1. Автоматическое отключение насосов при аварийном снижении или увеличении давления в нагнетательной линии. Контроль осуществляется с помощью электроконтактных манометров.
2. Автоматическое отключение насосов при аварийном увеличении температуры подшипников насосов или электродвигателей. Контроль осуществляется с помощью датчиков температуры.
3. Автоматическое перекрытие задвижек на выкиде насосов в случае их отключения.
4. Автоматическое включение вытяжной вентиляции при превышении предельно допустимой концентрации газа в насосном помещении, при этом насосы должны автоматически отключаться.
Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 – 12 м3, оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней.
Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией.
На каждой ДНС должны находиться технологическая схема и регламент работы, утвержденные техническим руководителем предприятия. Согласно этим нормативным документам производится контроль над режимом работы ДНС.
Принцип работы ДНС
Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводнои задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой
перепускной линией.
На различных стадиях производственного процесса применяются разнообразные технологические схемы, которые могут включать следующие
виды работ:
· освоение скважины (компоновка низа, перфорация колонны, вызов
притока флюидов, восстановление и увеличение проницаемости призабойной зоны пластов;
· исследование и установление оптимального режима работы скважин;
· ликвидация осложнений при эксплуатации наземного нефтепромыслового оборудования;
· воздействие на залежь (поддержание пластового давления, повышение нефтеотдачи).
В целом процесс добычи можно разделить на три части:
· разработка нефтяного месторождения (осуществление движения флюидов по пласту и управление им);
· подъем флюидов с забоев добывающих скважин на поверхность;
· сбор и подготовка нефти, попутного газа и попутной воды.
В установках комплексной подготовки нефти от нее отделяют нефтяной газ и попутную воду, доводят нефть до товарных кондиции, то есть осуществляют глубокое обезвоживание продукции, удаление солеи и стабилизацию нефти (отделение испаряющихся компонентов при давлениименьше атмосферного).
Товарную нефть сдают нефтетранспортным предприятиям (НШ) для передачи на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ). В соответствии с ГОСТ "Нефть Степень подготовки для нефтеперерабатывающих предприятии. Технические условия" выделяют три группы нефти по степени подготовки, которые различаются по содержанию воды, хлористых соединении, механических примесей и давлению насыщенных паров при температуре
нефти в пункте сдачи.
Нефтяной газ подается под собственным давлением на ГШ, где из газа выделяют тяжелые углеводородные фракции (очищают от механических и вредных примесей), осушают и направляют потребителю.
Отделенную от нефти воду подают из УКПВ и вместе с водами других источников из водозабора (ВЗ) с помощью блочных кустовых насосных станций (БКНС) в нагнетательные скважины (НС) и дальше в залежь для вытеснения нефти. Для повышения нефтеотдачи в закачиваемую воду могут добавлять различные реагенты. Для этого устанавливают дозаторныеустановки.
III Расчетно-экономическая часть
3.1 Исходные данные для расчета себестоимости подготовки 1 тонны нефти на ДНС – ЮВ
Для расчета затрат стоимости подготовки 1 тонны нефти на ДНС - ЮВ потребуются следующие исходные данные за 2007 год.
- основные и вспомогательные материалы по цене (руб/тн);
Объем подготовки 1900000
Сепарол 42120
Сепарол ES-3344 51662
Рекорд 118 36790
СНПХ - 4810 60060
LML - 4312 34840
- электроэнергия: цена за 1 кВт-ч - 167 руб.;
- тарифные ставки операторов (руб/ч):
оператор 3 разряда - 33,40
оператор 4 разряда - 44,45
оператор 5 разряда - 52,87
- отчисления на социальные нужды - 26% от суммы заработной платы.
3.2 Расчет себестоимости подготовки 1 тонны нефти на ДНС – ЮВ
3.2.1 Расчет затрат по статье «Сырье и материалы»
Расчет затрат на основные и вспомогательные материалы производим по следующей формуле:
З = Q*Z,
где З - затраты на основные и вспомогательные материалы
Q - Количество расходуемых материалов
Z - Цена за единицу материала, руб.
При работе ДНС используются химреагенты и вспомогательные материалы, расчет затрат на основные и вспомогательные материалы представлен в таблице 1.
Таблица 1 - Расчет затрат на основные и вспомогательные материалы
| № п/п | Наименование | Ед. изм | Уд. норма расхода, г/тн | Объем подго-товки, тыс. тн | Кол-во химреа-гента, тн | Цена; руб. | Сумма, руб. |
| 1 | Сепарол | тн | 3,9 | 1900000 | 7410 | 4212 | 31210920 |
| 2 | Сепарол ES-3344 | тн | 2,56 | 1900000 | 4864 | 5166,2 | 25128396 |
| 3 | Рекорд 118 | тн | 2,81 | 1900000 | 5339 | 3679 | 19610147 |
| 4 | СНПХ-4810 | тн | 3,82 | 1900000 | 7258 | 6006 | 43591548 |
| 5 | LML-4312 | тн | 3,25 | 1900000 | 6175 | 3484 | 21513700 |
| Итого | руб. | 141054711 |
Пример расчета:
Зсепарол = Q * Ц = 7410 * 4212 = 31210920 руб.
Всего затрат на материалы составили: 141054711 руб.
3.2.2 Расчет затрат по статье «Электроэнергия»
Так как на ДНС при подготовке нефти используются сепараторы и насосы ЦНС различного напора. то расчет затрат на электроэнергию производим следующим образом: объем подготовки нефти умножаем на удельную норму расхода электроэнергии на 1 тонну, полученную электроэнергию умножаем на стоимость 1 кВт/ч. Максимум нагрузки умножаем на стоимость 1 кВт или 1000 кВт. Далее полученные суммы за кВт/ч и кВт складывают. Расчет затрат на электроэнергию представлен в таблице 2.
Таблица 2. - Расчет затрат на электроэнергию
| Наименование работ | Ед. изм. | Количество |
| Подготовка нефти | ||
| 1 . Объем подготовки нефти | тыс. тн | 1950 |
| 2. Удельная норма расхода | кВт*ч*тн | 1,9 |
| 3. Количество электроэнергии | тн*кВт*ч | 3610 |
| 4. Средняя стоимость кВт*час | руб. | 167 |
| Итого | руб. | 602870 |
| Внешняя перекачка нефти | ||
| 1 . Объем сдачи нефти | тыс.тн | 1950 |
| 2. Удельная норма расхода | кВт*ч*тн | 1,8 |
| 3. Количество электроэнергии | тн*кВт*ч | 3420 |
| 4. Средняя стоимость 1 кВт* ч | руб. | 167 |
| Итого | руб. | 571140 |
| Всего | руб. | 1174010 |
Всего затрат на электроэнергию составили: 1174010 руб.
3.2.3 Расчет затрат по статье «Амортизация»
Сумма амортизации рассчитывается исходя из среднегодовой стоимости оборудования, нормы амортизации в процентах к среднегодовой стоимости. Движение основных фондов на ДНС не рассматриваем, так как в течение года основные фонды не выбыли с предприятия и поступления новых не наблюдалось. Расчет затрат на амортизацию представлен в таблице 3.