РЕИНЖЕНИРИНГ ДОЖИМНОЙ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ ЗАПАДНО-УСТЬ-БАЛЫКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

АННОТАЦИЯ

2020 год который войдёт в историю как глобальная катастрофа и предоставил нам многие мировые проблемы не встречавшиеся ранее, коронавирусная инфекция COVID-19, отрицательная цена на нефть и низкий курс барреля, падение спроса нефтепродуктов и обвал курса рубля, экономический кризис, ограничение добычи, ежегодный рост электроэнергии и другие факторы поставили под угрозу целую отрасль, многие нефтяные компании испытывают огромные трудности, в связи с чем, оптимизация технологических процессов и затрат один методов стабильной работы в столь тяжелые времена.

Ключевые слова: Западно-Усть-Балыкское месторождение, дожимная насосная станция (ДНС), трубопровод.

Объект оптимизации и проведение опытной промышленных испытаний проектных решений выбрана дожимная насосная станция Западно-Усть-Балыкского месторождения. Мной проанализирована работа объекта, выявлены недостатки и процессы, которые можно использоваться для снижения операционных затрат и получения прибыли при небольших капитальных вложениях в их реализации.

Рисунок 1. Принципиальная схема проектных решений

Нефть с месторождения является с повышенной вязкостью, высокое содержание асфальто-смолистых отложений и серы представляет собой трудности при подготовке и сдачи нефти в систему магистральных трубопроводов ПАО «Транснефть». Отложения на трубопроводах уменьшают пропускную способность, а также ускоряет коррозию оборудования, перерасход деэмульгатора для подготовки нефти в соответствии с ГОСТ Р51858.

Первым объектом шагом к оптимизации будет являться внедрение коалесцирующих элементов (коалисцентеров) и блока смесителей.  Коалесцирующие устройства представляют собой трубные элементы расчетного диаметра. При прохождении водонефтяной эмульсии через блок коалисцентеров, наполненный интенсифицирующими элементами, за счет гидродинамического воздействия происходит столкновение и укрупнение капель воды на поверхности элементов внутренней насадки и в объеме эмульсии. Тем самым данный метод позволяет значительно увеличить вероятность столкновений капель воды друг с другом, ускоряет процесс их коалесценции (слияния) и последующее отделение воды в отстойном оборудовании. [2]

Рисунок 2. Блок коалисцентеров

Вторым шагом реинжиниринга будет действующее оборудование отстойник горизонтальный объемом 200 м³ в количестве 2 штук, работающее последовательно, процент обводненности нефти на выходе составляет от 3 до 8 %.  Из расчетов пропускной способности аппаратов, сделать возможность работы отстойников в параллельную работу, нефть из одного отстойника будет поступать в другой отстойник, за счет дополнительного отстоя нефть с меньшей обводненностью будет поступать в технологический резервуар, в результате данного метода снизим расходы на деэмульгатор.

Как и для многих объектов коррозия трубопроводов и оборудования является значимой статьей затрат и поддержание целостности инфраструктуры, является основной задачей для безаварийной добычи и подготовки нефти. Предлагаю провести опытно-промышленные испытания протекторного антикоррозийного модуля, устанавливаемый на участке трубопровода, с непосредственно внутри трубопровода, используя в качестве электролита транспортируемую жидкость, чтобы в результате окислительное-восстановительной реакции восстановление металла проходило на внутренней стенке трубы. Испытания данного модуля на месторождениях ПАО «Роснефть» показали хорошие результаты. Относительная скорость коррозии трубопровода без защиты на установившемся режиме составила 0,73 мм/год. Относительная скорость коррозии трубопровода с антикоррозионным модулем составила 0,45 мм/год. Благодаря антикоррозионному модулю коррозия снизилась на 61,5%. Участок трубопровода, защищенный антикоррозионным модулем не склонен к образованию АСПО и солеотложений. Разработанная конструкция позволят увеличить межремонтный период промысловых трубопроводов на 30-60%. [1]

Рисунок 3. Протекторный антикоррозийный модуль

Следующим этапом реинжиниринга и оптимизации затрат является использование действующего оборудования, путевого подогревателя ПП-1.6, а именно теплоносителя - пресная вода с температурой 70-85 ℃, подаваемую с помощью циркуляционных насосов и технологической обвязки, использовать для обогрева технологических трубопроводов и оборудования не только в зимний период, но и в летний период постоянный обогрев трубопроводов положительно окажет на процесс коррозии и срока эксплуатации.

Рисунок 4 Принципиальная схема использования путевых подогревателей

Основная цель проектных решений — это расчет, проведение промышленных испытаний и получение экономического эффекта за счет объекта подготовки нефти увеличить коэффициент извлечения нефти на Западно-Усть-Балыкском месторождении.

Для повышения коэффициента извлечения при добычи вязкой нефти одним из наиболее перспективных методов является тепловое воздействие на пласт, где в качестве теплоносителя может применяться горячая вода. Закачка горячей воды в пласт - один из наиболее эффективных способов теплового воздействия для нефтяных залежей, технология не требует таких значительных капитальных вложений, эксплуатационных затрат и сложных технических решений, как, например, закачка пара. В связи с выводом из эксплуатации объектов подготовки с последующей ликвидацией, дает возможность провести промышленные испытания, связанные с нагревом подтоварной воды перед закачкой в пласт, с помощью путевых подогревателей, дозирования поверхностно активных веществ позволит достичь повышения добычи нефти. Закачка холодной воды способствует выпадение парафинов и, как следствие, снижение проницаемости пласта. Температура насыщения нефти парафинами в диапазоне 35-45 ℃. И, как следствие, при закачке холодной воды 20 ℃ за ней следовал "фронт снижения проницаемости пласта" При закачке горячей воды в пласте формируется температурный фронт, перемещающийся в направлении фильтрации теплоносителя. При этом понижается вязкость нефти, улучшается соотношение подвижностей нефти и воды, происходит тепловое увеличение объема нефти и ослабление молекулярно-поверхностных сил. Все это приводит к увеличению нефтеотдачи [3]

Простыми для реализации, но технологически и экономически выгодными решениями моей работы направленны на достижение ценности компании ПАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», а именно эффективность, инновационность, безопасность, а рентабельность предложенных мероприятий, позволит функционировать компании в трудные времена для всего мира.

Таблица 1

Экономическая рентабельность проектных решений

Список литературы:

1. Блябляс А.Н., Ильин И.В. Модернизация технических средств защиты промысловых трубопроводов от внутренней коррозии. Ижевск 2016 с.7
2. Уразов И.И. Интенсифицирующие устройства для процессов обезвоживания и обессоливания нефти И.И. Уразов (институт «ТатНИПИнефть») с.10
3. Хуснутдинов Р.Н. Опытно-экспериментальные работы по закачке горячей воды с ПАВ г. Бугульма с.14