Отчет по практике в ОАО «Томскнефть» ВНК

           е) Управление землепользования и маркшейдерских работ – организация комплекса маркшейдерских, топографо-геодезических и землеустроительных работ  при поиске, разведке, обустройстве и  эксплуатации нефтяных месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК, организация  и обеспечение заключения договоров аренды земельных участков и их государственную регистрацию, соблюдение   действующего земельного, лесного и природоохранного законодательства РФ, ведение информационной базы  данных отведенных и возвращенных  земель, данных горных выработок, картографической информации.

 

 

 

 

 

1.4 Основные технико-экономические показатели

Основной – преобладающий  и имеющий приоритетное значение - вид хозяйственной деятельности, обеспечивающий до 95% выручки Общества – добыча нефти. Доля доходов от добычи нефти за 2009 год составила 92,5% в общих доходах Общества.

Информация об объеме реализации основного вида продукции  Общества за 2008-2009 гг. представлена в таблице 1

Таблица 1

 

Наименование  показателя	2008 год	2009 год	Изменение, %
Объем производства продукции (нефти добытой), тонн	11 004 100,0	10 458 872,0	-5,0
Объем реализации нефти, тонн	10 796 132,0	10 323 019,0	-4,4
Среднегодовая цена 1 т  нефти, руб.	6 316,59	5 723,81	-9,4
Объем выручки от продажи  нефти, руб.	68 194 736 182,0	59 087 028 821,0	-13,4
Доля от общего объема выручки, %	92,4	92,5	0,1
Соответствующий индекс цен, %	106,0	90,6	-14,5

 

 

С целью реализации стратегии  развития и достижения запланированного уровня добычи нефти и газа ОАО  «Томскнефть» ВНК реализует обширную программу геолого-технических мероприятий, стремится к максимальному повышению эффективности своей деятельности, применяет в производстве новейшие технологии и технику. Согласно предварительным данным плановая отметка 2010 года - 10 млн. 083 тыс. тонн нефти - будет превышена более чем на 200 тыс. тонн. Будет введено более 100 новых скважин, освоено свыше 12 млрд. рублей капиталовложений.

В 2010 году на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК количество одновременно работающих бригад доходило до 12. Буровые станки трудились на юге Крапивинского месторождения, на кустах Игольско-Талового и Чкаловского месторождений.

Планы бурения на 2010 год  предполагали общий уровень проходки в 300700 метров, однако реально ожидаемый  результат составил около 400 тыс. метров. Для сравнения: в конъюнктурные годы проходка была зафиксирована в следующих значениях: в 2007-м - 402 тыс., в 2008-м - 337 тыс. метров.

В соответствии с планом в 2010 году предполагалось ввести в эксплуатацию 85 новых скважин, но фактически к  декабрю 2010 года запущено 112 скважин.

В числе наиболее крупных  построенных объектов - подстанции «Григорьевская» на Северном месторождении. Специалисты утверждают, равной ей по размерам и стоимости сегодня  на месторождениях «Томскнефти» нет. Общая  площадь стройки - 29 гектаров. Это  примерно сорок футбольных полей.

В управлении эксплуатации трубопроводов успешно выполнена  программа реконструкции и капитального ремонта.

В таблице 2 представлена динамика добычи нефти и газа с 2000 по 2009 г.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 2 - Динамика добычи нефти и газа с 2000 по 209 гг.  по ОАО «Томскнефть» ВНК

 

Показатели	Ед. изм.	2000г.	2001г.	2002г.	2003г.	2004г.	2005г.	2006г.	2007г.	2008г.	2009г.
Добыча  нефти	тыс. тонн	11001,1	11657,75	14360	17292	18856	13551	11578	11630,1	11385,3	10869
Добыча  газа	млн. куб.м	931,158	1091,567	1718,739	2321,533	2160,861	2137,374	1977,663	2132,265	2117,879	2067,2

 

 

 

1.5 Технологическая блок-схема производственного процесса.

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция  не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин  вместе с нефтью поступают пластовая  вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). Для получения товарной нефти ее необходимо подвергнуть специальной подготовке, а газ перед поступлением к потребителю проходит сепарацию и осушку. Ввиду того, что пластовая вода и различные механические примеси вызывают износ трубопроводов и оборудования, нефть отделяют от воды, газа и механических примесей  до подачи в магистральный трубопровод. 

Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых  технических средств и установок, соединенных трубопроводами. Обычно на месторождениях применяется напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, почти полностью исключающая потери углеводородов. На рисунке 1 изображена типовая схема сбора и подготовки нефти, газа и воды.

 

 

 

Рисунок 1 – Общая схема сбора и подготовки скважинной продукции

 

Со скважин жидкость (нефть, газ и вода) поступает на замерные установки, где производится учет количества нефти и газа с  каждой скважины. С АГЗУ (автоматизированные групповые замерные установки) жидкость поступает на  дожимные насосные станции или установки предварительного сброса воды. На ДНС (дожимная насосная станция) осуществляется первая ступень сепарации, газ отводится по отдельному коллектору потребителю или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Частично дегазированная жидкость подается центробежными насосами на установку предварительного сброса воды (УПСВ) или на установку подготовки нефти.

На УПСВ жидкость проходит последовательно две ступени сепарации. Перед первой ступенью сепарации в жидкость подается реагент – деэмульгатор. Газ с обеих ступеней сепарации  подается на узел осушки газа, а затем потребителю или на ГПЗ. Жидкость со второй ступени сепарации поступает в резервуарный парк, где происходит частичное отделение механических примесей и предварительный сброс воды с подачей ее на блочную кустовую насосную станцию для закачки в пласт. На блочную кустовую насосную станцию производится подготовка, учет и закачка воды по направлениям на водораспределительные блоки (ВРБ). С ВРБ вода подается на нагнетательные скважины.

После ДНС или УПСВ нефть поступает на подготовку. Технологические процессы подготовки нефти проводятся на установке подготовки нефти.

На УПН жидкость поступает на узел сепарации. После сепарации жидкость направляется в печи для подогрева эмульсии с реагентом. Нагревается до 50^о и поступает в отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Вода сбрасывается в очистные резервуары, где происходит гравитационный отстой остаточных нефтепродуктов, содержащихся в воде, и далее направляется на блочную кустовую насосную станцию. Нефть из отстойников направляется  в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды.

С УПН следует в товарные резервуары РВС (ОАО «Центрсибнефтепровод»). Товарная нефть проходит проверку качества с помощью лабораторных методов и подается насосами ЦНС через узел учета нефти на нефтеперекачивающую станцию (НПС). С НПС нефть подается в магистральный нефтепровод, а затем для окончательной переработки на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

Рассмотренная схема  сбора и подготовки является обобщенной для всех месторождений. При выборе конкретной схемы расположения объектов подготовки нефти и их количества определяющую роль играют такие факторы, как объемы подготовки нефти, территориальное размещение месторождения, расстояния между отдельными скважинами или кустами скважин и т.д.

Рассмотрим  отдельные блоки технологической схемы. Установка предварительного сброса воды (УПСВ) предназначена для отделения от нефти воды и попутного газа. УПСВ состоит из следующих комплексов оборудования:

• узел сепарации;
• резервуарный парк;
• насосный блок (УПСВ может быть оборудовано несколькими насосными блоками).

Узел сепарации может  иметь несколько ступеней сепарации  с применением различного типа оборудования (НГС, ГС, УБС, ОГ, РК, УСТН). Резервуарный парк состоит из одного или нескольких резервуаров, вместимостью от нескольких сотен до десятков тысяч м³ жидкости. В основном употребляются вертикальные стальные резервуары РВС. Для предотвращения разлива жидкости из РВС они должны быть обвалованы.

Насосный блок может  содержать как нефтяные, так и  водяные насосы разных типов (плунжерные, центробежные, шестеренчатые и т.д.). Наибольшее распространение получили центробежные насосы типа ЦНС. При сравнительно небольших габаритах они обеспечивают высокую производительность и напор жидкости, а при необходимости параметры работы регулируются за счет уменьшения или увеличения рабочих колес.

Рассмотрим принцип  работы УПСВ на стандартной схеме. Продукция скважин нефть, газ и вода с кустовых замерных установок АГЗУ типа «Спутник» поступает на узел сепарации газа в нефтегазовый сепаратор НГС. На вход НГС  подается демульгатор посредством дозировочного насоса, расположенного в блоке реагентного хозяйства. Расход химреагента производится согласно утвержденным нормам.

В НГС осуществляется сепарация нефти от газа. Затем отсепарированный газ с НГС поступает в газосепаратор ГС, а жидкость, через расширительную камеру поступает в УСТН (установка сепарационная трубная наклонная) для  окончательного отделения от газа.

Уровень в НГС контролируется прибором РУПШ и регулируется с помощью регулировочного клапана УЭРВ, установленного на выходе с НГС. Управление УЭРВ осуществляется в ручном или автоматическом режиме с помощью блока управления, выведенного на щит КИПиА в операторной УПСВ. Для предотвращения превышения давления в НГС, ГС, УСТН свыше допустимого они оборудованы предохранительными клапанами СППК.

В ГС происходит первичная  осушка газа, после чего он проходит через установки окончательной  осушки ГСВ и поступает потребителю  или на ГКС. Для предотвращения замерзания газопроводов на выход из ГС дозировочным насосом подается метанол. Расход метанола производится согласно утвержденным нормам.

После УСТН отделенная от газа жидкость поступает в резервуар  РВС, где происходит  отделение  нефти от подтоварной воды. Подтоварная  вода под давлением столба жидкости с РВС поступает через узел учета воды в водонасосную или на БКНС. Уровень жидкости в РВС контролируется прибором ВК-1200 и регулируется УЭРВ. Блоки управления, световой и звуковой сигнализации УЭРВ и ВК-1200 выведены на щит КИПиА.

Нефть с РВС под  давлением столба жидкости поступает на прием нефтяных насосов ЦНС. На приеме ЦНС установлены сетчатые фильтры, предотвращающие попадание в насосы различных механических примесей.

Для контроля за работой  насосов ЦНС они оборудуются  следующими приборами:

• датчиками температуры подшипников;
• электроконтактными манометрами ЭКМ для контроля за давлением на приеме и выкиде насосов;
• приборами контроля за состоянием газо-воздушной смеси в помещении с включением принудительной вентиляции, звуковой и световой сигнализации на щите КИПиА в операторной УПСВ при превышении ПДК.

Показания всех приборов выводятся на щит КИПиА. Для удобства обслуживания УПСВ контроль за работой  насосов можно осуществлять как  в помещении нефтенасосной, так  и в операторной УПСВ. Параметры  работы насосов могут регулироваться как в ручном, так и в автоматическом режиме.

Для предотвращения движения жидкости через насосы в обратную сторону на выкиде насосов установлены  обратные клапана КОП и задвижки с электроприводом. В случае отклонения параметров работы насосов от режимных происходит автоматическое отключение насосов, срабатывает звуковая и световая сигнализация, и электроприводные задвижки на выкиде закрываются. Электродвигатели насосов также снабжены датчиками температуры подшипников. Запуск насосов после аварийной остановки производится только после снятия блокировки на щите КИПиА.

С выкидной линии насосов  нефть через фильтры поступает  на узел учета нефти. Для учета  откачиваемой жидкости узел учета нефти  оборудуется счетчиками "Норд". Датчики показаний “Норд” выведены на щит КИПиА. После узла учета нефть по напорному нефтепроводу поступает на ЦППН.

На УПСВ применяются  следующие реагенты: ингибиторы коррозии, реагенты – деэмульгаторы. Для предотвращения образования гидратных пробок в сборный газопровод подается метанол. Ингибиторы коррозии, подаваемые в систему сбора нефти для защиты трубопроводов от коррозии, не должны ухудшать реологических свойств, как исходных эмульсий, так и эмульсий, обработанных деэмульгаторами, а также  не должны отрицательно влиять на процесс подготовки нефти. То есть ингибиторы должны быть совместимы с применяемыми деэмульгаторами. На установке применяются ингибиторы коррозии типа “Коррексит” 1106А и 6350, “Сипакор”. Применяемые деэмульгаторы перечислены ниже