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

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

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»;

6. снижение затрат на встречные перекачки балластной жидкости с ЦПС НГДУ «МН» на БКНС-21;

7. снижение себестоимости подготовки нефти на УПСВ-3 и ЦПС НГДУ «МН» за счет увеличения коэффициента загрузки УПСВ и ЦППН (фактическая мощность ЦППН – 12 000 тыс. т. в год);

8. снижение прямых и косвенных потерь нефти в результате порывов за счет снижения коррозионной агрессивности перекачиваемой по трубопроводам водонефтяной эмульсии.