Добавлен: 24.11.2023
Просмотров: 36
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
| | Стр. |
| ВВЕДЕНИЕ | 3 |
| 1 Характеристика производственного объекта | 3 |
| ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ ПО ПОДГОТОВКЕ И СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ | 5 |
| 1.1 Описание технологического процесса подготовки и стабилизации нефти | 5 |
| 1.2 Характеристика оборудования по подготовке и стабилизации нефти | 8 |
| 1.3 Контроль технологического процесса на ДНС-19 | 15 |
| 1.4 Основные положения пуска и остановки производственных объектов на ДНС-19 при нормальных условиях 1.5. Расчёт остаточного ресурса НГС-1 ДНС-19 | 16 19 |
| ГЛАВА 2. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА | 21 |
| 2.1 Охрана труда при эксплуатации оборудования по подготовке и стабилизации нефти 2.2 Охрана окружающей среды при эксплуатации оборудования по подготовке и стабилизации нефти | 21 23 |
| ГЛАВА 3. ПЛАНИРОВАНИЕ И ОРГАНИЗАЦИЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ СТРУКТУРНОГО ПОДРАЗДЕЛЕНИЯ | 25 |
| 3.1 Производственный инструктаж рабочих 3.2 Мероприятия по организации действий подчиненных при возникновении ЧС на производстве ЗАКЛЮЧЕНИЕ | 25 27 29 |
| СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ | 30 |
ВВЕДЕНИЕ
Мною студентом 4 курса Митюковым Иваном Сергеевичем была пройдена производственная практика под руководством мастера ПСН Сидорова Михаила Васильевича в АО «Самотлорнефтегаз» ЦППН-2 ДНС-19.
Цели практики ПП.02.02, ПП.03.01: совершенствование у студентов профессиональных умений и навыков по профилю специальности, закрепление, расширение и систематизацию знаний на основе изучения деятельности конкретного предприятия, приобретение практического опыта, развитие профессионального мышления, привитие умений организаторской деятельности в условиях трудового коллектива.
Характеристика производственного объекта
Объект прохождения практики, ЦППН-2 ДНС-19 включает в себя площадку насосной станции ДНС-19, вакуумную компрессорную станцию ВКС-19, кустовую насосную станцию КНС-19. Цех подготовки и перекачки нефти №2 расположен на Самотлорском месторождении, на территории Нижневартовского района, Ханты-Мансийского автономного округа – Югры. ДНС-19 находится на 35 км к северу от г. Нижневартовска. ВКС-19 и КНС-19 расположены на территории ДНС-19.
Площадка насосной станции ДНС-19 была введена в эксплуатацию в 1995г. и занимает площадь 5,4784 тыс. м2. Назначение площадки: подготовка нефти, нефтяного попутного газа, подтоварной воды из нефтяной эмульсии, поступающей со скважин Цеха по добыче нефти и газа №2, с целью последующей транспортировки частично подготовленной нефти на Нижневартовский ЦТП ЦПСН-1, подтоварной воды на КНС-19, нефтяного попутного газа высокого давления на газоперерабатывающий комплекс газа низкого давления – на ВКС-19 и далее на газоперерабатывающий комплекс.
Кустовая насосная станция №19 была введена в эксплуатацию в 1984г. и предназначена для закачки промысловых очищенных подтоварных, сточных вод или воды из поверхностных или подземных источников в нагнетательные скважины для поддержания давления в разрабатываемых продуктивных горизонтах Самотлорского месторождения.
Вакуумная компрессорная станция №19 была введена в эксплуатацию в 1999г. и предназначена для компримирования нефтяного попутного газа концевых ступеней сепарации до давления, обеспечивающего подачу его в газопровод выхода газа с сепараторов первой ступени сепарации на газоперерабатывающий комплекс.
ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ ПО ПОДГОТОВКЕ И СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ
1.1 Описание технологического процесса подготовки и стабилизации нефти
Добываемая со скважин ЦДНГ-2 Самотлорского месторождения нефтегазоводяная эмульсия с содержанием воды до 98%, температурой до 60˚С и давлением 5,0 – 6,5 кгс/см2 поступает на узел дополнительных работ (УДР) ДНС-19, далее нефтегазосодержащая жидкость по двум трубопроводам поступает на устройство предварительного отбора газа (УПОГ), где происходит отбор 25-30% свободного газа.
С УПОГ жидкость распределяется по двум трубопроводам и поступает в нефтегазосепараторы первой ступени сепарации. Также нефтяная эмульсия с УДР по байпасному трубопроводу поступает непосредственно в нефтегазосепараторы. Уровень жидкости в нефтегазосепараторах поддерживается в пределах 1,5 м, рабочее давление аппарата 4,9 – 6,3 кгс/см
2. Поступление жидкости в нефтегазосепаратор возможно осуществить из любого УПОГ.
Для разрушения водонефтяной эмульсии, перед входом жидкости на УПОГ и в байпасный трубопровод, ведущий с УДР до НГС, из БРХ вводится реагент-деэмульгатор.
Отделившийся газ из УПОГ-1, 2 и НГС-1, 2, 3, 4 поступает в газосепаратор ГС-1 для очистки от капельной жидкости. Уровень жидкости в ГС-1 поддерживается в пределах 0 – 0,4 м, рабочее давление 4,7 – 5,5 кгс/см2.
Отсепарированный газ из газосепаратора ГС-1, под давлением 3,5 – 5,3 кгс/см2 через измеритель расхода направляется на ГПК. При остановке газосепаратора, газ из НГС-1, 2, 3, 4 и УПОГ-1, 2 направляется по байпасному, минуя газосепаратор. Конденсат из газосепаратора сбрасывается через задвижки в трубопровод по выходу водонефтяной эмульсии из нефтегазосепаратора.
Водонефтяная эмульсия из нефтегазосепараторов поступает в четыре предварительных отстойника ПО для отделения нефти от пластовой воды. Уровень жидкости в отстойниках поддерживается в пределах 50 – 90%, рабочее давление в аппаратах 2,1 – 3,1 кгс/см2.
Далее нефть из предварительных отстойников ПО поступает в две буферные ёмкости, объёмом по 100 м3 каждая. Рабочее давление в аппаратах до 0,05 кгс/см2.
Пластовая вода из отстойников ПО, для очистки от нефтепродуктов и взвешенных веществ, поступает в резервуарный парк водоочистных сооружений, в котором установлены три резервуара РВС-5000 м3.
Оставшаяся в подтоварной воде и отделившаяся в РВС нефть, за счёт меньшего содержания нефтепродукта, скапливается на поверхности воды в верхней части очистных резервуаров. При накоплении слоя нефти более 0,5 м, нефть по стоякам в резервуаре, поступает на приём насосов уловленной нефти и далее производится её откачка в приёмные трубопроводы отстойников.
Нефть из буферных емкостей поступает на приём насосов внешней перекачки. С выхода нефтяных насосов нефть проходит через оперативный узел учёта и поступает в напорный нефтепровод на Нижневартовский ЦТП ЦПСН-1. При необходимости нефть можно направить с отстойников на две аварийные ёмкости, от которых, нефть будет поступать также, на приём насосов внешней перекачки. Газ низкого давления из буферных и аварийных емкостей, поступает через регулирующий клапан на приём ВКС-19. При остановке ВКС, газ с указанных аппаратов сбрасывается на факел. При срабатывании предохранительных клапанов на аппаратах, при повышении давления выше установочных, сброс газа также будет, осуществляться на факел. Для сбора конденсата на факельной линии установлена расширительная камера и заглублённая факельная ёмкость. Откачка конденсата производится насосом в дренажный трубопровод с основных аппаратов и далее в грязевую ёмкость. Пластовая вода из резервуарного парка после отстоя, поступает на приём насосов. С выхода насосов по двум трубопроводам под давлением 5,0 – 10,0 кгс/см
2 пластовая вода, через узел учёта, подаётся на КНС-19. Содержание нефтепродуктов в пластовой воде должно составлять не более 40 мг/л.
Для обеспечения котельной ДНС-19 часть газа поступает в конденсатосборник, затем в вертикальный газосепаратор, откуда очищенный от капельной жидкости газ, подаётся в газораспределительный пункт котельной.
При аварийных или плановых остановках аппаратов жидкость из них сбрасывается в заглубленную грязевую ёмкость, откуда она откачивается погружными насосами в резервуарный парк.
1.2 Характеристика оборудования по подготовке и стабилизации нефти
Устройство предварительного отделения газа
Добываемая со скважин нефтяная эмульсия поступает на УДР через задвижки. Далее нефтегазосодержащая жидкость тремя потоками через задвижки поступает на устройства предварительного отбора газа, где происходит частичное отделение свободного газа.
Конструкция УПОГ представляет собой трубы ø720 мм наклонного исполнения, в верхней части которых, смонтировано устройство для отделения газа. Выделившийся газ через задвижки под давлением 4,8 – 5,5 кгс/см2 поступает в газосепаратор. Контроль за давлением на УПОГ осуществляется по техническим манометром и дистанционным измерителем давлений «Метран». Жидкость с УПОГ тремя потоками направляется на первую ступень сепарации в нефтегазосепараторы. Поступление жидкости в НГС возможно осуществить из любого УПОГ.
Нефтегазосепараторы первой ступени сепарации
На ДНС-19 установлено 4 нефтегазосепаратора горизонтального типа, объёмом 100 м3.
Нефтегазосепараторы предназначены для отделения свободного и растворённого нефтяного газа от жидкости, поступающей с УПОГ. Жидкость с УПОГ двумя потоками направляется на первую ступень сепарации в НГС через задвижки.
Отделившийся газ из аппаратов через задвижки под давлением 5,5 – 6,3 кгс/см2 направляется в газосепаратор, для дополнительного отделения от капельной жидкости. При плановых или аварийных остановках газосепаратора, выделившийся газ в НГС направляется через задвижки и минуя ГС, на узел регулирования давления газа и замера газа и далее поступает в газопровод на ГПК.
Отсепарированная жидкость из сепараторов НГС через клапанные сборки и задвижки направляется в предварительные отстойники.
Рабочее давление в НГС составляет 4,9 – 6,3 кгс/см
2, уровень жидкости в аппаратах поддерживается в пределах 1,5 – 1,7 м. Сигнализация срабатывает при минимальном значении уровня 1,3 м, максимальном 1,75 м. Регулирование уровня в НГС осуществляется с помощью приборов датчиков уровня ДУУ2.
Для предотвращения повышения давления в аппаратах выше рабочего на НГС установлены по два предохранительных клапана типа СППК-4Р с диаметром входного патрубка ø159мм. При срабатывании СППК газ с аппаратов сбрасывается на факел для сжигания.
Для сброса остатков жидкости из нефтегазосепараторов или аварийного освобождения аппаратов предусмотрена дренажная линия грязевой ёмкости через задвижки, установленные по нижней образующей аппаратов. Защита сепараторов от коррозии, осуществляется с помощью протекторной защиты.
Газосепаратор
Для приёма газа с нефтегазосепараторов первой ступени сепарации установлен газосепаратор, объёмом 100 м3, горизонтального исполнения. Аппарат имеет внутреннюю начинку в виде перегородок и каплеуловителей.
Поступление газа с НГС производится через задвижки. Отсепарированный газ выводится из аппарата через задвижки и направляется на ГПК, а также используется в качестве топлива в котельной ДНС-19, куда он поступает через конденсатосборник, газосепаратор.
Уровень жидкости в ГС поддерживается в пределах 0 – 0,8 м, рабочее давление в аппарате 4,3 – 6,3 кгс/см2. Контроль за давлением в ГС осуществляется по датчикам перепада давления «Метран 55» и техническими манометрами. Сигнализация срабатывает при минимальном давлении 4,2 м, максимальном 5,3 м.
Отстойники УПСВ
В качестве аппаратов отделения и сброса пластовой воды от нефти на ДНС-19 установлены горизонтальные отстойники ОГ-200, объёмом 200 м3 каждый.
Нефтесодержащая жидкость из НГС через задвижки поступает в аппараты ПО-200, где на входе распределяется по двум встроенным в них горизонтальным перфорированным трубопроводам, выполненных из труб Ø720 мм, расположенными параллельно друг другу, на высоте 0,5 м от нижних образующих аппаратов. В нижней части аппаратов формируется слой пластовой воды, в верхней нефти. Поступающая в аппарат жидкость, равномерно распределяемая по площадям горизонтальных сечений отстойников, промывается через слой воды, что оказывает разрушающее воздействие на водонефтяную эмульсию. Нефть, за счёт разности удельных весов с водой, всплывает, образуя верхний слой.