Реконструкция Южно-Ягунского месторождения
Оглавление
Введение
. Литературный обзор
. Технологическая часть
Действующая система сбора,
сепарации нефти
Предварительный сброс воды на
УПСВ
Реконструкция ДНС-2,3
Гидравлический расчет
находящегося в эксплуатации трубопровода ДНС-2 - ДНС-1 Ø273мм, при действующей схеме подготовки и перекачки нефти
Гидравлический расчет
трубопровода УПСВ ДНС-2 - ЦПС Ø273мм,
при реконструкции
Гидравлический расчет
находящегося в эксплуатации трубопровода ДНС-3 - ЦПС Ø426мм, при действующей схеме подготовки и перекачки нефти
Гидравлический расчет
трубопровода УПСВ ДНС-3 - ЦПС Ø426мм,
при реконструкции
Система сбора, сепарации
нефти после реконструкции
. Экономический эффект
Заключение
Список литературы
Введение
Продуктом УПСВ является обезвоженная нефть, которая поступает на ЦПС, где
происходит подготовка нефти до товарных кондиций (обезвоживание, обессоливание
и т.д.) и перекачка ее по системе внешнего транспорта. На УПСВ происходит
сепарация газа, часть которого поступает на компрессорную станцию ГКС и сдается
на ГПЗ. Остаточный газ поступает на факел низкого давления, где происходит его
сжигание. Вода, полученная в процессе подготовки нефти, поступает по системе
водоводов на КНС и закачивается в пласты с целью поддерживания пластового
давления.
1. Литературный обзор
На каждом месторождении наступает такой период, когда из пласта вместе с
нефтью извлекается пластовая вода. По мере эксплуатации месторождения
содержание воды в нефти постепенно возрастает.
Извлеченная вместе с нефтью на поверхность пластовая вода является примесью,
которую необходимо удалять из нефти. Пластовая вода образует с нефтью эмульсии
различной степени стойкости, и со временем стойкость эмульсии повышается. Это
является одной из причин того, что необходимо обезвоживать как можно раньше с
момента образования эмульсии, не допуская ее старения. Наиболее целесообразно
проводить обезвоживание нефти на месторождениях.
Второй наиболее важной причиной обезвоживания нефти в районах его добычи
является высокая стоимость транспорта балласта-пластовой воды. Транспорт
обводненной нефти удорожается не только в результате перекачки дополнительных
объемов содержащейся в нефти пластовой воды, но и вследствие того, что вязкость
эмульсии типа вода в нефти выше, чем чистой нефти. При увеличении содержания
воды в нефти на 15 транспортные расходы возрастают в среднем на 3-5% при каждой
перекачке.
Добывающая из скважин нефть, как правило, имеет в своем составе пластовую
воду (в свободном или эмульгированном состоянии), содержащую различные
минеральные соли -хлористый натрий NaCl, хлористый кальций СаСl2, хлористый
магний MgCl2, причем часто в больших количествах (200 тыс. мг/л воды и более),
механические примеси. Эти соли придают водонефтяной смеси довольно высокую
коррозионную активность и затрудняют таким образом ее транспортирование и
последующую переработку. Механические примеси и соли легко отлагаются с
суженных местах, местах поворотов, изгибов, сужая живое сечение трубок и
ухудшая процесс теплопередачи в теплообменном оборудовании. Примеси и соли
тяжёлых нефтей концентрируются в тяжёлом остатке переработки нефти, ухудшая их
качество. В состав нефтей входят также различные газы органического (метан СН4,
этан С2Н6, пропан С3Н8, бутан С4Н10) и неорганического (сероводород H2S,
углекислый газ СО2 и гелий Не) происхождения.
В связи с изложенным, возникает необходимость отделения от нефти
пластовой воды и солей в промысловых условиях. Вместе с водой при обезвоживании
из нефти удаляются соли, растворенные в воде, и механические примеси, которые
являются причиной коррозии и загрязнения трубопроводов и аппаратов. При
обезвоживании нефти на месторождениях из нее удаляется основная масса воды,
солей и механических примесей, и нефтепроводным управлениям нефть сдается с
содержанием воды, как правило, не выше 1-2 %. Но эта норма не остается
неизменной и имеется тенденция к ее снижению до 0,5 % , что экономически и
технологически более целесообразно.
При обезвоживании нефти на месторождениях - лишь первый этап ее
подготовки к переработке. Более глубокая очистка нефти от пластовой воды, солей
и механических примесей осуществляется в процессе обессоливания. С этой целью
обезвоженную нефть интенсивно перемешивают с пресной водой, а образовавшуюся
эмульсию разрушают.
При извлечении нефти и пластовой воды на поверхность они неизбежно
перемешиваются, образуя при этом эмульсию. Свойства нефтяных эмульсий, их
стойкость в значительной мере зависят от способа добычи нефти и условий
эксплуатации нефтяного месторождения.
2. Технологическая часть
Действующая система сбора, сепарации нефти
В настоящее время действующая система сбора, сепарации нефти отличается
от проектной по количеству ДНС и по выполняемым функциям. В эксплуатации
находятся ДНС: 1; 2; 3,3Р; 4; 5; 10 и ВПНН Икилорской площади. На ДНС - 2;
3,3Р; ДНС - 4 УПСВ; ДНС - 5 УПСВ, ДНС-10 УПСВ и ВПНН «Икилор» осуществляется I
и II ступень сепарации нефти от газа, оперативный цеховой учёт добываемой
продукции. Предварительный сброс пластовой воды осуществляется на УПСВ ДНС-1,
ДНС-4, ДНС-5 с 2005г, ДНС-10 УПСВ с 2008г. Сброс воды осуществляется без
дополнительного подогрева с применением деэмульсатора ХПД-002 (удельный расход
39 г/т нефти). Остаточная обводнённость нефти составляет 5%.
Попутный нефтяной газ (ПНГ) первой ступени сепарации в большей его части
бескомпрессорным способом транспортируется по системе внутрипромысловых
газопроводов на Когалымскую ГКС. Остальная часть газа используется на
технологические топливные и нетопливные нужды. От Когалымской ГКС объединённый
поток газа Южно-Ягунской, Тевлинской, Дружнинской группы месторождений транспортируется
на ГПЗ УППНГ ТПП «Лангепаснефтегаз». Продукция скважин ЦДНГ-1 и 2, ДНС-3; 4 и 5
поступает на ЦПС, проходит двухступенчатую сепарацию и полную подготовку нефти
в ЕТБ-1;2. Предварительный сброс воды продукции с ВППН «Икилор», ДНС-2 и ДНС-10
осуществляется на УПСВ ДНС-1, после чего поступает на ЦПС. ПНГ низких ступеней
сепарации (II, III, IV ступень) от ЕТБ-1 и 2, УПСВ ДНС-1 подается на ВКС при
ЦПС и транспортируется на Когалымскую ГКС.
Товарная нефть, прошедшая полную подготовку на ЦПС транспортируется через
СИКГ-540 в магистральный трубопровод «Холмогоры - Западный Сургут».
Обводнённость продукции, поступающей на ДНС, составляет:
ДНС-1 УПСВ(ЦППН) - 74.7 %
ДНС-2 (ЦДНГ-2) - 80.6 %
ДНС-3 (ЦДНГ-3) - 84.9 %
ДНС-4 УПСВ (ЦДНГ-4) 93.9 %
ДНС-5 УПСВ (ЦДНГ-5) 93.6 %
ДНС-10 УПСВ - 93.3 %
Жидкость после первой ступени сепарации с ВПНН «Икилор» вместе с
продукцией ДНС-2 транспортируется по трубопроводу Ø273мм на УПСВ ДНС-1 для предварительного
обезвоживания. После предварительного сброса воды продукция ДНС-1
перекачивается на ЦПС для полной подготовки совместно с продукцией ДНС-3,4,5.
Принципиальная схема Южно-Ягунского месторождения представлена на рисунке 1.
Рис. 1 - Принципиальная технологическая схема Южно-Ягунского месторождения.
Обводненная нефть с ЦДНГ-2 и ВПНН Икилор поступает на устройство
предварительного отбора газа (УПОГ) ДНС-2. Устройство предварительного отбора
газа предназначено для расслоения и усреднения потока газожидкостной смеси
(ГЖС) за счет увеличения диаметра и уменьшения скорости движения потока. При
этой скорости начинают происходить процессы расслоение ГЖС на нефть и воду и
«сглаживаются» влияние пульсаций давления со сборных коллекторов промыслов.
Выделившийся в УПОГ газ собирается вдоль верхней образующей УПОГ и отбирается
через газоотводящее устройство.
Газонефтяная смесь поступает в сепараторы I, II ступени для отделения
газа от жидкой продукции скважин.
Газ с УПОГ и сепаратора I ступени поступает в газосепаратор, для очистки
от жидкости, откуда большая транспортируется на газокомпрессорную станцию.
Остальная часть газа используется на технологические топливные и не топливные
нужды.
Частично разгазированная продукция ДНС-2 с насосной внешней откачки через
оперативный узел учета нефти транспортируется на ДНС-1 УПСВ для
предварительного сброса воды.
В случае аварийной ситуации сырая нефть может быть подана в аварийный
резервуар.
Принципиальная технологическая схема ДНС-2, ДНС-3 приведена на рисунке
2,3.
Рис. 2 - Принципиальная технологическая схема ДНС-2 Южно-Ягунского
месторождения
Условные обозначения:
- УПОГ; 2 - сепаратор первой ступени; 3 - газосепаратор; 4 - сепаратор
второй ступени; 5 -аварийный резервуар; 6 - насос откачки нефти; 7- оперативный
узел учета нефти.- Продукция скважин; II - газ на КС; III - газ на котельную;
IV - газ на факел/газ на ВКС; V - нефть на ДНС-1 УПСВ Южно-Ягунского
месторождения
Рис. 3 - Принципиальная технологическая схема ДНС-3 Южно-Ягунского
месторождения
Условные обозначения:
- УПОГ; 2 - сепаратор первой ступени; 3 - газосепаратор; 4 - сепаратор
второй ступени; 5 -аварийный резервуар; 6 - насос откачки нефти; 7- оперативный
узел учета нефти.- Продукция скважин; II - газ на КС; III - газ на факел; IV -
нефть на ЦПС Южно-Ягунского месторождения
Предварительный сброс воды на УПСВ
Эффективное и более глубокое обезвоживание нефти на ДНС УПСВ возможно при
сохранении баланса между поступающими объёмами добываемой жидкости и
производительностью (пропускной способностью) установленного технологического
оборудования по сепарации, обезвоживанию нефти и очистке воды.
Не менее важным фактором является наличие в самих аппаратах
соответствующей оснастки для ведения эффективной сепарации и обезвоживания
нефти. В таблице 1 дана сравнительная оценка фактической загрузки и пропускной
способности установленного сепарационно-отстойного оборудования. Данные по
фактической загрузке по жидкости взяты за март 2012г.
Цех
|
Наименование объектов
|
Мощность проектная
|
Фактическая загрузка
|
|
|
по жидкости, м3/сут
|
по жидкости, м3/сут
|
по жидкости, %
|
ЦДНГ-2
|
ДНС-2
|
7 500
|
8 397
|
111
|
ЦДНГ-3
|
ДНС-3
|
10 000
|
135
|
ЦДНГ-4
|
ДНС-4 (УПСВ)
|
22 000
|
23 072
|
104
|
ЦДНГ-5
|
ДНС-5 (УПСВ)
|
24 000
|
23 231
|
96
|
ЦДНГ-1
|
ДНС-10 (УПСВ)
|
15 000
|
9 978
|
66
|
Обезвоживание нефти производится на УПСВ ДНС-1,4,5,10. На ДНС-2,3 не
производится сброс пластовой воды. По состоянию технологической схемы
подготовки и перекачки нефти на сегодняшний день производится повторное обезвоживание
продукции ДНС-2,10,4,5. Это вызывает повышенный расход деэмульгатора и
нерациональное использование оборудования, как сепарационного, так и насосного.
Согласно таблице 1 загрузка сепарационного блока ДНС-3 превышает
проектную и составляет 135%. ДНС-2 по сепарационно-насосному блоку загружен на
111%. Согласно рекомендуемому варианту разработки месторождения, в районе
ДНС-2,3 ожидается поддержание уровня добычи продукции за счет вновь вводимых
кустов скважин. Кроме того проведено сравнение загруженности оборудования на
перспективу до 2021г. Результаты анализа в динамике даны на рисунке 4,5.
Рис. 4 - Сравнительная характеристика проектной мощности по жидкости и
нефти ДНС-2 с динамикой добычи продукции на период 2011-2021г.
Рис. 5 - Сравнительная характеристика проектной мощности по жидкости и
нефти ДНС-3 с динамикой добычи продукции на период 2011-2021г.
По рисунку 4 динамика добычи жидкости ДНС-2 превышает проектную мощность
ДНС на весь период до 2021г. Необходимо предусмотреть комплекс мероприятий для
наращивания мощности ДНС-2.
Согласно таблице 1 и рисунку 5 загруженность сепарационного блока ДНС-3
превышает проектную мощность в настоящее время и сохраняется в перспективе
развития разработки месторождения в районе нефтесбора ДНС. Здесь
предусматривается наращивание фонда добывающих и нагнетательных скважин,
обустройство новых кустовых площадок, строительство новых и реконструкция
эксплуатируемых нефтесборных трубопроводов для увеличения пропускной
способности.
Согласно расчётной динамике добычи жидкости на 2011-2021г эксплуатируемый
напорный нефтепровод Ø273мм по своей максимальной
производительности 2.4 млн. м3/год не обеспечит совместную транспортировку на
ДНС-1 УПСВ ожидаемых объёмов добычи продукции 3 млн. м3/год с ВПНН «Икилор» и
ДНС-2.
Согласно рисунку 5, в связи с сохранением объемов добычи продукции в
районе нефтесбора ДНС-3, необходима её реконструкция: строительство УПСВ. При
выполнении данных рекомендаций ликвидируется необходимость обратной подачи
подтоварной воды с ЦПС на КНС-3 (ДНС-3), снизится потребление электроэнергии на
транспортировку воды с ЦПС. Потребность воды для закачки в пласты с целью
поддержания пластового давления обеспечивается сбрасываемой водой на ДНС-3,
подачей попутной воды с ДНС-4УПСВ и добычей сеноманской воды.
Согласно динамике добычи жидкости в районе нефтесбора двух ДНС совместная
транспортировка продукции с ВПНН «Икилор» и ДНС-2 требует увеличения напоров и
производительности насосов внешней перекачки ДНС-2 и ВПНН «Икилор». Пропускная
способность эксплуатируемого напорного нефтепровода тоже ограничена. В тоже
время подача продукции с высокой (85%) обводнённостью на ДНС-1 УПСВ, с
возвращением подтоварной воды на кусты скважин ДНС-2 является нерациональной.
Данный способ обеспечения водой вызывает повышенный расход электроэнергии на
транспортировку обводнённой нефти и балластной воды. Кроме того, пропускная
способность эксплуатируемого напорного нефтепровода ДНС-2 - ДНС-1 УПСВ не беспредельна.
Требуется укладка дополнительного трубопровода или замена существующего
новым трубопроводом Ø426мм с годовой производительностью
4.4млн.т/г. Таким образом, альтернативным вариантом является реконструкция
ДНС-2 со строительством УПСВ для совместного предварительного обезвоживания
нефти, поступающей от ВПНН «Икилор» и ДНС-2.
Реконструкция ДНС-2,3
Перед блоком сепарации необходимо построить площадку УПСВ, где от
продукции скважин, поступающей с устройства предварительного отбора газа, будет
отделена вода и направлена в буферную емкость блочной кустовой насосной станции
(БКНС), откуда насосами откачки воды будет подаваться на кусты скважин ДНС-2
для поддержания пластового давления. УПОГ может входить в состав КДФТ (концевой
делитель фаз трубный), но может изготавливаться и поставляться отдельно.
Первая ступень сепарации будет производиться непосредственно на УПСВ,
далее, после низких ступеней сепарации частично обезвоженная и разгазированная
нефть будет транспортироваться на ЦПС.
Принципиальная технологическая схема ДНС-2,3 после реконструкции показана
на рис.6,7.
Рис. 6 - Принципиальная технологическая схема ДНС-2 Южно-Ягунского
месторождения после реконструкции
Условные обозначения:
1 - УПОГ; 2 - площадка УПСВ; 3 -
сепаратор второй ступени; 4 - газосепаратор; 5 - сепаратор третьей ступени; 6
-аварийный резервуар; 7 - насос откачки нефти; 8- оперативный узел учета нефти.
I - нефть со скважин; II - газ на КС; III - газ на котельную; IV - газ на
факел/газ на ВКС; V - нефть на ЦПС; VI - вода на БКНС-2.
Рис. 7 - Принципиальная технологическая схема ДНС-3 Южно-Ягунского
месторождения после реконструкции
Условные обозначения:
- УПОГ; 2 - площадка УПСВ; 3 -
сепаратор второй ступени; 4 - газосепаратор; 5 - сепаратор третьей ступени; 6
-аварийный резервуар; 7 - насос откачки нефти; 8- оперативный узел учета нефти.
I - нефть со скважин; II - газ на КС; III - газ на факел; IV - нефть на
ЦПС; V - вода на БКНС-3.
При сооружении УПСВ ДНС-2 значительно уменьшится объем жидкости,
перекачиваемый на ЦПС. При действующей схеме подготовки и перекачки нефти
транспортируется 8429 м3/сут. жидкости, при сооружении УПСВ и отделении на
ДНС-2 пластовой воды объем перекачки продукции скважин составит 1650м3/сут.
Предусмотрена замена агрегатов насосной внешней откачки ДНС-2 для оптимизации
расходов на электроэнергию для транспортировки нефти для её подготовки на ЦПС.
Из представленного гидравлического расчета напорного нефтепровода ДНС-2 - ЦППН
«Я» следует, что для перекачки 1650 м3/сут. жидкости необходимое давление
составит 0,76 МПа в начальной точке. Для обеспечения соответствующих объемов
перекачки жидкости необходимо установить 2 насоса (1 в работе, 1 в резерве)
ЦНС105/147 с электродвигателями 75 КВт, взамен использующихся. В настоящее
время на ДНС-2 используется 4 насоса (2 в работе, 2 в резерве): 1. ЦНС 180/340
с электродвигателем 290 КВт;
. ЦНС 180/340 с электродвигателем 360 КВт;
. ЦНС 180/297 с электродвигателем 250 КВт;
. ЦНС 180/340 с электродвигателем 250 КВт.
Гидравлический расчет находящегося в эксплуатации
трубопровода ДНС-2 - ДНС-1 Ø273мм, при действующей схеме подготовки
и перекачки нефти
Нефтепровод ДНС-2 - ДНС-1
|
|
Диаметр трубопровода (мм)
|
273
|
Толщина стенки (мм)
|
18
|
Длина трубопровода (м)
|
10800
|
Объем транспорта жидкости
(м3/сут)
|
8429
|
Объем транспорта нефти
(м3/сут)
|
1628
|
Обводненность продукции (%)
|
80,7
|
Давление в начале участка
(МПа)
|
4,27
|
Давление в конце участка
(МПа)
|
0,5
|
Гидравлический расчет трубопровода УПСВ ДНС-2 - ЦПС Ø273мм, при реконструкции
Нефтепровод УПСВ ДНС-2-ЦПС
|
|
Диаметр трубопровода (мм)
|
273
|
Толщина стенки (мм)
|
18
|
Длина трубопровода (м)
|
11600
|
Объем транспорта жидкости
(м3/сут)
|
Объем транспорта нефти
(м3/сут)
|
1642
|
Обводненность продукции (%)
|
0,5
|
Давление в начале участка
(МПа)
|
0,76
|
Давление в конце участка
(МПа)
|
0,5
|
Реконструкция ДНС-3 с сооружением УПСВ обеспечит уменьшение обводненности
и объема нефти, транспортируемой на ЦПС для полной подготовки. Объем жидкости,
доставляемой с ДНС-3 при реконструкции, уменьшится до 2050 м3/сут.
Рекомендуется замена насосного оборудования ДНС-3, для рационализации расходов
на электроэнергию. Для обеспечения соответствующих объемов перекачки жидкости
необходимо установить 2 насоса (1 в работе, 1 в резерве) ЦНС105/147 с
электродвигателями 75 КВт, взамен использующихся. В настоящее время на ДНС-2
используется 4 насоса (2 в работе, 2 в резерве):
. ЦНС 300/240 с электродвигателем 315 КВт;
. ЦНС 300/240 с электродвигателем 315 КВт;
. ЦНС 300/120 с электродвигателем 200 КВт;
. ЦНС 300/120 с электродвигателем 200 КВт.
Гидравлический расчет находящегося в эксплуатации
трубопровода ДНС-3 - ЦПС Ø426мм, при действующей схеме подготовки и перекачки
нефти
Нефтепровод ДНС-3-ЦПС
|
|
Диаметр трубопровода (мм)
|
426
|
Толщина стенки (мм)
|
8
|
Длина трубопровода (м)
|
8100
|
Объем транспорта жидкости
(м3/сут)
|
13544
|
Объем транспорта нефти
(м3/сут)
|
2031
|
Обводненность продукции (%)
|
85
|
Давление в начале участка
(МПа)
|
0,8
|
Давление в конце участка
(МПа)
|
0,5
|
Гидравлический расчет трубопровода УПСВ ДНС-3 - ЦПС Ø426мм, при реконструкции
Нефтепровод УПСВ ДНС-3-ЦПС
|
|
Диаметр трубопровода (мм)
|
426
|
Толщина стенки (мм)
|
8
|
Длина трубопровода (м)
|
8100
|
Объем транспорта жидкости
(м3/сут)
|
2050
|
Объем транспорта нефти
(м3/сут)
|
2040
|
Обводненность продукции (%)
|
0,5
|
Давление в начале участка
(МПа)
|
0,54
|
Давление в конце участка
(МПа)
|
0,5
|
Баланс и распределение воды на Южно-Ягунском месторождении. Капитальный
ремонт БКНС-2.
Необходимым условием для строительства УПСВ ДНС-2 является проведение
после консервации капитального ремонта БКНС-2, для сброса подтоварной воды с
УПСВ. Для вывода из консервации БКНС-2 необходимо сооружение высоконапорных и
низконапорных водоводов для организации закачки в кусты и транспортировки воды
от водозаборных скважин до блока сепарации.
В связи с проведением после консервации капитального ремонта БКНС-2
Южно-Ягунского месторождения и запуском его в работу необходимо сооружение
водоводов с целью увеличения пропускной способности и организации закачки на
нагнетательные скважины действующих кустов от БКНС-2, согласно рисунку №8.
нефтяной месторождение гидравлический трубопровод
Рис. 8 - Схема водоводов ЦДНГ-2 Южно-Ягунского месторождения после
реконструкции.
При сооружении УПСВ на ДНС-3 сброс пластовой воды будет осуществляться на
КНС-3, исключая возвращение подтоварной воды с ЦПС.
Система ППД на Икилорской площади обеспечивается водой сеноманских
скважин по действующей схеме.
Система сбора, сепарации нефти после реконструкции
При запуске УПСВ на ДНС-2,3 появится возможность исключения ДНС-1 из
технологической схемы Южно-Ягунского месторождения. Консервация невозможна при
действующей схеме по причине высокой загруженности ЕТБ ЦПС по жидкости
(4,5млн.м³/год - проектная мощность, 5,5 млн.м³/год - нагрузка в настоящее время) .
При сооружении УПСВ на ДНС-3 будет разгружен ЕТБ-2 ЦПС, вследствие чего
появится необходимый запас мощности ЕТБ на случай аварийной ситуации, остановки
УПСВ на ДНС. Для вывода из технологического режима УПСВ ДНС-1 потребуется
сооружения пункта нефтеналива на ЦПС, взамен используемого на ДНС-1 и
реконструкция блока ЧРП. Продукция с ДНС-2,10 с низким уровнем обводненности
будет транспортироваться на ЦПС, минуя ДНС-1. Значительно уменьшится нагрузка
на существующий нефтепровод. Принципиальная технологическая схема
Южно-Ягунского месторождения после реконструкции ДНС-2 и консервации УПСВ ДНС-1
представлена на рисунке 9.
Рис. 9 - Принципиальная технологическая схема Южно-Ягунского
месторождения после реконструкции ДНС-2 и консервации УПСВ ДНС-1
3. Экономический эффект
Затраты на реконструкцию ДНС-2 Южно-Ягунского месторождения приведены в
таблице №1.1.
Таблица №1.1. Капиталовложения для реконструкции ДНС-2 Южно-Ягунского
месторождения.
Мероприятие
|
Кап. вложения, тыс. руб.
|
1. Строительство УПСВ на
площадке ДНС-2 для предварительного сброса воды из продукции от ВПНН «Икилор»
и ДНС-2 Южно-Ягунского месторождения.
|
105220*
|
* - при оценке капвложений учтены затраты на СМР, оборудование, прочие
затраты и ПИР.
Примером подсчета капиталовложений для реконструкции ДНС-2 Южно-Ягунского
месторождения является УПСВ ДНС-6(В).
Затраты на реконструкцию ДНС-3 Южно-Ягунского месторождения приведены в
таблице №1.2.
Таблица №1.2. Капиталовложения для реконструкции ДНС-3 Южно-Ягунского
месторождения.
Кап. вложения, тыс. руб.
|
Строительство УПСВ на
площадке ДНС-3 для предварительного сброса воды из продукции ДНС-2
Южно-Ягунского месторождения.
|
125000*
|
* - при оценке капвложений учтены затраты на СМР, оборудование, прочие
затраты и ПИР. Примером подсчета капиталовложений для реконструкции ДНС-2
Южно-Ягунского месторождения является УПСВ ДНС-3(П). Затраты на консервацию
ДНС-1УПСВ Южно-Ягунского месторождения приведены в таблице №1.3
Таблица №1.3. Капиталовложения для консервации ДНС-1 Южно-Ягунского
месторождения.
Мероприятие
|
Кап. вложения, тыс. руб.
|
1. Строительство пункта
нефтеналива на ЦПС Южно-Ягунского месторождения.
|
60000
|
2. Реконструкция блока ЧРП
|
6000
|
Затраты на реконструкцию БКНС-2 Южно-Ягунского месторождения приведены в
таблице №1.4.
Таблица №1.4. Капиталовложения для реконструкции БКНС-2 Южно-Ягунского
месторождения.
Мероприятие
|
Кап. вложения, тыс. руб.
|
Реконструкция КНС-2.
Установка на базе существующего фундамента 4 насосных агрегатов ЦНС180-1422
(3 раб+1 в резерве)
|
122816
|
Дополнительным пунктом достижения экономического является избежание
затрат на выполнение предписаний, согласно плану мероприятий Главного
управления МЧС России по ХМАО - Югре от 05.12.2011 №79/1/1.
Таблица №2 - ПЛАН МЕРОПРИЯТИЙ по выполнению предписания Управления
надзорной деятельности Главного управления МЧС России по ХМАО - Югре от
05.12.2011 года № 79/1/1
№
|
Вид нарушения требований
пожарной безопасности с указанием мероприятия по его устранению и конкретного
места выявленного нарушения
|
Предполагаемые затраты на
выполнение
|
|
Территория УПСВ
|
|
1
|
Растворопроводы - сухотрубы
автоматической системы пожаротушения УПСВ длиной более 105 метров обеспечить
теплоспутником и утеплить. Обоснование: п.3 ППБ 01-03, п.6.126 ВНТ 3-85
|
800
|
|
БРХ
|
|
2
|
В блок-боксах БРХ выполнить
наружные легкосбрасываемые ограждающие конструкции площадью не менее 0,44 м2
в каждом. Обоснование: п.3 ППБ 01-03, п.5.9 СНиП 31-03-2001
|
1500
|
|
Площадка ПТБ-10
|
|
3
|
В блок-боксах ГРП ПТБ-10 №
1-4 выполнить наружные легкосбрасываемые ограждающие конструкции площадью не
менее 1 м2 в каждом. Обоснование: п.3 ППБ 01-03, п.5.9 СНиП
31-03-2001
|
2800
|
|
Товарный парк УПСВ
|
|
|
РВС-1
|
|
4
|
Выполнить автоматическую
систему пожаротушения РВС-5000 м3 № 1 Обоснование: п.3 ППБ 01-03,
п.8.3 СНиП 2.11.03-93
|
1500
|
|
РВС-8
|
|
5
|
На резервуаре выполнить
монтаж автоматической системы пожаротушения. Обоснование: п.3 ППБ 01-03, п.8.3
СНиП 2.11.03-93
|
1500
|
|
РВС-9
|
|
6
|
На резервуаре выполнить
монтаж автоматической системы пожаротушения. Обоснование: п.3 ППБ 01-03,
п.8.3 СНиП 2.11.03-93
|
1500
|
|
РВС-10
|
|
7
|
На резервуаре выполнить
монтаж автоматической системы пожаротушения. Обоснование: п.3 ППБ 01-03,
п.8.3 СНиП 2.11.03-93
|
1500
|
Динамика движения денежных средств при выполнении работ по оптимизации
системы сбора и подготовки нефти Южно-Ягунского месторождения представлена на
рисунке 10.
Рис.№10. График движения денежных средств
Заключение
Сооружение установки предварительного сброса воды на ДНС-2,3
Южно-Ягунского месторождения позволит:
Разгрузить сепарационный блок ДНС-2,3;
Обеспечить необходимое количество жидкости для поддержания пластового давления
в районе нефтесбора ДНС-2 без необходимости возвращения пластовой воды с ДНС-1
УПСВ;
Исключить возвращение потоков подтоварной воды с ЦПС на КНС-3;
Произвести консервацию УПСВ ДНС-1 Южно-Ягунского месторождения, исключить
затраты на эксплуатацию установки;
Значительно уменьшить объемы перекачиваемой продукции скважин с ДНС-2,3,
что приведет к экономии электроэнергии на транспортировку ;
Исключить двойную подготовку нефти на ДНС и ЦПС. Данный проект
рекомендуется внедрить в технологию и является экономически выгодным.
Список литературы
1. Лутошкин
Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды - М.: Недра, 2009.
. Тронов
В.П.Промысловая подготовка нефти .ФЭН,2010г.
. Справочник
по нефтепромысловому оборудованию. Под ред. Е.И. Бухаленко.- М.: Недра, 2008.
. Нефтепромысловое
оборудование: Справочник/ Под ред. Е.И. Бухаленко.- М.: Недра, 2011.
.
Технологический регламент ЦППН Южно-Ягунского месторождения.