--PAGE_BREAK--Производительность по жидкости (нефть+вода) 23 000 м3/сут.
Производительность по нефти 10 000 м3/сут.
Необходимый объем откачки подтоварной воды на ППД
(I очередь строительства) 13 000 м3/сут.
Производительность по газу 113 700 нм3/сут.
Рабочее давление, МПа 0,58
Расчетное давление по аппаратам, МПа 1,0
Рабочая среда – продукция нефтяных скважин нефть, газ, вода
Температура рабочей среды, 0С 65
Состав сооружений на ДНС-ЮВ
1. Коллектор — усреднитель потока (КУП-1) Ду=1000 мм, L=20 м;
2. Расширитель (Р-1) Ду=1400 мм, L=10 м;
3. Смеситель (СМ) Ду=630 мм, L=2 м, предназначен для интенсивного перемешивания водонефтяной эмульсии с деэмульгатором;
4. Коллектор — усреднитель потока (КУП-2) Ду=1000 мм, L=30 м;
5. Устройство предварительного отбора газа (УПОГ) Ду=1000 мм, L=70м;
6. Трубный концевой делитель фаз (КДФТ-1ч4) Ду=1400 мм, L=60 м;
7. Газовый расширитель (Р-2) Ду=500 мм, L=4 м;
8. Блок подачи ингибитора коррозии (БРХ-1) БРХ-2,5;
9. Блок подачи деэмульгатора (БРХ-2) БДР-25/6М;
10. Нефтегазовый сепаратор (НС-1/1,2) V=50 м3;
11. Нефтегазовый сепаратор (НС-2/1,2) V=50 м3;
12. Газовый сепаратор (СГ) V=50 м3;
13. Дренажная емкость (ЕД-1) V=25 м3;
14. Дренажная емкость утечек с насосов (ЕД-2) V=25 м3;
15. Дренажная емкость (ЕД-3) V=63 м3;
16. Емкость канализационная (ЕК) V=40 м3;
17. Операторная;
18. Факел высокого давления (ФВД);
19. Насосы откачки нефти (НА-1ч4) ЦНС 300-360;
20. Узел учета газа (УУГ);
21. Блок качества нефти (БКН);
22. Узел учета нефти (УУН).
Дожимная насосная станция
Дожимные насосные станции (ДНС) применяются в тех случаях, если на месторождениях пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ или ЦППН. Обычно ДНС применяются на отдаленных месторождениях.
Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. В зависимости от пропускной способности по жидкости существует несколько типов ДНС. Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:
буферной емкости; сбора и откачки утечек нефти; насосного блока; свечи аварийного сброса газа.
Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м3 и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат. Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены для:
· приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов;
· сепарации нефти от газа;
· поддержания постоянного подпора порядка 0,3 — 0,6 МПа на приеме насосов.
Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.
Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции, систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических параметров и систему отопления. Каждый насос имеет электродвигатель. Система контроля технологических параметров оборудуется вторичными датчиками, с выводом показаний приборов на пульт управления в операторной ДНС. В насосном блоке предусмотрено несколько систем защит при отклонении параметров работы насосов от режимных:
1. Автоматическое отключение насосов при аварийном снижении или увеличении давления в нагнетательной линии. Контроль осуществляется с помощью электроконтактных манометров.
2. Автоматическое отключение насосов при аварийном увеличении температуры подшипников насосов или электродвигателей. Контроль осуществляется с помощью датчиков температуры.
3. Автоматическое перекрытие задвижек на выкиде насосов в случае их отключения.
4. Автоматическое включение вытяжной вентиляции при превышении предельно допустимой концентрации газа в насосном помещении, при этом насосы должны автоматически отключаться.
Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 – 12 м3, оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней.
Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией.
На каждой ДНС должны находиться технологическая схема и регламент работы, утвержденные техническим руководителем предприятия. Согласно этим нормативным документам производится контроль над режимом работы ДНС.
Принцип работы ДНС
Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводнои задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой
перепускной линией.
На различных стадиях производственного процесса применяются разнообразные технологические схемы, которые могут включать следующие
виды работ:
· освоение скважины (компоновка низа, перфорация колонны, вызов
притока флюидов, восстановление и увеличение проницаемости призабойной зоны пластов;
· исследование и установление оптимального режима работы скважин;
· ликвидация осложнений при эксплуатации наземного нефтепромыслового оборудования;
· воздействие на залежь (поддержание пластового давления, повышение нефтеотдачи).
В целом процесс добычи можно разделить на три части:
· разработка нефтяного месторождения (осуществление движения флюидов по пласту и управление им);
· подъем флюидов с забоев добывающих скважин на поверхность;
· сбор и подготовка нефти, попутного газа и попутной воды.
В установках комплексной подготовки нефти от нее отделяют нефтяной газ и попутную воду, доводят нефть до товарных кондиции, то есть осуществляют глубокое обезвоживание продукции, удаление солеи и стабилизацию нефти (отделение испаряющихся компонентов при давлении меньше атмосферного).
Товарную нефть сдают нефтетранспортным предприятиям (НШ) для передачи на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ). В соответствии с ГОСТ «Нефть Степень подготовки для нефтеперерабатывающих предприятии. Технические условия» выделяют три группы нефти по степени подготовки, которые различаются по содержанию воды, хлористых соединении, механических примесей и давлению насыщенных паров при температуре
нефти в пункте сдачи.
Нефтяной газ подается под собственным давлением на ГШ, где из газа выделяют тяжелые углеводородные фракции (очищают от механических и вредных примесей), осушают и направляют потребителю.
Отделенную от нефти воду подают из УКПВ и вместе с водами других источников из водозабора (ВЗ) с помощью блочных кустовых насосных станций (БКНС) в нагнетательные скважины (НС) и дальше в залежь для вытеснения нефти. Для повышения нефтеотдачи в закачиваемую воду могут добавлять различные реагенты. Для этого устанавливают дозаторные установки.
III Расчетно-экономическая часть
3.1 Исходные данные для расчета себестоимости подготовки 1 тонны нефти на ДНС – ЮВ
Для расчета затрат стоимости подготовки 1 тонны нефти на ДНС — ЮВ потребуются следующие исходные данные за 2007 год.
— основные и вспомогательные материалы по цене (руб/тн);
Объем подготовки 1900000
Сепарол 42120
Сепарол ES-3344 51662
Рекорд 118 36790
СНПХ — 4810 60060
LML — 4312 34840
— электроэнергия: цена за 1 кВт-ч — 167 руб.;
— тарифные ставки операторов (руб/ч):
оператор 3 разряда — 33,40
оператор 4 разряда — 44,45
оператор 5 разряда — 52,87
— отчисления на социальные нужды — 26% от суммы заработной платы.
3.2 Расчет себестоимости подготовки 1 тонны нефти на ДНС – ЮВ
3.2.1 Расчет затрат по статье «Сырье и материалы»
Расчет затрат на основные и вспомогательные материалы производим по следующей формуле:
З = Q*Z,
где З — затраты на основные и вспомогательные материалы
Q — Количество расходуемых материалов
Z — Цена за единицу материала, руб.
При работе ДНС используются химреагенты и вспомогательные материалы, расчет затрат на основные и вспомогательные материалы представлен в таблице 1.
Таблица 1 — Расчет затрат на основные и вспомогательные материалы
Пример расчета:
Зсепарол = Q * Ц = 7410 * 4212 = 31210920 руб.
Всего затрат на материалы составили: 141054711 руб.
3.2.2 Расчет затрат по статье «Электроэнергия»
Так как на ДНС при подготовке нефти используются сепараторы и насосы ЦНС различного напора. то расчет затрат на электроэнергию производим следующим образом: объем подготовки нефти умножаем на удельную норму расхода электроэнергии на 1 тонну, полученную электроэнергию умножаем на стоимость 1 кВт/ч. Максимум нагрузки умножаем на стоимость 1 кВт или 1000 кВт. Далее полученные суммы за кВт/ч и кВт складывают. Расчет затрат на электроэнергию представлен в таблице 2.
Таблица 2. — Расчет затрат на электроэнергию
Наименование работ
Ед. изм.
Количество
Подготовка нефти
1. Объем подготовки нефти
тыс. тн
1950
2. Удельная норма расхода
кВт*ч*тн
1,9
3. Количество электроэнергии
тн*кВт*ч
3610
4. Средняя стоимость кВт*час
руб.
167
Итого
руб.
602870
Внешняя перекачка нефти
1. Объем сдачи нефти
тыс.тн
1950
2. Удельная норма расхода
кВт*ч*тн
1,8
3. Количество электроэнергии
тн*кВт*ч
3420
4. Средняя стоимость 1 кВт* ч
руб.
167
Итого
руб.
571140
Всего
руб.
1174010
Всего затрат на электроэнергию составили: 1174010 руб.
3.2.3 Расчет затрат по статье «Амортизация»
Сумма амортизации рассчитывается исходя из среднегодовой стоимости оборудования, нормы амортизации в процентах к среднегодовой стоимости. Движение основных фондов на ДНС не рассматриваем, так как в течение года основные фонды не выбыли с предприятия и поступления новых не наблюдалось. Расчет затрат на амортизацию представлен в таблице 3.
Таблица 3. Расчет амортизационных отчислений
Наименование объекта
Среднегод. стоимость, руб.
Норма амортиз ации, %
Сумма амортизации, руб.
Сепаратор
2680007
8,0
214400,56
Дренажная емкость
811625
5,0
40581,25
Узел учета газа
920500
8,0
73640
Газовый сепаратор
469202
6,0
28152,12
Узел учета нефти
292159
5,0
14607,95
Резервуар технологический
350750
5,0
17537,5
ЦНС 300/360,4 шт.
1934490
11,0
212793,9
Блок качества нефти
1476000
10,0
147600
Коллектор
1837850
9,0
165406,5
Операторная
1002780
8,0
80222,4
Итого
994942,18
Всего отчисления на амортизацию составили: 994942,18 рублей.
3.2.4 Расчет затрат по статье «Транспорт»
Транспорт для непрерывного технологического процесса заказываем у транспортных предприятий, поэтому расчет затрат на транспорт производим исходя из стоимости машино-часа и 1 км пробега и отработанных Машино-часов и совершенных километров пробега. Всего для работы и обслуживания ДНС – ЮВ требуется 6 единиц техники, пример расчета представлен в таблице 4, для четырех единиц техники, расчет на остальной транспорт аналогичен.
3.2.5 Расчет затрат на заработную плату операторов, обслуживающих ДНС — ЮВ
Расчет заработной платы основного персонала ДНС – ЮВ осуществляется по тарифным ставкам за фактически отработанное время с учетом процента на доплаты и премию, размера районного коэффициента и северной надбавки. На ДНС – ЮВ 4 бригады операторов по 4 человека в каждой: 1 человек – оператор 3 разряда, 2 человека – оператора 4 разряда, 1 человек – оператор 5 разряда, руководителей и специалистов – 3 человека, процент доплат за и в ночное время – 10%, процент премии – 90%, районный коэффициент – 0,7, северная надбавка 50%.
Расчет затрат на заработную плату представлен в таблице 5.
3.2.6 Расчет затрат по статье «Отчисление на единый социальный налог»
Отчисления на социальные нужды производят в размере 26% от фонда заработной платы, в который входят: выплаты по больничным листам, фонд социального страхования.
Зсоц.нужды = ФОТ * Нотч.
100%
где,
ФОТ – фонд оплаты труда,
продолжение
--PAGE_BREAK--