Гидравлический расчет и исследование сифонного слива для нефтепродукта

Размещено на http://www.allbest.ru/

Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.Губкина

Кафедра “Проектирование и эксплуатация газанефтипроводов”

Отчёт об производственной практике на СП «Вьетсовпетро»

Студент группы MО-13-09

Зыонг Минг Куан

Москва 2015г.



Содержание

Введение

1.Характеристика изучаемого предприятия

1.1 Российско-вьетнамское совместное предприятие «Вьетсовпетро»

1.2 Месторождение «Дракон» и «Белый Тигр»

2. Центральная компрессорная платформа на месторождений “Белый Тигр”

2.1 Месторасположение и назначение объекта

2.2 Состав ЦКП

2.3 Система электроснабжения ЦКП

2.4 Нормальная эксплуатация платформа

3. Компрессорная платформа на месторождений «Дракон»

3.1 Месторасположение месторождения «Дракон»

3.2 Состав КПД

3.3 Система электроснабжения КПД

3.4 Нормальная эксплуатация платформа

4. Сборная система

Список использованной литературы

Приложение



Введение

Нефтяная и газовая промышленность занимает важное место не только в вьетнамской промышленности но и в экономике страны в целом. На конец 2001 года запасы нефти оценивались в 100 млн тонн, или 0,1% от объема мировых запасов (это соответствует, например, размерам нефтяных запасов Италии) Что касается объема производства нефти, то он составляет 17,1 млн твг, или 0,5% от общемировой добычи.

Основные месторождения углеводородов расположены в четырех областях континентального шельфа в юго-западном бассейне, в бассейнах Cuu Long (южная), Nam Con Son (юго-восточная) и Song Hong (северная часть шельфа). углеводород компрессор газовый

В настоящее время во Вьетнаме промышленно разрабатываются шесть месторождений: Bach Ho (Белый тигр), Hong Ngoc (Рубин), Rang Dong (Ранг Донг),Rong (Дракон), Bunga Kekwa и Dai Hung (Большой медведь) . Нефти, добываемые на этих месторождениях, отличаются низким содержанием серы (0,035-0,14%), их плотность достигает 40,5 API.

Такие преимущества, как высокое качество нефти, значительные размеры потенциальных углеводородных площадей, стратегически удобное расположение страны относительно крупных потребителей сырья, а также перспективы роста внутреннего потребления нефти и нефтепродуктов делают разработку вьетнамской нефти привлекательной для нефтяных компаний.

На начало 2011 года, доказанные запасы природного газа во Вьетнаме составляли 617 млрд кубометров. Запасы природного газа сосредоточены в пределах бассейна Nam Con Son (Нам Кон Сон), запасы попутного газа - в бассейне Cuu Long (Кыулонг). Запасы газа также обнаружены в приграничном малазийско-вьетнамском секторе Восточной моря.

По итогам 2010 года во Вьетнаме было добыто 9,4 млрд куб. м газа (+17,5% к уровню 2009 года). Крупнейшими производителями природного газа в стране являются российско-вьетнамское СП Вьетсовпетро, корейская KNOC и международный консорциум компаний в составе «ТНК-BP», PetroVietnam и индийской ONGC.

Добычу природного газа во Вьетнаме также осуществляет СП Talisman Energy, PetroVietnam и Petronas , разрабатывающее расположенный в совместной вьетнамско-малазийской зоне Сиамского залива шельфовый блок PM 3-CAA (месторождения Bunga Kekwa, Bunga Raya). В 2008 году был введен в эксплуатацию газопровод, соединивший добычные комплексы с ТЭС комплекса Ка Мау на побережье страны.

Нефтегазовая отрасль Вьетнама признана приоритетной отраслью развития экономики. Причем с самого начала ставка была сделана на привлечение зарубежных инвесторов. Иностранным компаниям было предоставлено право разработки вьетнамских месторождений при условии создания совместных с госкомпанией Петровьетнам предприятий. За время своего существования Петровьетнам заключил более 46 соглашений с компаниями из Канады, Франции, Японии, Малайзии, России и США.



1.Характеристика изучаемого предприятия

1.1 Российско-вьетнамское совместное предприятие "Вьетсовпетро"

«Вьетсовпетро» -- нефтяная компания, совместное российско-вьетнамское предприятие. Штаб-квартира компании -- в городе Вунг Тау.В этом городе проживает значительная русскоязычная община сотрудников СП. Уставный капитал СП составляет $1,5 млрд. К 2000 году объем добычи предприятия планируется увеличить до 13 млн. тонн в год. СП "Вьетсовпетро" добывает свыше 11 млн. тонн нефти в год на морском шельфе Вьетнама. По данным Минтопэнерго РФ, государство ежегодно получает от деятельности СП $200-250 млн.

Специалистами СП "Вьетсовпетро" разведано шесть месторождений на шельфе восточного моря: "Дракон", "Дайхунг", "Волк", "Бави", "Баден" и "Тамдао". Обустроены два месторождения "Белый тигр" и "Дракон", добыта первая нефть с месторождения "Дайхунг". СП "Вьетсовпетро" создало самую мощную в Юго-Восточной Азии базу по строительству и монтажу морских платформ для бурения и добычи нефти и газа. В 1999 году СП "Вьетсовпетро" добыло 12,5 млн тонн нефти. Ежегодный прирост добычи нефти 15%.

Компания разрабатывает на условиях соглашения о разделе продукции (СРП) ряд нефтегазовых месторождений на вьетнамском шельфе. Основное месторождение (80 % добычи) -- «Белый тигр». Фонд скважин предприятия включает в себя чуть больше сотни высокодебитных (до тысячи тонн нефти в сутки) скважин. На предприятии работает более 650 российских специалистов.

Президенты России и Вьетнама в Декларации о стратегическом партнерстве между двумя странам, подписанной 1 марта 2001 года в Ханое, высоко оценили эффективность СП "Вьетсовпетро" как основу для наращивания масштабов взаимодействия в нефтегазовой сфере путем расширения зоны деятельности этого предприятия, разработки новых месторождений углеводородного сырья в СРВ.

В 2006 году в ходе визита во Вьетнам Президента Российской Федерации была достигнута договоренность сторон о продолжении совместной работы на основе преобразованного после 2010 года СП «Вьетсовпетро», а также о создании ОАО «Зарубежнефть» и КНГ «Петровьетнам» нового совместного предприятия для участия в разработке нефтегазовых месторождений в России и третьих странах.

27 октября 2008 года в рамках визита в Россию Президента Вьетнама в присутствии Президентов двух стран было подписано Межправительственное соглашение о дальнейшем сотрудничестве в области геологической разведки и добычи нефти и газа на основе совместного предприятия «Вьетсовпетро». Документом предусмотрено преобразование СП после 31 декабря 2010 года в компанию с ограниченной ответственностью «Вьетсовпетро» с двумя участниками - ОАО «Зарубежнефть» и Корпорацией нефти и газа «Петровьетнам», с долевым участием в уставном капитале 49% и 51% соответственно. По расчетам специалистов предприятия разработка месторождения «Белый Тигр» будет рентабельна еще до 2024 года.

В 2009 году СП "Вьетсовпетро" отметило свое 28-летие и добычу 180-миллионной тонны нефти. Для России это по-прежнему один из самых эффективных внешнеэкономических проектов.

За достигнутые успехи СП «Вьетсовпетро» дважды присвоено звание «Герой труда СРВ»; в 2009 году вручена высшая награда Социалистической Республики Вьетнам - «Орден Хо Ши Мина», многие работники СП, ОАО «Зарубежнефть» и КНГ «Петровьетнам» неоднократно удостаивались высоких государственных наград России и Вьетнамa.

Основные итоги деятельности СП "Вьетсовпетро":

· Затраты, которые понес при создании СП "Вьетсовпетро" Советский Союз, восполнены в 1996 году, и с того периода по декабрь 2009 года Россия получила от деятельности Совместного предприятия свыше 8,1 миллиардов долларов.

· К концу 2009 года накопленная добыча нефти СП составляет 183 миллиона тонн. При этом за последние 5 лет был обеспечен прирост запасов разрабатываемых месторождений в объеме более 50 млн тонн.

· Создана одна из лучших баз в Юго-Восточной Азии по строительству на берегу и монтажу в море технологических и сателлитных платформ для бурения скважин и добычи нефти и газа;

· Для обустройства месторождений "Белый Тигр" и "Дракон" в море построено:

1. 12 платформ и 10 блок-кондукторов;

2. две центральных технологических платформы с общей максимальной производительностью:

§ - по подготовке нефти - 38 тыс.тонн в сутки;

§ - по газожидкостной смеси - 46 тыс. тонн в сутки;

§ - по подготовке воды - 26 тыс. тонн в сутки.

· четыре установки для закачки воды в пласты с целью поддержания пластового давления общей мощностью 80 тыс. куб. м в сутки;

· три компрессорные станции общей мощностью 10,6 млн. куб. м. в сутки;

· три установки беспричального налива нефти;

· проложено свыше 400 км трубопроводов.

Производственно-технологические мощности не только обеспечивают потребности предприятия, но и позволяют "Вьетсовпетро" оказывать сервисные услуги иностранным компаниям, работающим во Вьетнаме.

В рамках Совместного предприятия действует научно-исследовательский институт, оснащенный новейшей исследовательской аппаратурой и техникой, в котором работает 83 кандидата и доктора наук. За прошедшие годы ими накоплен огромный опыт разведки и добычи нефти на вьетнамском шельфе, включая уникальное открытие и разработку месторождения "Белый Тигр", содержащего значительные запасы нефти в залежах пород фундамента.

СП "Вьетсовпетро" найдены успешные пионерные решения ряда сложных научно-технических и технологических вопросов освоения этого месторождения. К их решению было привлечено более 30 ведущих научно-исследовательских организаций России, таких как: МНТК "Нефтеотдача", ВНИИнефть, ВНИИгаз, ВНИПИморнефтегаз, ВНИПИнефть, ВНИИБТ, ВНИИ СПТ, ВНИПИшельф, Гипровостокнефть, ЦГЭ, ВНИГНИ, ИГиРГИ, ВНИПИвзрывгеофизика и др.

В нынешних условиях участие в СП "Вьетсовпетро" государственных предприятий от России и Вьетнама позволяет обеспечивать высокую экономическую и политическую эффективность этого проекта. Благодаря позиции учета взаимных интересов, уважению партнеров друг к другу, гибкому подходу к решению производственных вопросов "Зарубежнефть" и ГКНГ "Петровьетнам" смогли реализовать задачу неуклонного динамичного развития СП.

Расширение зоны деятельности СП «Вьетсовпетро», умножение его ресурсной базы является на сегодняшний день одной из важнейших задач.

СП «Вьетсовпетро» осуществляет сервисные работы:

· осуществление полного комплекса строительных работ от этапа проектирования до строительства платформ типа БК (блок-кондуктор);

· проведение всех работ, связанных с монтажом, пуско-наладкой и вводом в эксплуатацию верхних строений платформ и трубопроводов;

· эксплуатация технологического комплекса собственной рабочей силой, проведение периодических проверок и техобслуживания оборудования;

· обследование скважин и работы по интенсификации добычи нефти и газа, освоение скважин, работы канатной техникой, проведение геофизики на скважинах;

· предоставление складов и площадок, поставка материалов и запасных частей;

· береговой сервис;

· услуги по обеспечению производства на морском объекте (сервис ТБС, сервис спасательного комплекса и т.д.).

Сегодня СП «Вьетсовпетро» не только продолжает сохранять устойчивые позиции по нефтедобыче, но и при этом расширяет зону деятельности и наращивает запасы углеводородов.

CП ведет геолого-разведочные работы на блоке 04-3, которые подтвердили нефтегазоносность блока. Cовместная работа по блоку 04-3, начатая в 2001 году, закончилась объявлением коммерческого открытия по этому блоку. В июле 2009 года ОАО «Зарубежнефть» и КНГ «Петровьетнам» подписали нефтегазовый контракт по блоку 04-3, где оператором выступает СП «Вьетсовпетро». Ресурсы блока оцениваются в 161,5 млн тонн условного топлива.

СП «Вьетсовпетро» выиграло тендер на новый блок 04-1 на шельфе Вьетнама. Соглашение о разделе продукции между КНГ «Петровьетнам» и СП «Вьетсовпетро» по этому блоку подписано летом 2009 года.

Важным событием 2009 года стало получение при бурении запланированной 19-й скважины месторождения «Белый тигр» фонтана нефти с большим давлением. Это позволяет говорить об открытии новой залежи.

СП «Вьетсовпетро» также участвует в реализации проектов в Тунисе (40% долевое участие) и в Мьянме (также 40% долевое участие). Ведутся поиски и других проектов, как в самом Вьетнаме, так и далеко за его пределами.

1.2 Месторождение “Дракон” и “Белый Тигр”

Месторождение «Дракон» обнаружено в 1984 году и разрабатывается СП «Вьетсовпетро» .Промышленная нефть впервые получена в 1994 году. В это время добыча составляла примерно 1 млн. тон. в год.

В настоящее время в районе месторождения имеется 03 стационнарных эксплуатационых платформы (РП-1,РП-2,РП-3) и БК:RC1,RC2,RC3,RC4,RC5, RC-DM введенные в эксплуатацию. Между месторождениями «Белый Тигр» и « Дракон» имеются трубопроводы для транспортировки нефти и газлифтного газа давлением 100-110 ат.

Газлифтный газ для месторождения «Дракон» направлялся с месторождения «БелыйТигр» через 8- дюймовой подводный трубопровод длиной 28,5 км.

Месторождение « Черепаха» находится на расстоянии 20 км южнее от месторождения «Дракон». Месторождение « Черепаха» обнаружено в 1999 году совместной компанией Вьетнам-Россия -Япония. Первая нефть получена в 2009 году. На месторождении « Черепаха» имеется 01 БК соединённый с эксплуатационной платформой месторождения«Дракон».

Месторождение «Белый Тигр» расположено на южном шельфе СР Вьетнама с глубиной моря 70-120м,в блоке 09-1 в 120 км к юго-востоку от города-порта Вунг Тау, основной производственно-технической и снабженческой базы СП«Вьетсовпетро».

Месторождение «Белый Тигр» открыто в феврале 1975 году компанией Mobil. Промышленная добыча началось в 1986 году. Начальные запасы нефти составляет 191.1 млн. тонн. Добыча нефти в месторождении «Белый Тигр» составила в 2008 году 6.2 млн тонн.

Здесь выявлено найболее крупное из всех известных в мире скоплений нефти в породах кристаллического фундамента.Массивная залежь связана с горстообразным гранитным выступном размеров 22х6 км, разбитым разломами на несколько блоков. Поверхность центрального, наиболее приподнятого блока прослеживается на глубине около 3000 м. Фундамент вскрыт 80 скважинами, причем одной из них он разбурен на 1677 м,в отложениях кайнозоя на месторождении Белый Тигр и ряде других площадей Южно-Вьетнамского шельфа также выявлены небольшие нефтяные залежи.

Несомненно, что промышленные извлекаемые запасы месторождения превышают 100 млн т. Резкая изменчивость коллекторских свойств пород определяет значительные колебания дебитов скважин от 0 до 1500-2000 м3/сут. 

2. Центральная компрессорная платформа на месторождений “Белый Тигр”

2.1 Месторасположение и назначение объекта

Центральная компрессорная станция установлена на отдельной платформе соединённой с Райзер-блоком и платформами ЦТП-2, ППД коммуникациями, переходными мостками и предназначена для утилизации попутного нефтяного газа месторождения “Белый Тигр” и других месторождений.

На платформе смонтировано пять компрессорных линий высокого давления (HP compressors), один компрессор низкого давления (LP compressor) и имеются все вспомогательные системы автономного жизнеобеспечения.

Попутный нефтяной газ после предварительной сепарации на добывающих платформах (I ступень сепарации - газ высокого давления, II-ступень сепарации - газ низкого давления) поступает на вход КС, компримируется, проходит до¬полнительную обработку и распределяется потребителям:

1. Береговые электростанции, завод LPG, завод удобрения Фуми и другие потребители.

2. Система газлифтной добычи нефти.

3. Топливный газ для платформ ЦТП-2, ППД и на собственные нужды.

Проектом предусмотрено две очереди развития ЦКП:

I-я очередь - установка пяти агрегатов (4 рабочих, 1 резервный) для компри¬мирования газа в объёме 6,48 млн.кубических метров в сутки (1,62 млн.кубических метров в сутки на одну линию с выходным давлением 125 Бар).

II-я очередь - установка семи агрегатов (5 рабочих) для компримирования газа в объёме 8,1 млн. кубических метров в сутки.

В настоящее время в эксплуатации находится оборудование I-ой очереди. Все вспомогательные системы спроектированы и установлены с учётом внедрения II-ой очереди проекта.

2.2 Состав ЦКП

На шести палубах (охладительной (cooler deсk), верхний уровень главной палубы (main deсk upper level), главной (main deсk), промежуточной (mezzanine deсk), средней (middle deсk) и нижней (cellar deсk)) платформы установлено следующее основное и вспомогательное оборудование:

Ш 5 компрессорных линий высокого давления (HP compressor) с газотурбинным приводом, включающие в себя: компрессорный агрегат, входной, межступенчатый, концевой сепараторы (скрубберы), охладители газа I-ой и II-ой ступени, охладитель масла;

Ш один компрессор низкого давления (LP compressor) с приёмным сепаратором и межступенчатым охладителем газа. В качестве межступенчатого сепаратора используется стриппер-колонна (Condensate Stripper);

Ш бустер-компрессор с электроприводом для создания давления в системе топливного газа и газа уплотнения при первоначальном (“чёрном”) запуске платформы;

Ш системы обезвоживания (дегидратации) газа, включающие в себя два контактора газ-гликоль и два блока регенерации триэтиленгликоля;

Ш трёхфазных сепаратора на входе станции для раздела фаз газ-вода-конденсат;

Ш хозрасчётные узлы замера газа: “Вход ЦКП”, “Выход ЦКП на берег”, “Выход ЦКП на газлифт”, “Топливный газ на ППД (Поддержание пластового давления)” и конденсата: “Белый конденсат в газопровод на берег”, “Чёрный конденсат на ЦТП-2(центральная технологическая платформа) ”. Для проверки и калибровки узлов учёта конденсата смонтирован “Прувер-поверитель” и газовый хроматограф;

Ш система сбора и откачки “Чёрного конденсата”, включающая Condensate Stripper I-Т-231 и насосы 1-Р-233-А/В;

Ш система сбора и откачки “Белого конденсата”, включающая Condensate Accumulator I-V-232, Condensate Holdup Vessel I-V-234, Condensate Coalescer I-V-231 и насосы 1-Р-231А/В/C;

Ш факельная система, включающая сепараторы низкого (I-V-362) и высокого (I-V-361) давления, факельный ствол. Трубопроводы факельной системы подразделяются на “факел низкого давления”, “факел высокого давления”, “низкотемпературный факел”, имеется автоматический блок розжига факела; жидкость (конденсат) скопленная в 1-V-361 сбрасывается в I-V-362 , откуда насосами 1-Р-361АВ откачивается на ЦТП-2 ( в общую линию чёрного конденсата);

Ш оборудование по обработке попутной воды, состоящее из устройства дегазирования попутной воды Produced Water Degasser 1-V-451, сепаратора с наклонной плитой(TPS) 1-V-453. Вода перед сбросом в море проходит через кессон 1-V-454, отсепарированные нефть и нефтепродукты откачиваются на ЦТП-2 насосами 1-Р-452А/В, 1-Р-453;

Ш система топливного газа, состоящая из бустер-компрессора 1-К-501 с приёмным сепаратором 1-V-501 и концевым охладителем, сепаратора топливного газа I-V-342, газовых фильтров I-F-342А/В, нагревателя 1-E-342;

Ш система хранения и подачи химреагентов (метанола, ингибитора, ТЭГ, антивспенивателя) с площадкой для хранения химреагентов в бочкотаре,

Ш включающая в себя емкости для хранения реагентов, дозировочные и раздаточные насосы;

Ш 3 турбинных электрогенератора, аварийный дизель-генератор;

Ш распределительный щит высокого и низкого напряжения, аккумуляторные батареи;

Ш система хранения необработанного дизтоплива с резервуаром в пьедестале одного из палубных кранов. Для приёма дизтоплива с судов-снабженцев используется общая система приёма для ЦКП, Райзер-платформы и ЦТП-2. Имеется система очистки и хранения кондиционного дизтоплива;

Ш хлоринатор для подачи хлора в кессон насосов забора технической и пожарной воды с целью предотвращения обрастания в системе;

Ш система снабжения технической водой состоит из 2 вспомогательных насосов для забора морской воды и сети её распределения. Насосы для перекачки морской воды используются для удовлетворения постов снабжения технической водой, хлоринатора, установки по обработке сточных вод, сануборки, для поддержания давления в коллекторах пожарной воды;

Ш система сжатого воздуха для технических нужд и КИП, состоящая из воздушных компрессоов, рессиверов воздуха, блока осушки воздуха КИП. Система воздуха КИП общая для ЦКП и Райзер-блока, имеется сообщение с ЦТП-2, ППД;

Ш система вентиляции, кондиционирования воздуха(HVAC) для диспетчерской, ГРЩ, рабочих кабинетов, камбуза, радиорубки, зала заседаний и мастерской. Помещения аккумуляторной, трансформаторной, турбинных электрогенераторов, аварийного дизель-генератора оборудованы вентиляционной системой;

Ш спасательное оборудование, включая аварийно-спасательные шлюпки, плоты, круги;

Ш крана, установленных на северо-западном и юго-восточном углах платформы, предназначенных для подъёма грузов с судов-снабженцев и внутренних работ. Подвесные цепные и электрические тали;

Ш центральная диспетчерская, радиорубка, рабочие кабинеты, камбуз и столовая расположены в блок-модуле c воздушным кондиционированием и герметическим контролем;

Ш система газопожарной и газовой сигнализации состоит из датчиков дыма, температуры, инфракрасных газовых, пожарных сигнализаторов, датчиков открытого луча, стационарных газовых датчиков, устройств управления и сигнализации, панелей управления;

Ш система тушения пожара состоит из систем двуокиси углерода (СО2), сухого химиката, пены, орошения, распыления. Снабжение пожарной водой осуществляется от двух насосов с дизельным приводом, которые забирают воду непосредственно из моря. Система пожарной воды ЦКП соединена с аналогичными системами ЦТП-2, ППД;

Ш кессон для обработки ливневых и промышленных (технических) стоков, расположенный на уровне опорных блоков;

Ш потребность в инертном газе на ЦКП удовлетворяется с помощью установки выработки инертного газа-азота, используемого для продувочной очистки оборудования и изоляции источников пожара от воздуха;

Ш пресная вода для нужд ЦКП поступает с Райзер-блока от ППД-40000 и ЦТП-2, имеется автономная система сбора скондиционированной воды;

ЦКП соединена с существующими платформами:

30"-дюймовый трубопровод газа высокого давления от РБ;

16"-дюймовый трубопровод газа низкого давления от РБ;

12"-дюймовый газлифтный трубопровод(2 нитки);

16"-дюймовый трубопровод для подачи газа на РБ (береговая линия);

3"-дюймовый трубопровод для подачи “чёрного” конденсата на РБ;

4" -дюймовый трубопровод для подачи “белого” конденсата на РБ;

8"-дюймовый трубопровод для подачи пожарной воды на/с РБ;

8"-дюймовый трубопровод газа промежуточной рециркуляции на/с РБ;

6"-дюймовый трубопровод для подачи топливного газа на РБ;

4"-дюймовый трубопровод для подачи дизтоплива на/с РБ;

2"-дюймовый трубопровод для подачи ингибитора коррозии на/с РБ;

2"-дюймовый трубопровод для подачи пресной воды с РБ;

3/4"-дюймовый трубопровод для подачи питьевой воды с РБ;

2"-дюймовый трубопровод для подачи воздуха КИП на/с РБ;

2"-дюймовый трубопровод для подачи нефтепродукта с кесона 1-V-454 на ЦТП-2;

2"-дюймовый трубопровод для подачи инертного газа на РБ;

2.3 Система электроснабжения ЦКП

Система электроснабжения ЦКП предназначена для устойчивого и надежного обеспечения электроэнергией потребителей технологического комплекса, а также других потребителей платформы, предназначенных для ее нормального функционирования и жизнедеятельности - систем безопасности, автоматики, контроля, управления, связи, освещения, вентиляции, кондиционирования, навигации и т.д.

Система электроснабжения представляет собой полностью автономную, постоянно действующую электросистему, способную обеспечить функционирование платформы, как в нормальном, так и в аварийном режимах ее работы. Однако в режимах пуско-наладки, первоначального запуска платформы или ее перезапуска из-за аварии на собственном источнике электроэнергии предусмотрена возможность электроснабжения наиболее ответственных потребителей ЦКП от энергосистемы платформы ППД-40000.

Собственно система электроснабжения ЦКП состоит из основных и аварийного источников электроэнергии, систем распределения электроэнергии в сетях напряжением 6.3 kV и 0.4 kV, системы бесперебойного питания, систем постоянного тока, а также различных систем автоматики, контроля, управления и защиты.

2.4 Нормальная эксплуатация платформ

При нормальной эксплуатации ЦКП основная масса технологических параметров работы оборудования передаётся в Control Room на системы управления станции, где обрабатывается с выдачей показаний на дисплеи, автоматически происходит их регулирование, подаются предупредительные и аварийные сигналы на остановку отдельного вида оборудования и платформы в целом. Обслуживающий персонал при эксплуатации станции обязан следить за показаниями и работоспособностью всего оборудования, приборов КИПиА, систем управления как в Control Room так и по месту их расположения, своевременно принимать меры по устранению возникших неполадок, при невозможности их устранения собственными силами немедленно ставить в известность руководство платформы.

При нормальной эксплуатации газ высокого давления, пройдя приёмные сепараторы I-V-211А/В, поступает на всас НР компрессоров для дальнейшей очистки и компримирования. “Чёрный” конденсат из I-V-211А/В поступает через регулятор уровня.

LV-0101/02 в верхнюю часть Condensate Stripper 1-Т-231, где после массообменного процесса с встречным потоком газа выкида I-ой сту¬пени LP компрессора освобождается от лёгких компонентов и скапливается в кубовой части колонны, откуда по уровню автоматически насосами 1-Р-233А/В через замерный узел 1-РК-264 откачивается на ЦТП-2. Избыток конденсата из I-V-211А/В через регулятор уровня LV-0106/07 подаётся, минуя замерной узел, на ЦТП-2. Вода из кубовой части I-V-211А/В через регулятор уровня LV-0103/04 сбрасывается в дегазатор 1-V-451 для дальнейшей обработки в системе подготовки продуктовой воды и откачки на ЦТП-2. Необходимо ежесменно вручную дренировать замерный узел входящего газа 1-РК-266 во избежание накопления в нём жидкости и искажения показаний расходомера.

Каждая компрессорная линия имеет приёмный, промежуточный и концевой (выходной) скруббер, аппараты воздушного охлаждения масла, газа I-ой и II-ой ступени сжатия. На всех скрубберах установлены регуляторы для поддержания уровня в аппаратах в пределах технологических норм. Сброс жидкости осуществляется:

- из приёмных сепараторов 1-V-251А-Е - в скруббер факела высокого давления 1-V-361;

- из промежуточных сепараторов 1-V-252А-Е - в Condensate Aссumulator

1-V-232;

- из выходных сепараторов 1-V-253А-Е - в дегазатор воды 1-V-451.

При нормальной эксплуатации системы сбора и откачки “белого” конденсата оператор, во время периодических обходов, обязан контролировать давление на нагнетании насоса и в самом контуре, температуру масла насоса, наличие уровней масла и затворной жидкости, рабочие параметры технологического оборудования, герметичность системы.

Работа компрессорного оборудования контролируется системой управления Turbotronic Microprocessor. Система управления контролирует скорость компрессора (число оборотов); температуру, давление масла, технологического, топливного, уплотнительного газа, воздуха наддува турбины; уровня масла в баках и технологической жидкости в аппаратах, вибрацию, осевое смещение, напряжение DC.

Каждый компрессор имеет два независимых антипомпажных контура UIC-0301А-Е для 1-ой ступени и UIC-0401А-Е для II-ой ступени.

Для предотвращения коррозии оборудования и трубопроводов перед воздушными охладителями газа на каждой компрессорной линии подаётся ингибитор, а перед антипомпажными клапанами FV-0301А-Е, FV-0401А-Е с целью недопущения гидратообразования - метанол.

Скорость газовой турбины контролируется общестанционной панелью управления, являющейся общей для всех пяти линий. Входными данными для станции управления являются давление всаса и нагнетания поотдельности (РТ-0207 и РТ-0501 соответственно). Управляющий сигнал от станции подаётся на отдельную турбину через селектор,который используется для выбора способа управления турбиной:

- управление от станционной системы;

- управление от индивидуального модуля PIC.

В первом случае все газотурбины будут работать с одной скоростью.

Во втором - скорость каждой турбины контролируется другим селекторным датчиком LSS-0303А-Е, который получает сигналы от контроллёра приёмного давления 1-ой ступени PIC-0304А-Е и контроллёра II-ой ступени PIC-0410А-Е.

При нормальной работе блока осушки газа и регенерации ТЭГ обслуживающий персонал должен следить за работой насосов циркуляции гликоля, температур¬ным режимом регенерации и осушки, уровнями ТЭГ в блоке регенерации и контакторах, точкой росы осушаемого газа. При увеличении потерь (уноса) ТЭГ, отклонениях технологических параметров, повышении точки росы газа необходимо в срочном порядке принять меры, описанные в разделе “Возможные неполадки...”

В зависимости от производительности платформы по газу в работе могут находиться одна или две схемы регенерации ТЭГ и осушки газа. Имеется воз-можность эксплуатации регенерации ТЭГ и осушки газа по схеме:

- один блок регенерации - два контактора;

- два блока регенерации - два контактора (параллельно);

При нормальной эксплуатации системы сбора и откачки “белого” конденсата оператор, во время периодических обходов, обязан контролировать давление на нагнетании насоса и в самом контуре, температуру масла насоса, наличие уровней масла и затворной жидкости, рабочие параметры технологического оборудования, герметичность системы.



3. Компрессорная платформа на месторождений “Дракон”

3.1 Месторасположение месторождения “Дракон”

Компрессорная платформа «Дракон» КПД предназначена для утилизации попутного нефтяного газа месторождения “ Дракон ”. КПД соединена с платформой РП-3 переходным мостом длиной 60м. РП-3 обеспечивает КПД технической, пожарной водой местами для проживания и питанием работников.

КПД находится в Бассейне Кыу Лонг, на расстоянии 120 км. от берега г.Вунг-Тау, Вьетнам, глубина моря - 56 м.

Газ с месторождений «Дракон» и « Черепаха» поступает на вход КПД через общий коллектор на РП-3 и 14- дюймовой трубопровод и затем во входной сепаратор . Основное и вспомогательное оборудование КПД спроектированы для максимального потока входного газа 0.96 млн.м3 в сутки и нормального потока входного газа 0.90 млн.м3 в сутки.

На КПД смонтировано 02 компрессорные линии высокого давления,блок подготовки топливого газа,турбогенератор обеспечивающий электроэнергией КПД с возможностью обеспечения РП-3, другое вспомогательное оборудование.

Блок модуль компрессоров спроектирован, изготовлен и смонтирован подрядчиком GPS (глобальная система позиционирования),Сингапур в Батам, Индонезия.

Подводный трубопровод, верхняя конструкция, жилблок и мост изготовлены СП « Вьетсовпетро».

Монтажные работы на море и пуско- наладочные работы выполнены силами СП « Вьетсовпетро».

3.2 Состав КПД

На 04 палубах КПД (Нижней, главной, верхней,охладительной платформы) смонтировано следующее основное и вспомогательное оборудование:

- Двухфазный сепаратор Slug Catcher V-101 на входе КПД для отделения 2 фаз : газ и жидкость;

- 02 НР компрессорные линии с входной суммарной проектной производительностью 0,9 млн. М3 в сутки при давлении 500 Кпа. Каждая КЛ имеет производительность 0,45 млн. М3 в сутки и давление нагнетания 10900 Кпа. Выходной газ используется для газлифта. Применяется 2 ступенчатый центробежный компрессор с приводом газовой турбины Solar Centaur 50.

- Система подготовки топливного газа состоит из фильтров топливного газа 05-F-501A/B и нагревателя топливного газа 05-Е-501.

- Турбогенератор для снабжения электроэнергией для КПД;

- Расходомер газа установленный на выходе КПД;

- Распределительное устройство высокого напряжения, низкого напряжения и батареи аварийного питания;

- Система сбора конденсата: конденсат собирается и подается на РП-3;

- Система технического и воздуха КИП, состоит из воздушного компрессора, воздушного ресивера, блока осушки воздуха. Эта система так же обеспечивает воздухом систему инертного газа для потребления на КПД;

- Система вентиляции и кондиционирования воздуха для центральной диспечерской, помещения ГРЩ, рабочих помещений. В помещениях аккумуляторных, трансформаторов, турбогенераторов, смонтированы вентиляторы;

- Спасательные средства: спасательная шлюпка, плоты, круги;

- Палубный кран для произвоства погрузочно-разгрузочных работ с судами, и на КПД. Кроме того, на КПД имеются цепные и электрические тали;

- Система обнаружения газа и пожара;

- система пожаротушения;

- Кессон для обработки сточных и продуктовых вод;

- Пресная вода поставляется от РП-3;

КПД соединена с РП-3 следующими трубопроводами:

- Газопровод 12 " для сброса газа высокого давления на факел;

- Газопровод 8 " для сброса газа низкого давления на факел;

- Газопровод 14 " для входного газа в Slug Catcher V-101;

- Трубопровод 4 " подачи конденсата на РП-3;

- 2 трубопровода 8 " пожарной воды с РП-3;

- Трубопровод 2 " пресной воды с РП-3;

- Трубопровод 2 " киповского воздуха с/на РП-3.

3.3 Система электроснабжения КПД

Система электроснабжения КПД состоит из турбогенератора, систем распределения электроэнергии, источников бесперебойного питания, систем постоянного тока, а также различных систем автоматики, контроля, управления и защиты. Система электроснабжения КПД соединяется с РП-3 кабелями напряжением 6.3 и 0,4 кВ по переходному мосту. Дизельный аварийный генератор, находящийся на РП-3, обеспечивает аварийное электропитание напряжением 0,4 кВ важных нагрузок КПД в случае выхода из строя основных источников.

Проектирование системы электроснабжения КПД основано на следующих требованиях:

- Турбогенератор генератор КПД обеспечивает электроэнергией собственные нужды КПД и нужды РП-3.

- При пуске КПД в работу или неисправности собственного турбогенератора, потребители КПД получают энергию от РП-3.

Система электроснабжения КПД предназначена для устойчивого и надеж-ного обеспечения электроэнергией потребителей технологического комплекса, а также других потребителей платформы, предназначенных для ее нормального функционирования и жизнедеятельности - систем безопасности, автоматики, контроля, управления, связи, освещения, вентиляции, кондиционирования, навигации и т.д.

Система электроснабжения представляет собой полностью автономную, постоянно действующую электросистему, способную обеспечить функционирование платформы как в нормальном, так и в аварийном режиме ее работы. Однако, в режимах пуско-наладки, первоначального запуска платформы или ее перезапуска в результате аварии на собственном источнике электроэнергии, предусмотрена возможность ее электроснабжения от энергосистемы платформы РП-3 по линии 6,3 кВ.

3.4 Нормальная эксплуатация КПД

При нормальной эксплуатации КПД основная масса технологических параметров работы оборудования передаётся в контрольной комнате на системы управления станции, где они обрабатываются, с выдачей показаний на дисплеи где автоматически происходит их регулирование, подаются предупредительные и аварийные сигналы на остановку отдельного вида оборудования и платформы в целом. Обслуживающий персонал, при эксплуатации станции, обязан следить за показаниями и работоспособностью всего оборудования, приборов КИПиА, систем управления как в контрольной комнате, так и по месту их расположения, своевременно принимать меры по устранению возникших неполадок, при невозможности их устранения собственными силами, немедленно ставить в известность руководство платформы.

При нормальной эксплуатации, газ высокого давления, пройдя приёмный сепаратор V-101, поступает на всас НР компрессоров для дальнейшей очистки и компримирования. Конденсат из V-101, поступает через XV-0102 и регулятор уровня LV-0101 в систему коллектора конденсата и далее на РП-3.

Каждая компрессорная линия имеет приёмный, промежуточный и концевой (выходной) скруббер, аппараты воздушного охлаждения масла, газа I-ой и II-ой ступени сжатия. На всех скрубберах установлены регуляторы для поддержания уровня в аппаратах в пределах технологических норм. Сброс жидкости осуществляется:

- из приёмных скрубберов 05-V-201А/В - через регулятор уровня LСV-0301А/В в коллектор конденсата;

- из промежуточных скрубберов 05-V-202А/В - через регулятор уровня LСV-0401А/В в коллектор конденсата;

- из выходных скрубберов 05-V-203А/В - через регулятор уровня LСV-0402А/В в коллектор конденсата;

Работа компрессорного оборудования контролируется системой управления Turbotronic Microprocessor. Система управления контролирует скорость компрессора (число оборотов); температуру, давление масла, технологического, топливного, уплотнительного газа, воздуха наддува турбины; уровня масла в баках и технологической жидкости в аппаратах, вибрацию, осевое смещение, напряжение DC.

Каждый компрессор имеет два независимых антипомпажных контура для 1-ой ступени и для II-ой ступени.

Скорость газовой турбины контролируется общестанционной панелью управления, являющейся общей для двух линий. Входными данными для станции управления являются давление всаса и нагнетания по отдельности (РТ-0107 и РТ-0605 соответственно). Управляющий сигнал от станции подаётся на отдельную турбину через селектор, который используется для выбора способа управления турбиной.



4. Сборная система

Попутные газ из месторождения «Белый Тигр» после предварительной сепарации на МСП (морская стационная платформа),с осушенными газами из месторождениях «Ранг Донг - Фыонг Донг, Золотой Лев, Черный Лев, Золотой Тунец, Белый Носорог» по трубопроводам «Ранг Донг-Белый Тигр» транспортируются на центральную компрессорную платформу (ЦКП) при давлений 10 бар.

Здесь газы обрабатываются и нагнетаются до 110 бар, часть используется для газлифта,остальной по трубопроводам «Белый Тигр- Динг Ко» на берег.

Попутные газа месторождения «Дракон» собирается и подаётся в КПД(компрессорная платформа дракон) для подачи газа для газлифта на месторождении «Дракон».

Газовый трубопровод «Золотой Лев - Ранг Донг» 16" 43.5 км

Газовый трубопровод «РангДонг - Белый Тигр» 16" 46.5 км

Газовый трубопровод «Белый Носорог - Белый Тигр» 25.4 км

Трубопровод «Белый Тигр - Динг Ко» 16" 107 км

Нефтегазовый трубопровод «Золотой Тунец - Белый Тигр» 25 км

Идушии газ на берег входит на завод переработки газа Динг Ко,где конденсат и бупро отделяются и ндут на продаж.Сухой газ транспортируется на электрическую станцию «Бариа-Фуми».

Список использованной литературы

1. Технологический рекламент компрессорной платформы (КПД) на месторождении «Дракон», 2010г.

2. Технологический рекламент центральной компрессорной платформы и райзерного блока (ЦКП & РБ) на месторождении «Белый тигр», 2008г.

3. Технологический рекламент малой компрессорной станцтии (МКС) на месторождении «Белый тигр», 2008г.



Приложение

Дневник практики

дата	Изучены вопросы,ознакомлен с оъбектами (система,узел, установка и т.д.) назначение, принцип действия
23.7.2015	Прибытие в отдел кадров СП «Вьетсовпетро». Распределение по отделом.
24.7.2015	Первичный инструктаж по поражной безопасности и по технике безопасности.
27.7.2015 3.8.2015	Изучение работы с документами,включающая в себе: технологический рекламент компрессорной платформы (КПД) на месторождении «Дракон»,технологический рекламент центральной компрессорной платформы и райзерного блока (ЦКП & РБ) на месторождении «Белый тигр»,технологический рекламент малой компрессорной станцтии (МКС) на месторождении «Белый тигр».
4.8.2015 6.8.2015	Оформление отчёта,работа с литературой.
7.8.2015	Сдача отчёта.

Размещено на Allbest.ru

...