуары.

Нефтяная пленка, собирающаяся в технологических резервуарах при дополнительном отделении воды от нефти, откачивается насосами уловленной нефти на прием нефтяных агрегатов.

Работа пневматических приборов осуществляется от воздушного компрессора, работающего в автоматическом режиме.

Для сокращения времени разделения водонефтяной эмульсии в поток жидкости на прием первой ступени сепарации подается деэмульгатор.

В целях обеспечения нормальной экологической обстановки проектом предусмотрена система сбора промышленных стоков, конденсата с газопроводов ФНД и ФВД, состоящая из заглубленных емкостей и насосов F DRC.

Схема базовой действующей установки представлена на рисунке 6

Материальный баланс базовой УПСВ-3 на 2003 год представлен в табл. 2

Исходные данные:

Q₁ - Добыча нефти с ДНС 2-Е - 537 200 т/год;

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.

p_н -плотность нефти- 875 кг/м³;

p_в - плотность воды – 1,01 кг/м³;

p_г – 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