I. ТЕОРИТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

1.1 Системы сбора нефти.

   Нефть, газ и вода от устьев скважин, рассредоточенных по площади месторождения, направляются по выкидным линиям в систему сбора и транспортирования.

   Под системой сбора и транспортирования  нефти, газа и воды понимают разветвленную сеть трубопроводов, проложенных на площади месторождения под или над землей, а также под или над водой (для морских месторождений). Для разных по площади нефтяных месторождений сеть трубопроводов бывает различной как по протяженности, так и по размерам диаметров. Например, для Усинского месторождения Тимано-Печерского края общая длина всех трубопроводов, проложенных подземно, превышает 30 тыс. км. Диапазон диаметров этих трубопроводов колеблется в широких пределах от 100 до 1020 мм.

   Все трубопроводы, по которым транспортируются как однофазные (нефть, газ или вода), так и многофазные жидкости (нефть + газ или нефть + газ + вода), рассчитывают на пропускную способность, а также на механическую прочность. 
 
 
 
 
 
 
 
 

II. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

2. 1. Сбор и подготовка нефти.

       Поступающая из Усинского нефтяного и газового скважины 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).

    Пластовая вода - это сильно минерализованная среда с содержанием солей  до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80%. Минеральная  вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо.

    Технически  и экономически целесообразно нефть  перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.

    На  Усинском нефтяном промысле чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти (рис.2.5). Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС.

III. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ.

t_x1 — входная температура холодной нефти, ⁰С;

G_x. — расход холодной нефти, кг/с;

T_x2 — выходная температура нагретой нефти, ⁰С ;

G_г — расход горячей нефти, кг/с;

t_г1, t_г2 — соответственно температура горячей нефти на входе и выходе, ⁰С.

                            Таблица 3.1.                                 
 

IV. ЭКОНАМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 

4.1.Экономическая часть сбора и подготовки нефти.

     Проводится с использованием системы показателей, характерных для рыночной экономики, широко используемых в зарубежной, а сейчас и в отечественной практике. Методика расчета должна соответствовать регламенту составления проектных технологических документов.

   Для оценки динамики ввода запасов в  сбор и подготовку нефти или какого-либо другого геологического проекта используются следующие основные показатели геолого-экономической эффективности:

1. 1.      поток денежной наличности (PV);
2. 2.      чистый дисконтированный доход (NPV);
3. 3.      внутренняя норма возврата капитальных вложений (IRR);
4. 4.      индекс доходности (PI)
5. 5.      период окупаемости капитальных вложений (Пок);
6. 6.      себестоимость тонны нефти (Сг), тыс.р/т;
7. 7.      капитал риска (или недостаток средств на разработку месторождения);
8. 8.      бюджетная эффективность проекта (или доход государства).

     В систему оценочных показателей включаются также:

• ·        капитальные вложения на освоение месторождения;
• ·        эксплуатационные затраты на добычу нефти,
• ·        доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды РФ).