Общая характеристика производственного объекта
Цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН-5) включает в себя центральный пункта сбора Правдинского месторождения и предназначен для приема сырой нефти с Правдинского, Восточно-Правдинского, Северо-Салымского, Западно-Салымского, Лемпинской площади, отдельных кустов скважин Северо-Лемпинского м/р и Приобского месторождений, сепарации нефти от газа, обезвоживания, обессоливания, т.е. доведения ее до требований ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия», перекачки нефти через узлы учета в систему магистральных нефтепроводов Нефтеюганского управления магистральных нефтепроводов (НУМН), а также отпуска нефти сторонним организациям на собственные нужды с узла отпуска нефти (УОН).
Газ после сепарации из ЦППН-5 поступает на компрессорную станцию цеха сбора, подготовки и транспортировки газа (ЦСП и ТГ-3) для дальнейшего компремирования, осушки и подачи его в качестве топлива на ГПЗ «Южный Балык», Сургутскую ГРЭС и котельные п.г.т. Пойковский. Также газ используется на собственные нужды, как топливо для котельных расположенных на территории ЦПС ЦППН-5 и печей-нагревателей ПТБ-10, 10А для процесса подготовки нефти.
Подтоварная вода, отделившаяся от сырой нефти в процессе ее обезвоживания, подается в резервуары для очистки от нефти, механических примесей и последующей откачки в систему ППД.
Генеральный проектировщик– проектный институт «Гипротюменьнефтегаз» г. Тюмень. Проект № 945 , 2110 , ЗАО «Проектно-изыскательная фирма «Фрикон» г. Тюмень, проект № 1412.
Строительная организация– строительное управление № 11 (СУ-11) треста «Юганскнефтегазстроя», АОЗТ «Искитимпромтехмонтаж» («ИПТМ»), ООО «Пойковоремстройсервис», ЗАО «Сибста», ОАО «Нефтьмонтаж».
Проектная мощность установки по подготовке нефти (согласно приказа Миннефтепрома № 530 от 30.09.76 г.) – 8,2 млн. тн/год, мощность установки после реконструкции составляет 6,5 млн.тн/год (приказ ОАО «Юганскнефтегаз» № 418 от 30.11.2004 г.). Объем перекачиваемой жидкости установки по подготовки нефти составляет -18,34 млн. м3/год
Центральный пункт сбора Правдинского м/р состоит из двух установок: установка подготовки нефти и резервуарный парк. Установки состоят из блоков, работающих последовательно, размещенных на отдельных территориях на расстоянии нескольких сот метров друг от друга и имеющие свои операторные.
Первый блок нагрева сырья и предварительного сброса пластовой воды состоит из:
§ четырёх печей ПТБ-10/64 № 5…8;
§ девяти аппаратов УПС-6300 № 1…9;
§ установка дозирования хим. реагента №1;
§ двух конденсатосборников топливного газа КС-1,2;
§ блочной компрессорной станции технологического воздуха БКСА.
Второй блок нагрева нефти состоит из:
§ четырех печей ПТБ-10А № 9…12;
§ установка дозирования хим. реагента №2;
§ аварийной и дренажной емкостей
Третий блок – глубокого обезвоживания нефти состоит из:
§ трёх промежуточных сепараторов С-1…3;
§ четырёх электродегидраторов ЭГ-1…4;
§ пяти аварийных сепараторов АС-1…5;
§ факельного хозяйства (с блочной насосной, двумя конденсатосборниками и двумя факельными
установками высокого и низкого давления).
Резервуарный парк состоит из:
§ технологических резервуаров нефти РВС-10000 м3 № 3…7;
§ насосной уловленной нефти с буферной емкостью БЕ-1;
§ технологической насосной внутренних операций резервуарного парка;
§ технологической насосной внешней откачки;
§ узла учета нефти УУН-506 (с БК и ТПУ).
§ технологических резервуаров подтоварной воды РВС-5000 м3 №1,2,9,10;
§ блочной насосной станции (БНС-4);
§ двух узлов учета подтоварной воды в систему ППД;
§ блочной насосной станции БНС-1, 1А;
§ блочной насосной станции БНС-2А.
Установка подготовки нефти «Поле –600» введена в эксплуатацию в 1975 году в составе газлифтного комплекса Правдинского месторождения, выведена в консервацию в 2004 г.
В процессе реконструкции и расширения отдельные блоки и аппараты установки вводились в эксплуатацию в 1982, 1983, 1986, 1987, 1997, 1999, 2000, 2001, 2002, 2004, 2005 годах.
В 1988 году РВС-10000 № 7, на основании рационализаторского предложения № 105 от 4.10.88 года, переоборудован под динамический режим подготовки нефти в резервуарном парке. В 2000 году под динамический режим подготовки был переоборудован РВС-10000 № 6.
Согласно проекта «ГИПРОТЮМЕНЬНЕФТЕГАЗ» № 2110 не был предусмотрен промежуточный каплеуловитель между девятью аппаратами УПС-6300 № 1…9 и компрессорной станцией, поэтому один из аппаратов УПС-6300 № 9 был переоборудован под каплеуловитель, так как производительность восьми аппаратов УПС-6300 № 1-8 позволяет принимать всю жидкость, поступающую с промысла.
В 1991 году, согласно проекту ПСБ НГДУ «Правдинскнефть» № 119-283 от 5.07.90 г., на территории ЦПС был построен узел отпуска нефти для заправки автоцистерн нефтью на технологические нужды и на топливо для котельных. Нефть на площадку УОН подается с нагнетательного коллектора насосов внешнего транспорта НВТ-1…5.
На основании проекта ПСБ НГДУ «Правдинскнефть» № 119/94 взамен подземного кольца пожарных гидрантов ПГ № 28-43 , расположенных вокруг резервуарного парка РВС-10000 м3 , в 1995-96 г.г. проложено новое наземное пожарное кольцо от ВК № 9 до ПГ № 43. Строительно-монтажные работы выполнены АОЗТ «Искитимпромтехмонтаж».
В 1996 году, на основании результатов акта «Обследование технического состояния дыхательных и предохранительных клапанов для резервуаров» (от 14.01.1995 г.), проведенного институтом проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР), инновационно-внедренческого центра «Транснефтьсервис» (ИВЦ) и отчета ИВЦ «Транснефтьсервис» от 22.09.95 года «Разработка проекта реконструкции резервуаров в части дыхательной арматуры с проверкой гидравлических характеристик клапанов для резервуарного парка НГДУ «Правдинскнефть» согласно договора ОАО «Юганскнефтегаз» № 844-15 от 30.06.95 г., на резервуарах РВС-10000 м3 № 3-7 произведена замена дыхательной арматуры. На каждом РВС-10000 м3 № 3-7 установлено по четыре клапана типа КДС:
§ КДС-3000 Ду-500-1 шт,
§ КДС-3000 Ду-350-1 шт,
§ КДС-3000 Ду-250-2 шт.
Данное количество клапанов типа КДС-3000 рассчитано на резервуары РВС-10000 м3 № 3…7 с техническими характеристиками:
газовый фактор – 3 м3/м3 (в аварийной ситуации);
объем закачки – 3700 м3/час;
объем откачки – 2300 м3/час.
В октябре 1997 года на основании проекта № 1412 ПермНИПИпроект был построен и принят в эксплуатацию блок предварительного нагрева жидкости, поступающей с промысла до установки предварительного сброса воды, состоящий из двух печей ПТБ-10/64 № 5,6, БРХ подачи ингибитора солеотложений и аварийной дренажной ёмкости с полупогружным насосом Н-14. Строительно-монтажные работы выполнены АОЗТ «Искитимпромтехмонтаж».
Проектом № 1412 не была предусмотрена установка конденсатосборника на линии подачи топливного газа к печам ПТБ-10/64 № 5,6, поэтому в 1999 году на основании дополнения к проекту № 6096/1412, выполненного ПСБ НГДУ «ПН» под конденсатосборник была переоборудована ёмкость горячей воды (ЕГВ), а также дополнительно смонтирован аппарат V=25 м3, непосредственно перед блоком нагрева.
В 1999 году согласно проекта АОЗТ «Фрикон» (г. Тюмень) № 1412 вместо установки глубокого обезвоживания фирмы «Pritchard-Rhodes» морально и физически устаревшей и не позволявшей достаточно эффективно вести подготовку нефти в необходимых количествах, введена в эксплуатацию площадка реконструкции ЦПС мощностью 6,5 млн. тн./год, в состав которой входят:
§ две печи ПТБ-10/64 № 7,8;
§ три промежуточных сепаратора С-1-3;
§ четыре электродегидратора ЭГ-1-4;
§ комплекс противопожарной защиты;
§ факельная система;
§ система канализации.
В 1999 году построен и введен в эксплуатацию нефтесборный коллектор Æ 530 мм, подводящий нефтяную эмульсию со всех месторождений (Правдинского, В.- Правдинского, С.-Салымского, Зап.-Салымского, Приобского и Лемпинского) на предварительную ступень нагрева.
В 2000 году согласно проекта ПСБ НГДУ «Правдинскнефть» был произведен монтаж насосного агрегата Р-2/3 F ЦНС 300/480, предназначенного для откачки нефти в нефтепроводы внешнего транспорта.
В 2001 году построен и введен в эксплуатацию, согласно приказа № 654 от 21.12.2001 г. узел учета нефти № 506 в капитальном исполнении. Узел учета был выполнен по проекту № 1412 ЗАО «Фрикон», мощность узла учета составляет 10 млн. тн/год.
В 2002 году построена и введена в эксплуатацию насосная внешнего транспорта нефти, выполненная, согласно проекта № 1412 «Реконструкция ЦПС Правдинского месторождения. II очередь» ЗАО «Фрикон». Мощность насосной составляет 9,125 млн. тн./год, с возможностью расширения до 12 млн. тн./год.
В 2002 году произведена частичная реконструкция системы пожаротушения ЦПС Правдинского месторождения, взамен станции управления «ТОЛ - 10/100» был произведен монтаж автоматической системы пожаротушения «Эффект–Л» объектов реконструкции, а также резервуарного парка РВС-10000 № 3…7.
В 2004 году построен и введен в эксплуатацию блок второй ступени нагрева нефти печи ПТБ-10А № 9…12, выполненный, согласно проекту № 1412 «Обустройство пластов БС8-БС-9 Правдинского месторождения. Реконструкция ЦПС. II очередь» ЗАО «Фрикон». В состав блока входит:
§ четыре печи ПТБ-10А № 9…12;
§ комплекс противопожарной защиты;
§ система канализации;
§ газопровод Ду 300 (топливный газ на ПТБ-10А № 9…12).
В 1997 году после монтажа был введен в эксплуатацию РВС-5000 м3 № 1 и выведен из эксплуатации РВС-5000 м3 № 14 и РВС- 5000 м3 № 2. РВС-10000 м3 № 3 и РВС-5000 м3 № 1 стали работать в режиме резервуар-отстойник и одновременно буфер.
С 1996 по 1997 годы проведена реконструкция блока откачки промливневой и хозфекальной канализации. Были смонтированы емкость Е-1 (200 м3), насосная (БНС-2А), изменена технологическая схема существующих насосных блоков.
В 1997 году после монтажа был введен в эксплуатацию РВС-5000м3 № 15 и выведен из эксплуатации РВС-10000 м3 № 3. В режиме подготовки подтоварной воды стали работать РВС-5000 м3 № 1 и РВС- 5000 м3 № 15. В связи с выводом из эксплуатации РВС-5000 м3 № 2,9,10 (старый парк), согласно приказа по НГДУ, РВС-5000 м3 № 13,14,15,16 были перенумерованы на: РВС № 13 – в РВС № 8; РВС № 14 – в РВС № 9; РВС № 15 – в РВС № 2, РВС № 16 – в РВС № 10. В настоящее время в работе РВС № 1, 2, 9, 10.
В 2005 году была введена в эксплуатацию установка дозирования химреагента, выполненная согласно проекта № 1412 «Обустройство пластов БС8-БС-9 Правдинского месторождения. Реконструкция ЦПС. II очередь» ЗАО «Фрикон». В состав установки входит:
§ УДХ-1 (установка подачи деэмульгатора);
§ УДХ-2 (установка подачи деэмульгатора);
§ УДХ-3 (установка подачи ингибитора солеотложения);
§ УДХ-4 (установка подачи ингибитора коррозии и бактерицида);
§ Комплекс противопожарной защиты;
§ Система канализации;
§ Емкость для хранения деэмульгатора ЕД-1;
§ Емкость для хранения деэмульгатора ЕД-2;
§ Емкость для хранения ингибитора солеотложения ЕИС-1;
§ Емкость для хранения ингибитора коррозии ЕИК-1;
§ Емкость для хранения бактерицида ЕБ-1.
В 2005 году, взамен морально и физически устаревших насосов Р-16 А/В и аппаратов Д-3 А/В, была построена и введена в эксплуатацию насосная уловленной нефти, выполненная согласно проекта № 1412 «Обустройство пластов БС8-БС-9 Правдинского месторождения. Реконструкция ЦПС. II очередь» ЗАО «Фрикон». В состав блока входит:
§ насосы уловленной нефти НУ-1,2;
§ буферная ёмкость БЕ-1;
§ система канализации.
В 2005 году произведена полная реконструкция системы пожаротушения ЦПС Правдинского месторождения, взамен морально и физически устаревшей станции управления «ТОЛ - 10/100», противопожарной насосной станции ПНС-1, пеногенераторной станции ПГС-1 был произведен монтаж автоматической системы пожаротушения «Эфес» разработанной ООО «Эффект–Л».
В 2010 году произведена реконструкция системы КИПиА на аппаратах УПС-6300 №1-9 и АС-1/5. На УПС-6300 №1-9 уровнемеры буйковые РУП-22 с пневматическим выходным сигналом заменены на Сапфир 22ДУ с унифицированным токовым выходным сигналом и дополнительно оснащены сигнализаторами уровня СУР-5. Установлены сигнализаторы загазованности СТМ-30 технологической площадки УПС-1/9. Также были дополнительно смонтированы датчики давления Метран-100-ДИ на входном и выходном коллекторах УПС-1/9.
На аварийных сепараторах АС-1…5 уровнемеры буйковые пневматические УБ-ПВ и фильтры-редукторы РДФ-3 были заменены на Сапфир 22 ДУ и дополнительно оснащены сигнализаторами уровня СУР-5.Также установлены сигнализаторы загазованности СТМ-30 на площадке КСУ и датчик давления Метран-100-ДИ на газовой линии.