Выпускная работа «Разработка предложений и их технико-экономическое обоснование по совершенствованию технологии сбора и подготовки нефти на Игольско-Таловом месторождении НГДУ «Васюганнефть» (стр. 21 )

тогда

Определим себестоимость товарной нефти:

Вывод: Количество нефти, перекачиваемое за 1 час грузополучателю:

Отсюда видно, что при простое 1 час в сутки суточная сдача нефти сокращается на 317 тонн, соответственно 460 тыс. руб. По этому проект является необходимым для усовершенствования сепарации нефти в ЦПТШ-2.

2. При применении холодной ступени стабилизации нефти оценочная выручка денежных средств за счет сокращения потерь (конденсация паров нефти) составит: На существующей схеме работы установки:

где

- цена одной тонны сдаваемой (товарной) нефти, тыс. руб - количество сконденсированных паров нефти, тон/сут

На предлагаемой схеме работы установки:

Заключение

В условиях быстрого развития нефтяной промышленности проблемы дальнейшего совершенствования систем промыслового сбора и процессов подготовки нефти, нефтяного газа и воды очень важны.

В цехе подготовки и перекачки нефти (ЦППН-2) наиболее актуальной проблемой на сегодняшний день является показатель качества нефти - давление насыщенных паров превышающее разрешаемое ГОСТ Р 51858-2002, так как существующая технологическая схема не обеспечивает требуемого давления насыщенных паров.

В процессе работы были изучены и рассчитаны разные способы снятия этого вопроса. Замена концевых сепараторов ступени стабилизации нефти на сепараторы с большим объемом не позволяет получить требуемых значений давления насыщенных паров, да и с экономической точки зрения этот процесс потребует много времени и больших капиталовложений.

Для ликвидации этой проблемы стабилизацию нефти необходимо проводить при более высоких температурах, поэтому в работе предлагается нагревать нефть на печах ПТБ-10 до температуры 58°С и установкой на выходе нефти из концевых сепараторов теплообменника. В работе были произведены расчеты компонентного состава нефти после прохождения каждой ступени сепарации с целью определения состава нефти на выходе из КСУ, построены графики определения констант равновесия для нахождения необходимой температуры разгазирования нефти на ступени стабилизации при которой давление насыщенных паров после охлаждения ее до 37,8 °С не будет превышать установленного ГОСТ Р 51858-2002 значения 66,7 кПа. В связи с тем, что температура сдаваемой нефти по требованиям грузополучателя (ЛПДС «Парабель») не должна превышать 35°С был произведен расчет (подбор) теплообменного аппарата для охлаждения нефти до заданной температуры.

Затраты на установку теплообменника компенсируются следующими показателями:

•  полное сокращение простоев откачки нефти, связанных с
превышением давления насыщенных паров, а простои в свою очередь
напрямую связаны с повышением наличия товарной нефти в резервуарном
парке и с невыполнением плана по сдаче нефти;

•  ликвидация несогласий между сторонами грузополучателя и
грузоотправителя;

СП

•холодная (первая) ступень сепарации будет работать при более высоких температурах, а следовательно дегазация нефти будет проходить интенсивнее;

печи ПТБ-10 будут работать с меньшей нагрузкой по газу за счет увеличения температуры нефти на первой ступени сепарации.

Так как исходная информация по составу нефти была не точной, были выполнены расчеты по согласованию исходной информации для определения максимально приближенного к истинным значениям компонентного состава пластовой нефти.

Процесс разгазирования нефти напрямую связан с потерями нефти уносимой на факел в виде паров и в виде капельной жидкости.

Поэтому выполнена оценка количества нефти сжигаемой на факеле. Так как пары нефти представляют собой самые легкие фракции (бензиновые фракции), то можно говорить о том, что в ЦППН - 2 необходимо использовать низкотемпературную сепарацию газа выделяющегося в КСУ для конденсации паров нефти из газа и возврата ее в товар. Технологические потери указанного класса с коммерческой точки зрения являются частью добытой, но не использованной продукции НГДУ «Васюганнефть».

90

Список используемых источников

1.  , Саватеев и предварительное
обезвоживание нефти в системах сбора, М., «Недра» 1982.

2.  Бараз , подготовка и транспортирование нефтяного газа, М.,
«Недра» 1987.

3.  Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта,
подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений, М., 1985.

4.  Нефть. Общие технические условия. ИПК Издательство стандартов, 2002.

5.  Методические указания по определению технологических потерь нефти на
предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации, СПб., «ДЕАН»
2002.

6.  , Емков достижения в области подготовки
нефти, М., 1979.

7.  и др. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти,
М., «Химия» 1987.

8.  ,, , Мансуров и промысловая
подготовка нефти, газа и воды, М., «Недра» 1981.

9.  Подсчет запасов Игольско-Талового нефтяного месторождения,
ТомскНИПИнефть.

10.Теоретические основы расчета фазовых переходов углеводородных
систем и корреляции констант равновесия см. Справочное руководство
по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных
месторождений. Проектирование разработки. Гл. Ш. М. «Недра». 1982.

11., Мордкович : Справочные материалы, М.,

«Просвещение» 1988. 12. Основные процессы и аппараты химической технологии. Пособие по

проектированию/ Под ред. Дытнерского. - М.: Химия, 1983. 13.Хафизов эффективности технологических процессов

сокращения потерь при сборе и подготовке углеводородного сырья

/Дисс. на соискание уч. ст. д-ра техн. наук.- Уфа, 1998 14.Справочное руководство по проектированию разработки и

эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Пол общ. ред.

, . М., Недра 1983, том. II.

г\ 1