Содержание:

Введение…………………………………….……………………………………..…4

1 Общая характеристика технологического комплекса (производственного объекта) ЦППН-8……………………………………………………………………6

2 Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов и готовой продукции…………………………………………………………………………...9

3 Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта…………………………………………………….….12

3.1 Технологическая линия нефти……………...…………………………………12

3.2 Технологическая линия попутного нефтяного газа……………….…………16

4 Сепаратор газовый НГСВ……………...………………………………………...18

4.1 Секция коалесценции типа "Очистное Соединение"- "Сlеаn КпИ"……..… 19

4.2 Основные преимущества применения…………………………………..….....19

5 Насосы центробежные полупогружные………………………………………...21

5.1 Устройство и принцип работы………………………………………….…..…22

5.2 Техника безопасности………………………………………………………….22

5.2.1 Требования к монтажу и эксплуатации………………………….………….23

6 Блок дозировочный регулируемый БДР Д для подачи деэмульгаторов…...…24

7 Заключение………………………………………………………………………..37

Список использованной литературы…………………………………………..….39

Приложение А............................................................................................................30

Приложение Б...........................................................................................................31

Приложение В...........................................................................................................32

Приложение Г...........................................................................................................33

Список условных обозначений

ЦППН – Цех подготовки и перекачки нефти

КНС – Компрессорная насосная станция

СУ – Сепарационная установка

УПСВ – Установка предварительного сброса воды

УТПН – Установка подготовки нефти

ППД – Установка для поддержания пластового давления

БУГ – Блок учета газа

СГ – Сепаратор газовый

БЗГ – Блок замера газа

ДНС – Дожимная насосная станция

ЦДНГ – Цех добычи нефти и газа

УДР – Узел дополнительных работ

Введение

ООО «РН-Юганскнефтегаз» – самое крупное нефтедобывающее предприятие России. Компания ведет работу на территории городов Нефтеюганск и Пыть-Ях, Нефтеюганского, Сургутского и Ханты-Мансийского районов ХМАО-Югры. План одного из цехов – ЦППН-8, представлен на рисунке 1.

История предприятия началась в 1961 году с разработки Усть-Балыкского нефтяного месторождения. Производственное объединение «Юганскнефтегаз» основано в 1977 году.

В 2004 году ОАО «Юганскнефтегаз» вошло в состав ОАО «НК «Роснефть». Производственная деятельность ООО «РН-Юганскнефтегаз» ведет отсчет с 1 июля 2006 года.

Сегодня разрабатывается 35 лицензионных участков, содержащих около 16% всех запасов нефти Западной Сибири. Это такие легендарные кладовые, как Мамонтовское, Приобское, Малобалыкское, Правдинское, Приразломное месторождения. На 01 октября 2014 года накопленная добыча составила 1,9 млрд. тонны нефти. За 2014 год было добыто 7,7 млн. тонны, что составляет 10 % добычи по ХМАО-Югра и 13 % всей нефтедобычи России.

ООО «РН-Юганскнефтегаз» осуществляет операторскую деятельность на 31 месторождении. Все месторождения расположены на 35 лицензионных участках ОАО «НК «Роснефть», дающих ему право на их разработку и ведение геологоразведочных работ в Нефтеюганском, Сургутском и Ханты-Мансийском районах Ханты-Мансийского Автономного округа - Югры. Общая площадь земель, занимаемых лицензионными участками ОАО НК «Роснефть» в ХМАО-Югре составляет более 18 тыс. кв. км. Два месторождения (Мамонтовское и Приобское) по принятой классификации являются уникальными по величине начальных извлекаемых запасов. На сегодняшний день ООО «РН-Юганскнефтегаз» добыто 13,50 млн. тонн, по прогнозам на конец 2014 года будет добыто 66,019 млн. тонн. Текущие извлекаемые запасы нефти на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» оцениваются в 1,78 млрд. тонны.

Организационная структура предприятия приведена на рисунке 1

Технологическая схема ЦППН-8 приведена в приложении А

Рисунок 1 - Организационная структура предприятия

1 Общая характеристика технологического комплекса (производственного объекта) цппн-8

Цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН-8) служит для подготовки нефти, т.е. удаления из поступающей эмульсии воды и солей, аварийного хранения обводненной и подготовленной нефти в резервуарах, очистки сточных и пластовых вод с последующей подачей их на КНС.

Дожимная насосная станция (ДНС) входит в состав сооружений ЦППН-8 Приобского месторождения и служит для подготовки нефти концевой и промежуточной ступеней сепарации к дальнейшему транспорту.

Проектная мощность, введённого в эксплуатацию в 2003г., ЦППН-8 по нефти–9,0 млн.т/год.

Максимальное количество поступающей на ЦППН-8 жидкости–28,5 млн.т/год.

Проектная мощность компрессорной станции низких ступеней КС по газу–120 млн.нм³/год.

Количество газа, поступающего на КС,–123,54 млн.нм³/год.

ЦППН-8 включает следующие основные технологические объекты:

-узел дополнительных работ (УДР);

- сепарационные установки (СУ, 2шт.);

-Воздушная компрессорная;

-резервуарный парк (РВС-10000м³, 6шт.);

-насосную нефти;

-узел учета нефти;

-вспомогательные объекты

Нефть от насосов внешней перекачки, пройдя узел учета нефти, направляться на насосную станцию НПС «Приразломное».

Весь газ с ЦППН-8 подается на транспортную КС и далее отправляется по системе газопроводов на Южно–Балыкский ГПЗ.

Вода после очистных сооружений подается в систему ППД.

ЦППН-8 выполнен в блочном и блочно–модульном исполнении с использованием импортного оборудования по предварительному и окончательному обезвоживанию нефти.

ЦППН-8 включает следующие технологические модули, блоки и отдельное оборудование:

-сепараторы I ступени С-1/1…С-1/5; С-3/1…С-3/5;

-буферы-сепараторы С-1/6…С-1/10; С-3/6…С-3/10;

-сепаратор газовый СГ-1/1; СГ-3/1;

-блоки запорно-регулирующие БЗРН №1…4, БЗРГ №1,2;

-блок учета газа БУГ-1,2;

-блок замера газа БЗГ-1;

-блоки узла улавливания конденсата БУУК-1, БУУК-2;

-установки предварительного сброса воды; УПСВ-1…УПСВ-8;

-установки подготовки нефти УПТН-1…УПТН-16;

-насосная нефти с насосами НВП-1…НВП-10, НВ-11;

-блоки фильтров насосов; БФН1, БФН2;

-модуль задвижек насосов МЗД1;

-модуль фильтров насосов МФН1;

-факельные установки ФНД, ФВД

-узел учета нефти (производитель США);

-реагентное хозяйство;

-подземные емкости;

-резервуары РВС10000 м³; РВС-1…РВС-6;

-резервуары РВС3000 м³; РВС-1…РВС-3;

-воздушная компрессорная станция.

-Вспомогательные объекты.

КС низких ступеней включает следующие технологические объекты:

-установку компрессорную с “ТАКАТ –50.07М2”;

-блоки управления;

-площадку наружных аппаратов;

-площадку емкостей масла;

-емкость конденсата.

Данный регламент описывает работу ЦПС-1 по полной технологической схеме. Конечным результатом производства является нефть в соответствии с ГОСТ Р51858-2002.

Капитальный ремонт, модернизация не проводилась. Технологический процесс разработан ОАО «Гипротюменнефтегаз».

2 Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов и готовой продукции

В соответствии с ГОСТ Р 51858-2002.

Сырьём и продуктом является сырая нефть - жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит растворённый газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьём для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута), смазочных масел, битумов и кокса.

Продуктом является товарная нефть – нефть, подготовленная к отправке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке.

Таблица 1- Физико-химические свойства сырой нефти

Показатель	Среднее значение
1. Плотность, г/см3 при t=20°С, Р=атм	0,9010
2. Плотность безводной нефти, г/см3	0,8662
3. Содержание воды, %	До 70
3. Вязкость динамическая при t =20°С	26,00
4. Вязкость кинематическая	29,19
5. Содержание серы, % вес	1,23
6. Содержание парафина, % вес	2,51
7. Содержание смол, % вес	7,0
8. Содержание асфальтенов, %вес	2,7
9. Газовый фактор, м3/м3	60
10. Газ содержит: метана, %вес	68,92
11. С3+высш, % вес	19,9

Таблица 2 - Состав нефтяного газа

Наименование показателя	Среднее значение
	Левобережная сторона	Правобережная сторона
Плотность газа, кг/м³	0,97	0,897
Состав газа (мольное содержание %) Углекислый газ Азот Метан Этан Пропан Изобутан Н бутан Изопентан Н пентан	0,89 3,75 69,59 9,35 11,78 0,98 3,14 0,23 0,25	0,71 1,69 75,89 9.68 9,4 0,56 1,83 0,11 0,12
Молекулярная масса	23,39	21,57
Теплотворная способность, ккал/м3	10631,72	10118,00

Таблица 3 - Группы нефти по ГОСТ Р 51858-2002

Наименование показателя	Норма для нефти группы				Метод испытания
	1	2	3
1 Массовая доля воды, %, не более	0,5	0,5	1,0	По ГОСТ 2477 и ГОСТ Р 51858-2002
2 Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более	100	300	900	По ГОСТ 21534 и ГОСТ Р 51858-2002
3 Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05			По ГОСТ 6370
4 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более	66,7 (500)	66,7 (500)	66,7 (500)	По ГОСТ 1756 и ГОСТ Р 51858-2002
5 Содержание хлорорганических соединений, млн.-1 (ppm)	Не нормируется. Определяется обязательно
Примечание – Если по одному из показателей нефть относится к группе с меньшим номером, а по другому – к группе с большим номером, то нефть признают соответствующей группе с большим номером.