Расчет и анализ стоимости технологических процессов обессоливания и обезвоживания скважинной продукции на УПН Малореченского месторождения

Малореченское нефтяное месторождение в Томской области Район представляет собой слабопересеченную заболотистую равнину. Гидрографическая сеть представлена р. Соснинский Еган и р. Аленкин Еган, левыми притоками р. Оби. Реки типично равнинные с сильно меандрирующими руслами и большой площадью водосбора. Район сильно заболочен. Круглогодичная дорога с твердым покрытием до г. Стрежевой проходит рядом с месторождением. Ближайшие крупные аэропорты и железнодорожные станции в г. Стрежневом и г. Нижневартовске. Малореченское месторождение нефти приурочено к одноименному поднятию, расположенному в пределах Ларь-Еганского вала Нижневартовского свода. Структура выявлена площадными сейсмическими работами (МОВ) в 1962-1963 годах. По отражающему горизонту, XII-а (подошва марьянской свиты верхней юры) поднятие представляет собой бранхиантиклинарную складку субмеридионального простирания размерами 5 на 11 км, осложненную тремя небольшими куполами. В 1965 году в сводной части центрального купола была пробурена скважина №117, давшая промысловый фонтан нефти. Геологический разрез Малореченского месторождения сложен породами палеозоя юры, мела и палеогена. Палеозойские отложения представлены светло-серыми известняками, крепкими, слюдистыми. Несогласно перекрывающие палеозой юрские отложения, общая мощность которых достигает 200 м, представлены чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Меловые отложения согласно залегают на юрских и также сложены аргиллитами, алевролитами, песчаниками, песками и глинами. Палеогеновые отложения сложены глинами, песчаниками, песками. Всего на Малореченском месторождении нефти пробурено 7 скважин (№117, 118, 119, 120, 121, 122, 123). Структурная карта Малореченского месторождения нефти представлена в Приложении А. «Малореченское» месторождение административно расположено в Томской области и открыто в 1983 году. Месторождение находится в 18 км к западу от г. Стрежевого и 55 км от Западно-Полуденного месторождения [12]. Фактическая производительность УПН Малореченского месторождения по жидкости 4600м3 /сут, по нефти 1100 тонн/сут. Дата ввода в эксплуатацию первой очереди УПН - май 1983 г. Дата ввода в эксплуатацию второй очереди УПН - май 1983 г. Предназначение УПН Малореченского месторождения:  подготовка нефти с доведением ее качеств до товарных с содержанием воды 0,5 %;  обеспечения непрерывного приёма продукции скважин «Малореченского» месторождения;

Технологический комплекс сооружений по подготовке нефти должен обеспечивать:  глубокое обезвоживание нефти;  обессоливание;  снижение упругости паров товарной нефти;  прием некондиционной нефти и подачу ее на повторную подготовку;  повторное использование реагента и тепла дренажных вод путем возврата их в начало процесса. Технологическая схема процесса подготовки нефти должна обеспечивать:  полную герметизацию процесса подготовки нефти;  требуемое качество товарной нефти;  гибкость и маневренность работы установки;  возможность освобождения аппаратуры и трубопроводов при ремонтах и аварийных остановках;  использование тепла продукции скважин;  возможность использования оборудования в блочно- комплектном исполнении. УПН выполнена единым модулем горизонтальной компоновки и включает блоки: технологический, регулирования, подготовки топлива, а также средства автоматизации, которые повышают эффективность управления технологическими процессами и обеспечивают контроль их основных параметров. Технологический блок cостоит из секции нагрева и коалесценции, секции обессоливания и секции окончательной коалесценции и отбора нефти. Внутренняя поверхность сосуда защищена от коррозии специальным антикоррозийным покрытием, обеспечивающим долговечную и надежную работоспособность установки. Поступающий поток нефти движется в установке горизонтально, что является оптимальным вариантом применительно к обработке нефти. Подобный подход облегчает каплеобразование и отделение воды по всей длине установки.  

В данном разделе рассмотрим расчёт показателей деятельности подразделения УПН. На вход УПН поступает сырая нефть в количестве qупн=3434 т/сут с обводнённостью (ф. 1) yв.упн=qв/qэ.=2340/3434=0,68. (1) Пренебрегая теплообменом с окружающей средой скважинной продукции на пути от устья до УПН, на входе УПН принимаем такие же термобарические условия, как на выходе из ДНС (ф. 2): tупн=28 °С, Рупн=0,6 МПа. (2) В связи с принятыми допущениями компонентный состав продукции, поступающей на УПН будет такой же, как и на выходе из ДНС. Определим компонентный состав нефти, поступающей на УПН: молярная доля i-компонента В качестве примера представим расчёт молярной доли азота, а остальные результаты расчёта приведём в таблице 2.

Главным условием обустройства месторождений должно быть четкое и неукоснительное соблюдений техники безопасности, особенно пожарной, поскольку работа будет вестись с горючим сырьем, которое иногда склонно и к самовозгоранию. Сотрудники должны быть готовы его предотвратить или в кратчайшие сроки ликвидировать и устранить последствия. Добытая из промысловых скважин нефть содержит попутный газ, песок, ил, кристаллы солей, а также воду, в которой растворены соли, преимущественно хлориды натрия, кальция и магния, реже - карбонаты и сульфаты. Наличие в нефти указанных веществ оказывает вредное влияние на работу оборудования нефтеперерабатывающих заводов: Для конкретного примеры, который мы рассматривали, характерно следующее предназначение: -подготовка нефти с доведением ее качеств до товарных с содержанием воды 0,5 %; -обеспечения непрерывного приёма продукции скважин «Малореченского» месторождения; -обеспечения непрерывного приёма продукции установки предварительного сброса воды (УПСВ) «Западно-Полуденного» месторождения; -очистки пластовой воды от нефти, механических примесей и подачи её на блочную кустовую насосную станцию (БКНС) для закачки в систему поддержания пластового давления (ППД); -учёта нефти; -отделения и утилизации газа первой и второй ступени сепарации; -дополнительной очистки газа 1-ой ступени сепарации от капельной влаги для использования его в качестве топлива, применяемого в собственных нуждах (ПТБ-10; котельная). Технологический комплекс сооружений по подготовке нефти должен обеспечивать: - глубокое обезвоживание нефти; - обессоливание; - снижение упругости паров товарной нефти; - прием некондиционной нефти и подачу ее на повторную подготовку; - повторное использование реагента и тепла дренажных вод путем возврата их в начало процесса. Основными условиями достижения высоких технико-экономических показателей при работе систем сбора и подготовки нефти является максимальное упрощение технологических схем, унификация оборудования и аппаратуры Разработка мероприятий, направленных на снижение затрат и оптимизацию процесса подготовки нефти с целью определения резервов производства по объемам выпускаемой продукции и возможностей работы оборудования в оптимальном режиме в настоящей статье рассматривается на основе типовых действующих технологических схем процесса подготовки нефти и газа.

1. Бабиков Н.М. Геологическое строение и нефтеносность Малореченского месторождения нефтиТекст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки», 1975. 2. Грибов, В.Д. Экономика организации (предприятия): учебник / Грибов В.Д., Грузинов В.П., Кузьменко В.А. — Москва: КноРус, 2021. — 407 с. — ISBN 978-5-406-02621-2. — URL: https://book.ru/book/936260 (дата обращения: 02.12.2023). — Текст: электронный. 3. Грибов, В.Д. Экономика организации (предприятия). Практикум: учебно-практическое пособие / Грибов В.Д. — Москва: КноРус, 2021. — 196 с. — ISBN 978-5-406-02121-7. — URL: https://book.ru/book/935762 (дата обращения: 02.12.2023). — Текст: электронный. 4. Наумов, В.П. Экономика организации: учебное пособие / Наумов В.П. — Москва: Русайнс, 2020. — 101 с. — ISBN 978-5-4365-5467-9. — URL: https://book.ru/book/936915 (дата обращения: 02.12.2020). — Текст: электронный. 4. Самарина, В.П. Экономика организации: учебное пособие / Самарина В.П., Черезов Г.В., Карпов Э.А. — Москва: КноРус, 2020. — 319 с. — ISBN 978-5-406-07574-6. — URL: https://book.ru/book/932848 (дата обращения: 02.12.2023). — Текст: электронный.