 |
Описание технологии работ, согласно выданного индивидуального задания по ПМ-01
|
|
|
|
Введение
Я, Пакырзянов Владимир Геннадьевич, студент группы РМ-З-15 специальности 21.02.01 «Разработка нефтяных и газовых месторождений», проходил производственную практику в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» ЦДНГ-2 бригаде по добыче нефти и газа 0200 в период с 26.11.18 по 10.03.19 гг.
Моим руководителем практики от организации был назначен мастер по добыче нефти, газа и конденсата бригады 0200 Каргаполов Дмитрий Николаевич, руководителем практики от колледжа – Пахомова Наталья Алексеевна.
Целью прохождения производственной практики является формирование основных профессиональных умений и навыков в соответствии с квалификационной характеристикой специалиста.
Задачами практики являются успешное прохождение заданий в соответствии со следующими производственными модулями:
- ПМ.01 Проведение технологических процессов разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
- ПМ.02 Эксплуатация нефтегазопромыслового оборудования
- ПМ.03 Организация деятельности подчиненных
Краткая характеристика предприятия прохождения технологической практики
Крупнейшее нефтедобывающее предприятие Пермского края и одно из крупнейших промышленных предприятий Западного Урала. Входит в тройку лидеров по объему добычи углеводородов среди организаций Нефтяной Компании «ЛУКОЙЛ». Ведет свою деятельность в 26 районах Прикамья, Татышлинском районе республики Башкортостан и Троицко-Печёрском районе Республики Коми. На балансе предприятия находится более ста нефтегазовых месторождений. В структуру ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» входят 12 цехов добычи нефти и газа, 3 цеха транспортировки газа и зависимое предприятие «ПермТОТИнефть».
ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ владеет 87 лицензиями на пользование недрами с целью поиска, разведки и добычи углеводородов. Добыча нефти осуществляется на 102 месторождениях. Остаточные извлекаемые запасы нефти составляют 470 млн т.
|
|
|
Более 25% сотрудников ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ — молодые специалисты в возрасте до 30 лет. Всего на предприятии трудятся около 4000 человек.
За последние годы за счет внедрения инновационных технологий, применения передового оборудования, разработки новых перспективных территорий предприятия Группы «ЛУКОЙЛ» в Пермском крае значительно увеличили объемы добываемой нефти, в 2016 году достигнув цифры в 15,4 млн тонн. Ежегодный прирост ресурсов и запасов сопоставим с темпами добычи. Наиболее активная добыча нефти ведётся в Усольском, Куединском, а также на территориях Чернушинского, Частинского и Октябрьского районов.
Новые технологии и методы добычи, применяемые на месторождениях Пермского края, позволяют увеличить нефтеотдачу пластов, расширить географию деятельности и возможности добычи в сложных условиях.
Рисунок 1. Организационная структура ЦДНГ-2
Краткие сведения об основных (ведущих) подразделениях, службах организации
Служба но контролю за разработкой месторождений (СКРМ) — контролирует процесс разработки залежи.
Оперативно-производственная служба — обеспечение выполнения производственных планов добычи, подготовки, и сдачи нефти и газа в соответствии с заданной технологией.
Технологическая служба, проводимые работы: поиск новых направлений деятельности группы компаний; организация работ по новым проектам, разработка конструкторской документации, сопровождение изготовления и испытаний опытных образцов новой продукции, подготовка технической документации, участие в сертификации новых изделий и сопровождение внедрения их в серийное производство.
Служба механиков - обеспечение бесперебойной работы оборудования.
|
|
|
Служба КИПиА - техническое обслуживание и ремонт контрольно-измерительных приборов и автоматики.
Бригада ОВР занимается обслуживанием многочисленных объектов цеха.
Служба энергетиков — обеспечивает и несет ответственность за бесперебойное энергоснабжение всего предприятия и за соблюдением заданных параметров электроэнергии.
Описание технологии работ, согласно выданного индивидуального задания по ПМ-01
Обслуживание установок подготовки нефти, установок предварительного сброса воды, дожимных насосных станций.
УПСВ «Гондырь» построена согласно проекта ПСБ НГДУ «Чернушканефть» и пущена в эксплуатацию в 1996 году. В июле 2004г. была запущена новая УПСВ после реконструкции, по проекту ООО «ПермНИПИнефть». (Приложение 1)
Поступление на установку составляет 1200-1300 м3 жидкости и 370-400т нефти в сутки с Гондыревского месторождения при обводненности 68-75%.
Закачка воды на БКНС-0200 составляет 700-900 м3. На УППН Куеда откачивается 450-550 м3 жидкости с обводнённостью 5-20%
УПСВ «Гондырь» состоит из следующих блоков:
- депульсатор-успокоитель (2шт), где происходит успокоение жидкости поступающей с ГЗУ;
- КДФ (2шт) – наклонная труба, расположенная под углом 40 к горизонтальной плоскости d=1400х18 мм, L=90м., V=135м3; где происходит сепарация и отделение газа, отделение и сброс воды в отстойник водоподготовки;
- отстойник ОГФ (2шт) – 200м3 с гидрофобным фильтром и внутренней начинкой, служит для подготовки воды и сброса воды на БКНС;
- емкости накопительные (2шт) – 160 м3 и 200 м3 служат для накопления нефтяной эмульсии, дегазации и откачки нефти на УППН Куеда;
- газоосушитель (1шт.) – 60 м3, где происходит осушка газа и сброс газа потребителю и на факел;
- насосы внешнего транспорта (2шт.) – ЦНС 38х220 производят откачку нефти на УППН Куеда.
- УБПР№2 с дозировочным насосом – ДП 1,6/63 производит дозировку реагента-деэмульгатора в нефтяную эмульсию на вход КДФ 1,2;
- УБПР№1 с дозировочным насосом НДГ (гидротолкатель) производит подачу реагента ингибитора коррозии на приёмную гребёнку ДНС.
- канализационная система (6 емкостей):
Е №6 - 30 м3, предназначена для дренажа воды и нефтяной эмульсии с ОГФ №4, откачивается НСЖ из емкости №6 на вход в отстойники накопители №1,2 насосом АХП 45/31.
|
|
|
Е №7 – 6 м3, предназначена для дренажа эмульсии с сальников ЦНС 38х220 №1,2, откачивается насосом 12НА-9*4-2260 на приём насосов ЦНС 38х220
Е №8 – 16 м3, предназначена для дренажа уловленной нефти из ОГФ №5, дренажа нефти с КДФ №2, откачивается насосом НВ-50/50 на узел переключения или КДФ №2;
Е №9 – 16 м3, предназначена для дренажа воды с ОГФ №5 и водяных колодцев. Откачивается насосом НВ-50/50 на прием воды в ОГФ №5 или БКНС.
Е №10 – 16 м3, предназначена для дренажа нефти с отстойников накопителей Е-1,2, газоосушителя Е-3 и с КДФ №1, откачивается передвижным агрегатом
Е №11 - 16 м3 конденсатосборник, предназначен для осушки газа, поступающего на факел,откачивается передвижным агрегатом
- факельная система с огнепреградителем - предназначена для аварийного сброса газа после первой ступени сепарации и аварийного сброса с предохранительных клапанов;
- узлы учета газа УУГ № 1,2 предназначены для учета газа:
· УУГ № 1- учитывает газ, поступающий на ГКС Куеда
· УУГ № 2- учитывает газ, поступающий на факел
Технологическая схема УПСВ «Гондырь»
Основная схема:
Нефтяная эмульсия с ГЗУ № 0206, 0210,0293, 0294, ГР-0205 и с ГЗУ № 0200, 0201, 0202, 0204, 0207, 0208, 0209, 0211, 0212, 0290, 0291, 0292 ГР-0203 Гондыревского месторождения объёмом 1200-1300 м3/сутки, с обводненностью 60-75% под давлением 0,1 – 0,3 МПа, проходя входную гребенку по трубопроводу d=219 мм, через входные задвижки №26,28 или через байпасы задвижки № 24,25,27,29 поступает на депульсатор – успокоитель №1 через задвижки № 136,31 и на депульсатор № 2 через задвижки № 136,75,76. Депульсатор представляет собой трубу Ду 1400х18 мм, L=10м, V-15м3, эмульсия входит в среднюю часть торцевой сферы, из верхней выходит газ, снизу вода, с противоположной торцевой сферы нефть. Все эти потоки аналогично тремя потоками входят в концевой делитель фаз КДФ-1,2. На выходе с КДФ-2 установлен прибор ВСН, контролирующий содержание воды в нефти.
КДФ №1,2 - представляет собой трубу d=1400х18 мм, L=90м., V=135м3, расположенную под углом 40 к горизонтальной плоскости.
Из нижней торцевой части КДФ-1,2 свободно отделившаяся вод
(800-900м3/сутки) через задвижки № 34,111,77 (КДФ-1) и задвижки № 78,79 (КДФ-2), далее через задвижку № 80 поступает в напорный отстойник ОГФ №5 (емкость 200м3) с гидрофобным слоем (слой нефти 30-50 см.), давление
0,1-0,3МПа. Неочищенная вода, проходя через гидрофобный слой, освобождается от мельчайших частиц нефти путем прилипания к большому слою нефти и тем самым обеспечивается очистка воды. Очищенная вода с отстойника ОГФ № 5 через задвижки № 82, 84,87 и № 139 поступает последовательно в ОГФ № 4 для повторной очистки воды, так же проходя через слой нефти 30-35 см и давлением 0,1-0,3 МПа, далее через задвижки № 70,71,72 вода подается на приём насосов БКНС-0200. Отстойники ОГФ № 4 и 5 оснащены уровнемерами ВК-1700, контролирующие верхний уровень жидкости и уровень раздела фаз. Показания с прибора выведены на панель в операторную. Давление в сосудах контролируют датчики давления Cerebar SPMC71 и Метран –55, сигнал с прибора поступает в операторную.
|
|
|
По мере накопления загрязненного гидрофобного слоя в ОГФ №5 его сбрасывают через предохранительно-запорный клапан №100 в подземную емкость Е № 8 и насосом НВ –50/50 откачивается через задвижку № 101 на прием успокоителя КДФ №2 через задвижку №76.
Сброс загрязненного гидрофобного слоя производится после предварительного отбора пробы с пробоотборников 2,5м и 3,0м и проведения анализа на механические примеси. При результате анализа нефти (более 0,05% мех. примесей), загрязненный гидрофобный слой откачивается в автоцистерны и вывозится в амбар УППН Куеда. Если механических примесей в нефти гидрофобного слоя меньше 0,05%, то гидрофобный слой сливается через клапан №100 в Е №8. Газ с ОГФ №5 сбрасывается через запорно-регулирующий клапан №109 на факел через конденсатосборник Е № 11 – периодически, при снижении уровня в ОГФ Е №5 менее 3м.
По мере накопления загрязнённого гидрофобного слоя в ОГФ № 4 его сбрасывают через задвижку № 38 в канализационную ёмкость Е № 6 и откачивают насосом АХП 45/31 в накопительные ёмкости Е № 1 и Е № 2 через задвижку № 73 Сброс гидрофобного слоя (с мех. примесями более 0,05 мг/дм3) производится в автоцистерны через задвижку № 38 и вывозится в амбар УППН Куеда. Газ с ОГФ № 4 периодически сбрасывается через задвижку №126 на факел через конденсатосборник Е №11, при условии уменьшения верхнего уровня в ОГФ №4 – менее 3,0м.
Для сбора газа над КДФ-1,2 расположена труба d=219мм., газ идет по газопроводу через задвижки № 40,140 и поступает в нефтяные емкости Е № 1,2 V-160 и 200м3, соответственно через задвижки № 41,43 и далее на газоосушитель Е №3 V-50м3 №3 через задвижки № 42,44,45,46 и далее по системе газопроводов на котельную АБК и на ГКС.
|
|
|
Предусмотрен аварийный сброс газа на факел через задвижки № 47,48 или через задвижки № 46,6,48 и далее через конденсатосборник Е №11 V-16м3 и счётчик СВГ на факел через задвижки у факела № 107,108. Для контроля за предельным уровнем на конденсатосборнике установлен прибор предельного уровня, сигнал с прибора выведен в операторную. Сброс с ППК предусмотрен в атмосферу через аварийный факел.
Нефть с КДФ – 1,2 (450-550 т/сут нефти с обводнённостью 0-20%) поступает через задвижки № 33,32 и задвижки № 89,91,92,30, соответственно далее через задвижки № 23, 22, 21 в емкости накопители Е №1,2 под давлением 0,1-0,3 МПа. Данные емкости оснащены электроконтактными манометрами, датчиками предельного уровня типа ДУЖЭ-200М. Сигналы с данных приборов поступают в операторную. Для контроля за текущим уровнем в емкостях установлены приборы ВК – 1700, показания с которых выведены в операторную. С емкостей Е №1,2 через задвижки № 19,20 нефть откачивается на УППН Куеда центробежными насосами внешней откачки ЦНС 38/220 №1,2 под давлением 0,7 - 2,3 МПа, объем перекачиваемой нефти 450-550м3 в сутки с обводненностью 5-20%. На выкиде насосов установлены ЭКМ, в случае повышения или понижения давления в операторную поступает сигнал. На подшипниках насосов установлены датчики, контролирующие температуру подшипников. Показания с приборов выведены на панель в операторную. Откачка нефти ведется через счетчик №2 типа «Micromotion» или резерв счетчик №1 типа «Норд».
Откачка производится в постоянном режиме: при постоянном режиме насосный агрегат №1 или №2 работает постоянно, при этом уровень в накопительных ёмкостях Е №1 и Е №2 регулируется частотой вращения электродвигателя насосного агрегата с помощью станции управления частотного преобразователя. Уровень жидкости в ёмкостях удерживается от 1,10м до 1,5м – автоматически.
На выходе из УУН установлен манометр МП4-УУ2 и датчик давления (Метран) для контроля за изменением давления в трубопроводе внешнего транспорта от УПСВ 0202 до УППН «Куеда». Откачка производится при давлении 0,7 до 2,3 МПа.
Для разрушения эмульсии (деэмульсации) на УПСВ Гондырь, подается реагент деэмульгатор Сондэм на узел переключения входа жидкости через задвижку №11 и на ГЗУ-0207, 0208, 0210 по нормам, согласно ежеквартального технологического регламента. Дозировка деэмульгатора производится насосом НД 1,6/6,3 № 8 с УБПР№1 и насосом НДГ (гидротолкатель) с УБПР №2. На прием БКНС –0200 подается ингибитор коррозии «Реком 6017А», для защиты водоводов от коррозии и так же имеется точка подачи ингибитора в нефтепровод внешней откачки. Дозировка ингибитора производится насосом НД 16/36 с дозировкой согласно регламента.
|
|
|
