- •Обоснование экономической эффективности проведения механизированной добычи нефти на чкаловском месторождении нк «роснефть» Курсовая работа
- •Содержание
- •Введение
- •1 Анализ организационной структуры предприятия оао «нк «Роснефть»
- •Чистая прибыль в 2012 г. Достигла исторического максимума в 342 млрд руб., суточная добыча углеводородов выросла до рекордного уровня в 2,7 млн барр. Н.Э./сут, подписаны соглашения о покупке тнк-вр
- •2 Характеристика Чкаловского месторождения
- •2.1 Краткая характеристика технологии производства и технологического оборудования
- •2.2 Общие сведения о Чкаловском месторождении
- •2.3 Геологическое строение месторождения и залежей
- •3 Инновационные технологии на предприятиях нк «Роснефть»
- •3.1 Применение инновационных технологий на предприятиях нк «Роснефть»
- •3.2 Способы механизированной добычи нефти с применением пакеров для увеличения производительности скважин
- •3.2.1 Снижение обводненности добываемой жидкости
- •3.2.2 Раскачка призабойной зоны
- •4 Обоснование экономической эффективности проведения механизированной добычи нефти
- •4.1 Анализ влияния мероприятия на технико-экономические показатели
- •4.2 Расчет показателей экономической эффективности мероприятия
- •4.3 Анализ чувствительности проекта к возможным изменениям
- •Заключение
- •Список использованных источников
2 Характеристика Чкаловского месторождения
2.1 Краткая характеристика технологии производства и технологического оборудования
Добыча нефти на Чкаловском месторождении ведется на 7 кустовых площадках, действующий фонд скважины составляет 15 шт.
К сооружениям технологического комплекса, размещаемого на месторождении, относятся объекты сбора, подготовки и транспорта нефти.
Из скважин, по напорной герметизированной системе сбора и транспортирования газоводонефтяная эмульсия поступает на ЗУ1, где замеряется дебит скважины по жидкости и газу, а затем по нефтесборным коллекторам направляется на установку подготовки нефти.
Установка подготовки нефти (УПН) Чкаловского месторождения предназначена для:
- подготовки нефти с доведением ее показателей качества для товарно-коммерческих операций приема-сдачи нефти;
- обеспечения непрерывного приема продукции скважин Чкаловского месторождения;
- очистки пластовой воды от нефти, механических примесей и подачи ее на БКНС2 для закачки в систему ППД3;
- учета нефти;
- сжигание газов аварийного сброса УПН на факельных системах высокого и низкого давлений.
Водонефтяная газосодержащая эмульсия Чкаловского месторождения поступает на УПН «Чкаловская», подается через задвижки в нефтегазовый сепаратор НГС4-1. Из нефтегазового сепаратора, в котором происходит отделение газовой фазы от жидкости, водонефтяная эмульсия отводится с нижней части через задвижки в УСТН5-1 Дренирование НГС-1 производится через задвижки в дренажные емкости ЕП6-2, ЕП-3. Откачка ЕП-2,3 производится путем насоса НВ 50/50, на прием насосов внутренней перекачки. Для повышения эффективности разрушения эмульсионного слоя и гравитационного отстоя в технологии используются поверхностно активные вещества – деэмульгаторы. Деэмульгатор по импульсной линии из блока реагентного хозяйства (БРХ) подается в трубопровод поступления нефти перед сепарационным оборудованием.
После НГС-1 жидкость с остаточным содержанием газа через расширительную камеру (РК) поступает в УСТН-1, где за счет снижения давления и изменения направления потоков происходит отделение газа растворенного в нефти. Расширительная камера служит для снижения пульсационных нагрузок на УСТН-1. Газ через задвижки поступает на факел низкого давления, где сжигается.
Водонефтяная эмульсия с УСТН-1 через задвижки поступает в РВС-1.
Попутный нефтяной газ с верхней части НГС-1 через задвижки поступает в сепаратор газа ГС7-1, где за счет снижения давления происходит отделение капельной жидкости, содержащейся в попутном газе (жидкость, осевшая в ГС-1 дренируется в НГС-1)
Газ с верхней части сепаратора ГС-1 поступает через задвижки на узел учета газа УУГ8, далее в СГВ-2, в котором происходит дополнительное отделение мехпримесей и капельной жидкости от попутного нефтяного газа. Дренирование жидких углеводородных фракций отделившихся в СГВ-2 производится через задвижки в ЕП-2, ЕП-3. С целью поддержания требуемого давления на 1-ой ступени сепарации и в газовой линии, часть потока газа поступает на факел высокого давления и сжигается. Поток газа после СГВ-2 по газопроводу через задвижки поступает в ГРУ ПТБ9-10. Обогрев змеевиков ПТБ-10 осуществляется дымовыми газами.
В сырьевом резервуаре РВС10-1000 №1 происходит отделение воды от нефти (деэмульсия) под действием реагента деэмульгатора и за счет гравитационного отстоя.
Нефть с сырьевого резервуара РВС-1000 №1 со стояка высотой 6,7м через задвижки поступает на прием насосов внутренней перекачки Н-1,2, с нагнетания которых поступает в печь трубчатую блочную (ПТБ-10), где производится нагрев водонефтяной смеси до температуры 40-700С. Подогрев нефти обеспечивает повышение эффективности работы реагента, что в конечном итоге способствует интенсификации процесса отделения водяной фазы от нефтяной.
Подогретая нефть через задвижки поступает в резервуар товарной нефти РВС-2000 №2, в котором осуществляется дополнительный отстой подтоварной воды. Из РВС-№2 нефть со стояка высотой 7,2 м через задвижки поступает на прием Н-3,4 и пройдя узел учета нефти УПН «Чкаловская» поступает в нефтепровод УПН «Чкаловская». РВС-5000 №3 находится в резерве. Подтоварная вода с РВС №1 и РВС №2 через задвижки подается на прием подпорных насосов БКНС «Чкаловская».
Рабочий агент: сеноманская вода с водозаборных скважин поступает в трубопровод поступления нефти в РВС-1000 №1 УПН «Чкаловская» для поддержания уровня подтоварной воды в соответствии с нормами технологического режима работы УПН «Чкаловская». [4]