На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


отчет по практике Отчет по преддипломной практике "БИТОиКО" Сургутнефтегаз

Информация:

Тип работы: отчет по практике. Добавлен: 14.12.2012. Сдан: 2012. Страниц: 46. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Введение 

       Нефтедобывающее предприятие представляет собой  сложный комплекс технологических  объектов, осуществляющих добычу, транспортировку, первичную подготовку, хранение и  внешнюю перекачку нефти и  газа.
       Отличительными  особенностями нефтедобывающего предприятия  являются:
    большая рассредоточенность объектов на площадях, достигающих тысяч и десятков тысяч гектаров;
    непрерывность технологических процессов;
    однотипность технологических  процессов на объектах (скважины, групповые установки, сепараторы и т.д.);
    связь всех технологических  объектов через единый пласт, на который проведены все эксплуатационные и нагнетательные скважины, через поток продукции (нефть, газ) и через энергетические потоки (пар, газ, вода);
    непостоянство объема добычи нефти на месторождении.
       Некоторые из отмеченных особенностей способствуют ускорению развития автоматизации  нефтедобывающих предприятий. Так, непрерывность и однотипность технологических  процессов, связь их через единый продукт и энергетические потоки позволяют решать задачи автоматического  управления, используя существующие методы теории автоматического управления.
       Рассредоточенность технологических объектов на больших площадях приводит к необходимости и экономической целесообразности разработки и внедрения телемеханических систем и организационных структур дистанционного контроля и управления технологическими объектами и процессами.
 

1. Общие сведения о предприятии 

       
      ОАО «Сургутнефтегаз»
       Трудно  переоценить значение нефтяной отрасли  для экономики нашего края всей России. Именно первые нефтяные фонтаны на Тюменском Севере ознаменовали наступление новой эпохи в развитии страны. Такие колоссальные преобразования под силу только одержимым, сильным духом людям, достойным продолжателям лучших традиций нашего народа.
       Сегодняшний день Сургутнефтегаза — это развитость его структуры, масштаб и объемы работ, гордость с опорой на сделанное и серьезные планы на будущее.
       ОАО «Сургутнефтегаз» является лидером отрасли по объемам поисково- разведочных работ, эксплуатационного бурения, по вводу в эксплуатацию новых скважин, занимает первое место среди нефтяных компаний России го объемам производства и переработки газа.
       Традиции  высокого качества работы сочетаются с современными подходами к решению  новых технологических задач. Например, технологии гидроразрыва пласта и зарезки боковых стволов, поставленные на поток, позволяют на старых месторождениях ощутимо повышать коэффициент нефтеотдачи и обеспечивать стабильную нефтедобычу. Западно-Сургутское, Быстринское, Лянторское, Савуйское, Солкинское — эти месторождения выработаны почти на 80 процентов, но за счет новых технологий мы даем им вторую жизнь.
       С точки зрения эффективности, роста  показателей, наукоемкости производства — такой компании, как Сургутнефтегаз, сегодня больше нет в отрасли. Очень большой рывок сделан по освоению новых крупных месторождений — прежде всего, Рогожниковского, Талаканского. Строительство и эксплуатация газотурбинных электростанций позволяют говорить о собственной «малой энергетике», что тоже уникально для нефтяной компании.
       Залогом успехов всегда был, есть и будет  уникальный коллектив, способный к непрерывному развитию, отличающийся трудовым долголетием, взрастивший не один десяток нефтяных семейных династий. Многие работники Сургутнефтегаза могут с гордостью сказать, что они прошли все этапы становления и укрепления родного предприятия. Жизнь не раз преподносила самые сложные испытания. Но в любые времена и при любых обстоятельствах главными ценностями всегда оставались рабочая честь, верность профессии и огромная ответственность за судьбу Сургутнефтегаза.
       Усилиями нефтяников, работавших в предыдущие десятилетия, заложены основы для создания Сургутнефтегаза как мощной компании, олицетворяющей силу и могущество самой России. Людям, связавшим свою жизнь с добычей «черного золота» Земли, не единожды приходилось переживать непростые времена, и каждый знает истинную цену сибирской нефти. Но людей сибирской закалки и трудовой судьбы трудность пути всегда только сплачивает, объединяет. Многое изменилось за десятилетия истории акционерного общества, не изменились только люди, их отношение к созидательному труду
       Сургутские нефтяники, именно они — богатство нашего края, сроднившиеся с ним, утвердившиеся на этой земле крепкой профессиональной хваткой. Вот почему молодые специалисты, принимая трудовую эстафету, должны гордиться тем, что живут и работают по традициям первых нефтяников, осваивая новые передовые технологии, стремясь быть лучшими в этом нелегком деле.
       Нефтедобыча всегда была и остается наукоемкой областью производства. При этом многие инженерно-технические решения, которые сегодня могут считаться нормами и правилами, рождались опытным путем — благодаря новаторству, смелости и энтузиазму первопроходцев — и впервые были воплощены в жизнь здесь, в Западной Сибири в 1960-1970-е годы.
       Проблемы  разработки месторождений на начальных  этапах были обусловлены, в первую очередь, природно-климатическими и геологическими особенностями района работ и требовали применения подходов и технологий нефтеизвлечения, в максимально возможной степени учитывающих эти особенности.
       Однако  освоение региона началось без их учета. В отсутствие собственных людских ресурсов и специалистов их место заняли приглашенные из других регионов Советского Союза, в первую очередь из Волго-Уральской провинции — Татарии, Башкирии, Куйбышевской области.
       Осваивать новые перспективные площади  приехали грамотные специалисты-нефтяники. В 1964г. группа специалистов из НПУ «Азнакаевскнефть» - А. А.Паклинов, В.А.Смыков, Л.Д.Чурилов, О.А.Московцев и многие другие имели за своими плечами богатый опыт.
       Позднее, когда в конце 1965 года был образован  Главтюменнефтегаз, который возглавил Виктор Иванович Муравленко, началась реструктуризация молодой нефтедобывающей отрасли Западной Сибири, и приток грамотных специалистов со всей страны еще более усилился. К первым энтузиастам присоединились П.Ф.Ельчанин, И.И.Шидловский, Г.Г.Голубев, В.Н.Пыриков, В.Ф.Ломакин, Р.В.Коробовкин, В.К.Драндусов, В.И.Казаков, А.А.Серов.
       Однако  уже с первых дней стало понятно, что имеются проблемы, которые без привлечения науки решить не получится.
       Технологии  разработки первых месторождений в  Западной Сибири были запроектированы  специалистами ВНИИнефть на основе имеющегося опыта освоения других нефтегазоносных провинций страны. Несостоятельность этого подхода к разработке месторождений Западной Сибири была выявлена при реализации первых же проектов.
       В частности, по Трехозерному месторождению коэффициент извлечения нефти (КИН) оказался ниже расчетного (0,35 вместо 0,5), а проектный уровень добычи в 1,5 млн. тонн продержался всего один год вместо четырех, предусмотренных проектом. По Усть-Балыкскому месторождению КИН составил 0,492 вместо 0,6.
       Появилась необходимость нового подхода к  проектированию и разработке месторождений, которые бы учитывали специфические условия региона. По результатам многочисленных методических и теоретических исследований, опыта проектирования и разработки месторождений такой подход был найден и реализован практически на всех месторождениях региона.
       В первую очередь — это внедрение  технологий замкнутого воздействия  на нефтяные пласты; адаптирующегося  заводнения водонефтегазовых залежей с тонкой по разрезу нефтяной оторочкой; комплексного воздействия на низкопроницаемые нефтесодержащие коллекторы, основанного на системном применении гидравлического разрыва пласта с образованием трещин в заданном направлении в сочетании с бурением боковых стволов.
       Разработка  месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» в соответствии с данной методологией является основой создания эффективных систем технологий нефтеизвлечения для всех классов трудноизвлекаемых запасов, способствует стабильной работе компании, позволяет уверенно наращивать добычу нефти и широко используется другими нефтедобывающими предприятиями, работающими в регионе.
       Инженерный  поиск стимулировала сама специфика  месторождений Сургутнефтегаза. Сложность строения и высокий газовый фактор на Федоровском, Лянторском месторождениях побуждали искать и внедрять в производство более прогрессивные методы добычи нефти и газа. В начале 80-х одним из таких способов стало внедрение газлифта. И хотя к 2000 году в связи с ростом обводненности продукции от этого способа в акционерном обществе отказались, он сыграл свою весомую роль в увеличении объемов добычи нефти, а также в становлении газовой составляющей деятельности Сургутнефтегаза.
       Нефть, безусловно, остается ключевым приоритетом, но и газ, и электроэнергия играют все более существенную роль в  нашей деятельности. Осуществляя  диверсификацию деятельности компании в газовый сектор и энергетику, решается целый ряд задач, связанных  со снижением затрат на приобретение электроэнергии, на обустройство месторождений и решением экологических проблем.
       ОАО «Сургутнефтегаз» фактически первым в России осваивает непростую практику объединения в рамках деятельности одной компании разведку и разработку месторождений, добычу нефти и газа, их глубокую переработку, маркетинг конечных продуктов на внешнем и внутреннем рынках, выработку собственной электроэнергии.
       Уже сейчас бывшая когда-то вспомогательной  и довольно второстепенной система сбора попутного нефтяного газа развивается как самостоятельный высокоприбыльный газовый бизнес.
       Если  в 1980 году в ОАО «Сургутнефтегаз» было добыто 130 млн. кубических метров газа, в 2005 году — уже более 14 млрд. кубических метров. Сегодня добыча газа в ОАО «Сургутнефтегаз» осуществляется на 50 разрабатываемых компанией месторождениях.
       Управление  по внутрипромысловому сбору и использованию нефтяного газа эксплуатирует одиннадцать газотранспортных компрессорных станций; более 2000 километров трубопроводов сбора и транспорта газа; четыре установки осушки газа; четыре автоматизированные газораспределительные станции, газораспределительный пункт для подачи газа на Сургут.
       Основным  потребителем газа компании являются Сургутские ГРЭС-1, ГРЭС-2. На эти электростанции ОАО «Сургутнефтегаз» поставляет ежегодно свыше 85 процентов объемов произведенного газа.
       При этом около 50 процентов добываемого  компанией газа перерабатывается на технологических мощностях Управления по переработке газа, часть используется для выработки электроэнергии на собственных газотурбинных станциях, кроме того, газ используется и на собственные нужды компании — обеспечение технологических процессов, обогрев помещений.
       2005 год, как этап развития малой  энергетики компании, стал знаковым: количество ГТЭС достигло семь, в сентябре они перешагнули отметку в 1 миллиард киловатт-часов выработки электроэнергии с начала года, а в феврале 2007 года объем выработанной электростанциями Сургутнефтегаза электроэнергии достиг 5 миллиардов киловатт-часов.
       В 2006 году введены в строй еще  шесть ГТЭС и две ГПЭС, продолжается строительство еще трех газотурбинных и одной газопоршневой станции.
       Уже сегодня объемы электроэнергии, производимой газотурбинными электростанциями, составляют около 25 процентов всей потребляемой Сургутнефтегазом электроэнергии. В настоящее время ОАО «Сургутнефтегаз» являемся самым крупным в регионе производителем электрической энергии среди нефтяных компаний.
       Программой  дальнейшего развития собственной  газоэнергетики предусматривается увеличение генерирующих мощностей для выработки на основе попутного газа около 3 млрд. киловатт часов в год. Все ГТЭС компании будут иметь суммарную номинальную мощность около 400 МВт.
       С начала 2002 года в составе компании начало действовать новое структурное  подразделение Управление по переработке  газа, созданное на базе приобретенных  активов Сургутского газоперерабатывающего завода.
       Проектная мощность завода составляла 4,2 млрд. кубических метров в год и предназначалась  для переработки газа, поступающего с месторождений ОАО «Сургутнефтегаз».
       В последующие годы ОАО «Сургутнефтегаз» провело ремонт технологического оборудования и реконструкцию объектов основного производства Управления по переработке газа, ввело в эксплуатацию установку по переработке газа №3, увеличило мощности газопереработки с проектных 4,2 млрд. до 7,2 млрд. куб. метров в год.
       Это позволит перерабатывать около 50 процентов  добываемого ОАО «Сургутнефтегаз» попутного нефтяного газа. Ежегодно УПГ сможет производить 6,6 млрд. кубических метров сухого газа; более 90 тыс. тонн пропан-бутановой смеси; около 114 тыс. тонн бензина газового стабильного и около 400 тыс. тонн ШФЛУ.
       Утилизация  попутного нефтяного газа в ОАО  «Сургутнефтегаз» повышается также за счет использования газа в качестве топлива для линий воздухоподогрева автомобилей и обогрева теплых стоянок для автотранспорта. Сегодня в компании действуют более 800 линий воздухоподогрева автомобилей, общая площадь теплых стоянок для автотранспорта составляет более 200 тысяч квадратных метров.
       Практически все котельные, обслуживающие производственные объекты ОАО «Сургутнефтегаз», вахтовые поселки переведены на газовое топливо.
       Значительная  часть производственных помещений - ангары, цеха ремонта техники и оборудования  - обогреваются за счет эксплуатации газовых инфракрасных излучателей (система лучистого обогрева). Использование тепловых излучателей для обогрева больших производственных помещений позволяет исключить строительство котельных, что дает существенное снижение затрат.
       Газ используется также на установках предварительного сброса воды (УПСВ). В настоящее время  на промыслах ОАО «Сургутнефтегаз» действуют семьдесят девять УПСВ, из них семьдесят — с использованием трехфазных сепараторов.
       Расход  газа на собственные нужды компании составляет около 1,8 млрд. кубических метров в год.
       ОАО «Сургутнефтегаз» ищет пути дальнейшего совершенствования использования своих газовых резервов. Наряду с продолжением строительства ГТЭС, увеличением уровня и мощностей переработки газа, происходит работа и по ряду других направлений.
       Времена инженерного поиска и новаторства  не прошли, не стали лишь достоянием истории. ОАО «Сургутнефтегаз» планомерно осуществляет технико-технологическое перевооружение производства.  Так, например, в 2005 году в компании было выполнено 264 мероприятия по освоению новых технологических процессов, новых видов производств и оборудования.
       Экономическая эффективность в этом направлении  выросла по сравнению с 2004 годом  почти на 60 процентов и составила  свыше 8 млрд. рублей
       В этой работе активное участие принимают  и молодые специалисты компании, а о результатах своей работы они ежегодно рассказывают на научно технических конференциях. В 2005 году рационализаторами компании внедрено 2298 рационализаторских предложений  с экономическим эффектом 540 млн. рублей.
       Сумма выплаченных авторских вознаграждений и премий за содействие внедрению  рационализаторских предложений ежегодно составляет несколько десятков миллионов  рублей.
       Результаты  интеллектуальной деятельности работников акционерного общества обеспечиваются охранными документами Роспатента, при этом также предусмотрено материальное вознаграждение.
       Только  за один 2005 год получено тридцать семь патентов и свидетельств, в том числе три патента на изобретения, четыре патента на полезные модели, двадцать шесть свидетельств об официальной регистрации программ для ЭВМ, четыре свидетельства об официальной регистрации баз данных.
       В рамках сотрудничества с ведущими разработчиками и производи тенями оборудования и технологий для нефтегазовой промышленности в 2006 году проведены испытания пятидесяти пяти образцов новой техники и  технологий, в том числе тех, что  применяются при исследовании и  эксплуатации скважин, зарезке боковых стволов, транспортировке нефти, транспортном обеспечении и других направлениях деятельности,
       В рамках реализации программы импортозамещения Сургутнефтегаз продолжил сотрудничество с отечественными производителями техники и оборудования. В результате замещения импорта по 734 позициям номенклатурного перечня достигнут экономический эффект 455,7 млн. рублей.
       Поле  деятельности для творческой молодежи огромное, все условия созданы, а  главное есть результат.
      Газовая стратегия Сургутнефтегаза
       Акционерное общество «Сургутнефтегаз» занимает ведущее место среди нефтяных компаний по объемам добычи газа. Годовая добыча попутного нефтяного газа в 2006 году достигла 14,6 миллиарда кубических метров. При ежегодном увеличении добычи углеводородного сырья утилизация попутного нефтяного газа в акционерном обществе составляет 95 процентов, что значительно превышает общероссийский показатель, а также аналогичные показатели других нефтяных компаний, работающих в Ханты-Мансийском автономном округе.
       Стратегическую  линию по эффективному использованию  газовых ресурсов ОАО «Сургутнефтегаз» обеспечивает созданное более 25 лет назад Управление по внутрипромысловому сбору и использованию нефтяного газа.
       Образованное  в 1980 году на базе газового участка  НГДУ «Сургутнефть» предприятие выполняло задачи по централизованному сбору, подготовке и транспорту попутного нефтяного газа и созданию единого технологического комплекса по обеспечению газом Сургутской газораспределительной станции, ГПЗ и ГРЭС.
       В 1982 году для осуществления прогрессивных  методов добычи нефти были введены  в эксплуатацию компрессорные станции  и сети газопроводов высокого давления. Более десяти лет метод добычи углеводородов газлифтным способом применялся на Фёдоровском, Лянторском месторождениях.
       В настоящее время утилизация попутного  нефтяного газа производится по следующим направлениям:
    подача газа в качестве топлива на Сургутские ГРЭС-1 и ГРЭС-2;
    подача газа для переработки на УПГ акционерного общества;
    обеспечение газоснабжения газотурбинных электростанций;
    поставка газа на нужды города Сургута, поселков.
       Начиная с 2001 года, коллектив управления выполняет  программу по переводу электроприводных компрессорных агрегатов на газотурбинный  привод. Эффект от внедрения современных технологий позволил сократить потребление мощности на 151 МВт.
       С увеличением границ обслуживания месторождений  возросли и поставленные перед управлением задачи. Если в начальный период сбор и транспортировка газа осуществлялись с пяти месторождений, то сегодня работа ведется на пятидесяти месторождениях. Разработка удаленных месторождений и наличие собственного попутного нефтяного газа открыло перед акционерным обществом «Сургутнефтегаз» перспективу энергообеспечения объектов добычи нефти и газа собственными силами, путем строительства газотурбинных электростанций.
       Это направление создало дополнительный способ утилизации попутного нефтяного газа, одновременно обеспечило значительную экономию финансовых затрат в условиях повышения тарифов на транспортировку газа и потребление электроэнергии, вырабатываемой предприятиями РАО «ЕЭС России».
       ОАО «Сургутнефтегаз» первым вступило на путь развития малой энергетики, первым на российском рынке в рамках единой нефтяной компании обеспечило полный производственный цикл добычи, переработки и сбыта газа. Началом создания автономной электроэнергетики послужил ввод в эксплуатацию в 2001 году газотурбинных электростанций мощностью 24 МВт на Конитлорском и мощностью 19,5 МВт — на Тянском месторождениях.
       В рамках реализации следующего этапа  развития управлением введено в  эксплуатацию еще пять газотурбинных электростанций обшей установленной мощностью 156 МВт, что позволило увеличить генерирующие мощности до 199,5 МВт.
       В 2006 году поочередно введены еще шесть  газотурбинных электростанций обшей мощностью 108 МВт на Конитлорском, Западно-Камынском, Мурьяунском и Юкъяунском месторождениях нефти и газа. С начала эксплуатации ПЭС выработано более 4,7 миллиарда КВт/ч электроэнергии, 125 627 Гкал. тепловой энергии.
       Установленные на ГТЭС мощности позволяют управлению ежесуточно утилизировать около двух миллионов кубических метров попутного нефтяного газа и вырабатывать более 6.8 миллиона КВт/ч электроэнергии в сутки.
       В 2007 году был запланирован ввод в эксплуатацию еще двух газотурбинных электростанций, что даст возможность обеспечить собственной электроэнергией Северо-Лабатьюганское, Тромъеганское, Западно-Чигоринское, Верхненадымское месторождения и нарастить генерирующие мощности до 379,5 МВт.
       С вводом в эксплуатацию в 2008-2009 годах  газотурбинных электростанций на Рогожниковском и Талаканском месторождениях был перейден рубеж общей установленной мощности в 500 МВт.
       Коллектив Управления по внутрипромыслововму сбору встречает с хорошими показателями. Сегодня это действительно многопрофильное, уникальное предприятие, эксплуатирующее современные компрессорные станции, сложную и обширную сеть газопроводов, новейшие газотурбинные электростанции.
       Это далеко не полный перечень объектов управления, позволяющий выполнять энергетическую программу Сургутнефтегаза, дающий возможность стабильного и перспективного развития предприятия. 
 

       
      Газовые перспективы
       Проблема  утилизации попутного нефтяного  газа перед нефтяниками стоит  давно. Общеизвестно, что использование  такого газа - задача непростая, что  называется, со множеством неизвестных. В целом по России уровень утилизации ценнейшего спутника нефти составляет немногим более 75 процентов, а в Ханты-Мансийском автономном округе - 82,5 процента.
       В свое время, на заре освоения Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, газ попросту сгорал в факелах. Летчики над нефтяным Приобьем летали без карт, безошибочно пролагая курс по горящим на месторождениях факелам. Сегодня около трети объемов добываемого акционерным обществом попутного газа перерабатывается на технологических мощностях Управления по переработке газа.
       В начале восьмидесятых в Среднеобье почти одновременно были построены пять газоперерабатывающих заводов-близнецов, один из них - в Сургутском районе, на берегу Оби.
       Предприятие ранее было широко известно в регионе  как Сургутский газоперерабатывающий завод.
       Строительство завода на базе импортного комплектного оборудования началось в 1978 году и было закончено в рекордно короткие сроки. Пуск первой очереди завода производительностью 2 млрд. кубометров нефтяного газа состоялся 31 декабря 1980 года. В несколько раз было сокращено нормативное время вывода объекта на проектную мощность.
       Вторая  очередь приняла газ в октябре 1981 года. Специалисты ГПЗ успешно освоили импортное оборудование, изучили систему управления и технологию сложного производства. Весной 1983 года представители японских фирм-изготовителей торжественно вручили символический ключ от завода коллективу предприятия.
       Уникальность  Сургутского газоперерабатывающего завода заключается в выгодном его расположении - неподалеку от постоянного, стабильного потребителя сухого газа  - Сургутских ГРЭС-1 и ГРЭС-2. Завод предназначен для производства готовой продукции: сухого газа, широкой фракции легких углеводородов - ценнейшего сырья для нефтехимии, бензина газового стабильного, пропан-бутановой смеси и других продуктов.
       В 2002 году на основе приобретенных у  «Сибур-Тюмени» активов СГПЗ было создано Управление по переработке газа акционерного общества «Сургутнефтегаз». Тем самым Сургутнефтегаз впервые в отрасли обеспечил полный производственный цикл добычи, переработки и сбыта газа.
       В первый же год работы нового структурного подразделения была начата масштабная реконструкция, направленная на повышение степени безопасности и надежности систем управления технологическими процессами, увеличение мощностей переработки. ОАО «Сургутнефтегаз» направило на ремонт технологического оборудования и реконструкцию объектов основного производства Управления по переработке газа около 30 млн. долларов.
       Первой  была введена в строй установка  наполнения баллонов продуктами нефтегазопереработки, прежде всего, техническим пропан-бутаном, полностью удовлетворяющая потребности структурных подразделений в этом виде услуг. Производительность станции - двести 20-килограммовых баллонов в смену. Все процессы на станции - автоматизированы, два оператора за одну смену, помимо баллонов, наполняют пропаном до двадцати автоцистерн. Плюс в их обязанности входит также освидетельствование баллонов и ремонт.
       Техническое перевооружение старого завода шло  параллельно основной работе, и теперь первая и вторая очереди газоперерабатывающих мощностей оснащены новой системой автоматизации, новым современным оборудованием.
       В результате были увеличены объемы переработки  газа на 46 процентов, выпуск сырья для нефтехимии (ШФЛУ) - на 44 процента, пропана - на 53 процента, бензина газового стабильного и дистиллята - на 42 процента.
       Главная же задача - увеличение мощностей газопереработки с проектных 4,2 млрд. до 7,2 млрд. кубических метров в год, стала реальностью благодаря вводу в эксплуатацию в июле 2006 года установки по переработке газа №3 с турбодетандером. Предприятие впервые превысило годовой – проектный - объем газопереработки на один миллиард кубометров.
       Третья  очередь газоперерабатывающих мощностей  акционерного общества позволяет перерабатывать около 50 процентов добываемого ОАО «Сургутнефтегаз» попутного нефтяного газа.
       Другими словами, почти половину добываемого  попутного газа Сургутнефтегаз теперь перерабатывает на технологических мощностях УПГ. Таких объемов газопереработки нет ни в одной нефтяной компании страны.
       Принципиальное  отличие новой установки от двух предыдущих в ее энергоемкости, - сообщил заместитель главного инженера управления Юрий Николаевич Евсеев. УПГ-3 с минимальными затратами потребляет в среднем 4 мегаватт, в то время как заводы аналогичной производительности - до 60-70 мегаватт. И все это благодаря турбодетандеру - турбинной машине для охлаждения газа за счет его расширения с производством внешней работы. Уже охлажденный газ в ректификационных колоннах проходит разделение на углеводородные составляющие. Турбодетандер - германского производства, емкостное оборудование - Сумского машиностроительного объединения, запорную аппаратуру поставляли шведы, автоматические системы управления - американской фирмы «Эммерссон». А в итоге получилась очень компактная и эффективная российская установка по переработке газа. Строил ее Строительно-монтажный трест №1 с субподрядными организациями, в большинстве своем - подразделениями Сургутнефтегаза.
       Обширная  территория газоперерабатывающего  производства разместилась более чем на семидесяти гектарах, причем большую их часть занимают десятки объектов, появившиеся здесь в рамках масштабной реконструкции и модернизации предприятия. Только сдаточный комплекс железнодорожного тупика и наливной эстакады занимает свыше сорока гектаров.
       Эстакада  налива в вагоны-цистерны трех готовых  продуктов - бензина газового стабильного, ШФЛУ и пропан-бутана технического, а также эстакада осмотра этих цистерн вместе с железнодорожным тупиком и парком шаровых резервуаров составляют технологический комплекс, аналогичный тому, что имеется на заводе стабилизации конденсата Газпрома.
       Третий  товарный парк - вдвое больше первого, это 24 шаровых резервуара емкостью 600 кубов каждый. Здесь будет храниться  готовый продукт, выработанный на третьей установке и предназначенный для налива в цистерны. Парк оборудован системой управления и контроля за процессами, запорно-регулируюшей аппаратурой, позволяющей оператору за пультом регулировать потоки и получать информацию о состоянии любой емкости.
       Резервуарный  парк - дополнительная возможность  для хранения, а значит и реализации углеводородов.
       С пуском третьего парка общий объем  всех трех парков достиг двадцати тысяч  кубов - цифра, которая характеризует  один из самых больших объемов  хранения продуктов газопереработки в нашем регионе.
       На  объектах установлено импортное, германского  производства оборудование; насосы забирают продукт с товарного парка и подают на эстакаду. Согласно регламенту через два часа - время, необходимое для заполнения жидкой продукцией железнодорожного состава из тридцати цистерн, - 980 тонн товарного продукта должны отправляться к потребителю.
       В рамках проекта реконструкции и  модернизации предприятия также  расширены мощности станции Промышленная, где построен административно-бытовой  корпус для железнодорожников (и  такая профессия появится теперь в коллективе УПГ, а значит, и в  Сургутнефтегазе). Уложено около девяти километров железнодорожного полотна, и зимой 2006 года гудок локомотива огласил окрестности правобережья Оби.
       Полмиллиона тонн готовой продукции ежегодно за три-четыре года окупят вложенные Сургутнефтегазом в сооружение третьей очереди комплекса сотни миллионов рублей, затраты на саму установку - еще раньше.
       Заводов на попутном нефтяном газе такой мощности, - говорит начальник управления Алексей  Владимирович Васильев, - по загруженности  и оснащенности не то, что в Среднем  Приобье - в России нет. Пока нет - потому что и другие нефтяные компании активнее стали заниматься вопросами утилизации ПНГ и развитием собственных мощностей, генерирующих электроэнергию.
       Трудно  переоценить значение такого события, как ввод в эксплуатацию третьей  очереди. Прежде всего, это в буквальном смысле чистое производство: газ в  экологическом плане - самый безвредный энергоноситель. С вводом третьей установки ежегодно можно дополнительно производить около 2,9 млрд. кубометров сухого газа, более 132 тысяч тонн пропан-бутановой смеси, порядка 45 тысяч тонн бензина газового стабильного и почти 27 тысяч тонн ШФЛУ.
       УПГ-3 рассчитана на попутный газ с Лянторского месторождения, и о нехватке сырья для переработки сегодня говорить не приходится, скорее наоборот. Однако в недалекой уже перспективе разрабатываются планы поставок нефтяного газа с Фёдоровского и других месторождений Сургутнефтегаза.
       Предприятие значительно увеличило численность  коллектива - более чем до 900 человек. В 2004 году коллектив УПГ ОАО «Сургутнефтегаз» стал победителем в окружном конкурсе «Черное золото Югры» в поминании «Лучший газоперерабатывающий завод Ханты-Мансийского автономного округа». В 2005 году победителем этого престижного конкурса профессионалов стал также коллектив установки компримирования газа №1/2.
       Здесь очень сильная инженерная служба, специалисты не только высокопрофессиональны - они еще и патриоты родного предприятия.
       Завод не раз преобразовывался, менял свою «прописку», но неизменным оставался его основной капитал — люди. Сплоченный, дружный коллектив единомышленников, богатый своими трудовыми традициями, преодолевший негативные тенденции 90-х годов и активно наращивающий производственные мощности.
       Заместителю главного инженера Юрию Николаевичу  Евсееву за заслуги в развитии топливно-энергетического комплекса присвоено почетное звание «Заслуженный работник Минтопэнерго России», начальнику установки компримирования газа Анатолию Густавовичу Бушмелеву — звание «Почетный работник топливно-энергетического комплекса».
       Почетными грамотами отмечены многие ветераны завода. Среди них заместитель начальника управления С.Б.Паршев, ведущий инженер В.Н.Попов, слесарь по ремонту технологических установок К.К.Фахретдинов, механик В.Н.Мишин, машинист крана В.В.Морозова, инженеры Н.Б.Матяш, В.Л.Капранов, Т.В.Бережная, электромонтер А.П.Гначучин, оператор Б.А.Приезжев, приборист М.М.Ларин, слесарь В.Л.Желябин и многие, многие другие.
       Управление  по переработке газа видит перспективы  завтрашнего дня - варианты более глубокой переработки жидкой продукции УПГ за счет строительства нефтехимического комплекса. Сегодня это самое перспективное направление, ведь стоимость полипропилена в 30 раз превышает стоимость ШФЛУ.
       Производство  полиэтилена и полипропилена  предполагается по самым современным технологиям, которые позволят получить продукцию, конкурентную на внутреннем и мировом рынках. Продукцию химкомбината планируется использовать для производства полиэтиленовых труб нефтяного сортамента, высокомолекулярной пленки, выдувного литья и других товаров народного потребления с расположением предприятий в Сургуте. 
 

       
      База производственно-технического обслуживания и комплектации оборудования
       Сложно представить, что вышло бы у десанта первопроходцев-буровиков, нефтяников, геологов и строителей будущей компании Сургутнефтегаз, если бы с первых дней не было обеспечено полное и своевременное снабжение Сургута всем необходимым. Поэтому неслучайно, что еще до рождения многих прочих предприятий, вошедших позже в состав производственного объединения «Сургутнефтегаз», а именно 29 декабря 1964 года, по Главтюменнефтегазу был подписан приказ об образовании Сургутской специализированной конторы материально-технического снабжения треста «Тюменьтехснабнефть». Директором ее был назначен Виктор Михайлович Шаталин. Для сургутских нефтяников новая организация надолго стала незаменимым Техснабом.
       Коллективу  Техснаба в далекие уже шестидесятые пришлось работать в труднейших условиях бездорожья и болот Среднего Приобья. Доставка грузов тогда осуществлялась в основном водным путем. Шаг за шагом отступала тайга, а на ее месте вырастали деревянные эстакады и склады для приемки и хранения грузов. Шли годы, менялись условия работы, но потребность в новых объемах материалов и оборудования на буровые и промыслы только возрастала. За сорок с лишним лет снабженцами нынешней БПТОиКО в распоряжение нефтяников были доставлены десятки миллионов тонн грузов.
       В современном составе предприятие  работает фактически с конца 1996 года. В стремлении руководства упорядочить процессы материально-технического обеспечения, добиться большей эффективности производства база пережила несколько реорганизаций, каждая из которых была новой вехой в истории БПТОиКО. 31 августа 1971 года в связи с расширением сферы деятельности на базе Техснаба была создана Сургутская база производственно-технического обслуживания и комплектации оборудованием — УПТОиКО «Главтюменнефтегаза», в 1978 переименованная в СБПТОиКО №1 производственного объединения «Сургутнефтегаз». В том же году образовалась СБПТОиКО №2, а спустя год, в 1979, — СБПТОиКО №3. После еще нескольких реорганизаций в 1996 году эти предприятия вновь объединили в единую мощную структуру — Базу производственно-технического обслуживания и комплектации оборудованием.
       Главная задача базы — всей своей деятельностью  способствовать бесперебойной работе подразделений Сургутнефтегаза путем организации централизованного обеспечения предприятий акционерного общества материально-техническими ресурсами.
       Виды деятельности базы весьма разнообразны. Основные из них - снабженческо-сбытовая деятельность, хранение и реализация оборудования, материалов, нефтепродуктов, сбор и реализация металлолома и других вторичных ресурсов, обеспечение спецодеждой работников ОАО «Сургутнефтегаз», ремонт и обслуживание огнетушителей.
       В составе БПТОиКО — четыре основные базы (цеха). Цех №1 находится на территории поселка Белый Яр. В его состав входят участки по сбору, хранению и отгрузке металлолома, участок погрузочно-разгрузочных работ, большое складское и крановое хозяйство. В промышленной зоне Сургута расположился цех №2. Здесь также функционирует участок погрузочно-разгрузочных работ. Кроме того, налажена работа участков приема-отпуска цемента, зарядки и ремонта огнетушителей. Имеется внушительное складское и крановое хозяйство. Цех №3 находится на Западно-Сургутском месторождении. В его составе - участок с резервуарным парком для приемки, хранения и отпуска горюче-смазочных материалов и химических реагентов, ремонтный участок. Также база имеет собственные салоны-магазины для реализации спецодежды в городах Сургут, Лянтор, поселках Нижнесортымский, Фёдоровский.
       Как и в далекие шестидесятые годы, в августе 2004 года, работники БПТОиКО первыми организовали участок - сейчас уже цех - в поселке Витим (Якутия) для снабжения строительства производственных объектов на Талаканском месторождении. Уже спустя несколько дней после образования на Витимском участке была начата выгрузка с барж первых грузов — буровых установок. Все грузы, отправляемые для Талаканского месторождения, первоначально поступают в г.Усть-Кут Иркутской области, в котором создано подразделение базы, занимающееся контролем за движением грузопотоков, выгрузкой вагонов и погрузкой барж. В течение 2007 - 2008 годов полностью закончилось строительство современной базы с собственным причалом, базой ГСМ, складами, портальными кранами. В навигацию 2006 года базой в п. Витим выгружено около 350 тысяч тонн грузов.
       База  располагает собственным автопарком. Это более 90 единиц — грузовые и  легковые автомобили, погрузчики и  тракторная техника. Для погрузочно-разгрузочных работ используется более 80 кранов и грузоподъемных механизмов. Также БПТОиКО имеет большое количество собственных железнодорожных хоппер-вагонов для перевозки цемента и железнодорожных цистерн для ГСМ. Постоянно происходит обновление парка машин и механизмов, внедряются новые технологии по переработке грузов.
       Грузооборот БПТОиКО составляет более 4 млн. тонн грузов в год. Грузы поступают от сотен поставщиков, расположенных как в России, так и в странах ближнего и дальнего зарубежья.
       В настоящее время коллектив базы — это более 1100 человек и большую его часть составляют женщины. Сплоченная команда стропальщиков, кладовщиков, водителей, крановщиков - профессионалов своего дела - успешно справляется с доверенной ей важной задачей, ежедневно обеспечивая структурные подразделения компании необходимыми ресурсами.
 

    Описание технологического процесса
 
       
      Общая часть
       Станция нефтенасосная дожимная (ДНС) предназначена для сбора продукции скважин Яун-Лорского месторождения, предварительной подготовки нефти и газа и для дальнейшей транспортировки до ЦПС и ГТЭС Яун-Лорского месторождения соответственно.
       Проект  «Станция нефтенасосная дожимная с установкой предварительного сброса воды. Яун-Лорское газонефтяное месторождение.» разработан на основании:
    задания на разработку проекта №3933/2006 «Станция нефтенасосная дожимная с установкой предварительного сброса воды. Яун-Лорское газонефтяное месторождение», утвержденного главным инженером-первым заместителем генерального директора ОАО «Сургутнефтегаз» Н .И. Матвеевым 19.12.2006 года,
    дополнения №1 к заданию на разработку проекта №3933/2006 «Станция нефтенасосная дожимная с установкой предварительного сброса воды. Яун-Лорское газонефтяное месторождение», утвержденного главным инженером-первым заместителем генерального директора ОАО «Сургутнефтегаз» Н. И. Матвеевым 01.04.2008 года,
    требований и рекомендаций на проектирование объекта «Станция нефтенасосная дожимная  с установкой предварительного сброса воды. Яун-Лорское газонефтяное месторождение», утвержденных главным инженером-первым заместителем генерального директора ОАО «Сургутнефтегаз» Н. И. Матвеевым 19.12.2006 года.
       Компонентный  состав, свойства нефти и попутного  газа
       Компонентный  состав, свойства нефти и попутного  газа на максимальный год добычи нефти и жидкости (2017 г.) представлены в Таблица 1.
       Компонентный  состав, свойства нефти и попутного  газа на максимальный год добычи газа (2017 г.) представлены в
       Таблица 2.
       Компонентный  состав, свойства нефти и попутного  газа на первоначальном этапе разработки (трехступенчатая сепарация) представлены в
       Таблица 3. 

Таблица 1 - Компонентный состав, свойства нефти и газа (2017 г.).
Наименование компонента Обозначение Газ на ступенях разгазирования Газ в  сумме Нефть после сепарации Нефть пластовая
1 2 3 4 5

 
 
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Двуокись  углерода СО2 0,04 0,0 0,0 0,0 0,0 0,04 0,00 0,02
Азот N2 1,43 0,89 0,56 0,00 0,00 1,23 0,00 0,56
Метан CH4 75,15 64,57 52,58 22,78 3,59 66,68 0,01 30,34
Этан C2H6 16,28 22,44 29,64 37,24 26,70 18,24 0,59 8,62
Пропан C3H8 5,32 8,69 12,35 24,87 35,24 8,72 2,28 5,21
Изобутан iC4H10 0,45 0,84 1,21 3,33 6,48 1,08 0,88 0,97
Н-бутан nC4H10 0,80 1,50 2,15 6,33 13,50 2,10 2,52 2,33
Изопентан iC5H12 0,15 0,30 0,42 1,39 3,51 0,49 1,58 1,08
Н-пентан nC5H12 0,17 0,35 0,49 1,69 4,38 0,59 2,50 1,63
Высшие C6+высш 0,21 0,42 0,6 2,37 6,6 0,83 89,64 49,24
                   
Итого   100 100 100 100 100 100 100 100
                   
Молярная  масса кг/кмоль 20,86 22,60 23,41 29,90 35,75 21,64 240,59 149,30
Давление  МПа МПа 0,785 0,589 0,393 0,294 0,103      
Плотность в стандартных условиях кг/м3 0,867 0,973 1,085 1,490 1,977 0,989 851,00  
Плотность в пластовых условиях кг/м3               806,00
Газовый фактор м3 67,59 2,39 2,13 4,04 6,70 82,85    
Температура оС 12 25 25 55 55      
Плотность после однокр. разгазирования кг/м3             855,0  
газосодержание м3           85,67    

 
 
      Таблица 2 - Компонентный состав, свойства нефти и газа (2017 г.). 

Наименование компонента Обозначение Газ на ступенях разгазирования Газ в  сумме Нефть после сепарации Нефть пластовая
1 2 3 4 5

 
 
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Двуокись  углерода СО2 0,04 0,0 0,0 0,0 0,0 0,03 0,00 0,02
Азот N2 1,44 0,89 0,55 0,02 0,01 1,25 0,00 0,56
Метан CH4 75,25 64,43 52,39 22,62 3,57 66,69 0,01 30,34
Этан C2H6 16,26 22,53 29,75 37,25 26,61 18,23 0,59 8,62
Пропан C3H8 5,27 8,74 12,43 24,99 35,33 8,71 2,28 5,21
Изобутан iC4H10 0,45 0,84 1,21 3,33 6,47 1,08 0,88 0,97
Н-бутан nC4H10 0,78 1,50 2,16 6,34 13,53 2,10 2,53 2,33
Изопентан iC5H12 0,15 0,30 0,42 1,39 3,51 0,49 1,58 1,08
Н-пентан nC5H12 0,17 0,35 0,49 1,69 4,38 0,59 2,49 1,63
Высшие C6+высш 0,19 0,428 0,60 2,37 6,59 0,83 89,64 49,24
                   
Итого   100 100 100 100 100 100 100 100
                   
Молярная  масса кг/кмоль 20,82 23,42 26,15 35,89 47,57 23,79 254,03 149,30
Давление  МПа МПа 0,785 0,589 0,393 0,294 0,103      
Плотность в стандартных условиях кг/м3 0,866 0,974 1,087 1,492 1,977 0,989 850,97  
Плотность в пластовых условиях кг/м3               806,00
Газовый фактор м3 67,48 2,42 2,13 4,07 6,74 82,84    
Температура оС 12 25 25 55 55      
Плотность после однокр. разгазирования кг/м3             855,0  
газосодержание м3           85,7    

 
 
      Таблица 3 - Компонентный состав, свойства нефти и газа на первоначальном этапе разработки. 

Наименование компонента Обозначение Газ на ступенях разгазирования Газ в  сумме Нефть после сепарации
Нефть пластовая
1 2 3
1 2 3 4 5 6 7 8
Двуокись  углерода СО2 0,04 0,0 0,0 0,04 0,00 0,02
Азот N2 1,42 0,39 0,0 1,34 0,00 0,56
Метан CH4 74,27 54,80 36,26 72,74 0,41 30,34
Этан C2H6 16,62 25,93 34,53 17,35 2,46 8,62
Пропан C3H8 5,69 12,64 19,31 6,24 4,48 5,21
Изобутан iC4H10 0,50 1,45 2,30 0,57 1,25 0,97
Н-бутан nC4H10 0,88 2,68 4,25 1,02 3,25 2,33
Изопентан iC5H12 0,17 0,56 0,89 0,20 1,69 1,08
Н-пентан nC5H12 0,19 0,67 1,07 0,23 2,62 1,63
Высшие C6+высш 0,22 0,88 1,39 0,27 83,84 49,24
               
Итого   100 100 100 100 100 100
               
Молярная  масса кг/кмоль 21,10 26,37 31,21 21,52 239,50 149,30
Давление МПа 0,687 0,491 0,294      
Плотность в стандартных условиях кг/м3 0,877 1,096 1,298 0,895 843,57  
Плотность в пластовых условиях кг/м3           806,00
Газовый фактор рабочий м3 70,97 4,90 4,40 80,27    
Температу- ра оС 12 40 40      
Плотность после однокр. разгазирования кг/м3         855,0  
Газовый фактор пластовый м3       85,67    
               

      Технология подготовки нефти на ДНС
       Технология  подготовки нефти с содержанием  воды до 10 % производится по традиционной технологической схеме, используемой на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз».
       Продукция от скважин через задвижку № 6 узла переключений по трубопроводу Ду 720 мм поступает на площадку узла сепарации, в сепараторы первой ступени сепарации С-1/1, С-1/2, где происходит отделение свободного газа и части механических примесей. Регулировка уровня жидкости в сепараторах С-1/1, С-1/2 осуществляется с помощью клапанов КРЭ1, КРЭ1а, установленных на выходе жидкости из сепараторов. Обводненная разгазированная нефть, после сепараторов первой ступени сепарации С-1/1, С-1/2, через регулирующие клапаны КРЭ1, КРЭ1а и задвижку № 31 по трубопроводу Ду720 мм поступает в трехфазный нефтегазоводоотделитель Х/Т-1/1 («HEATER - TREATER») тип I и Х/Т-1/2 («HEATER - TREATER») тип I.
       Для более эффективного разделения эмульсии осуществляется подача разбавленного  реагента - деэмульгатора в поток входящей жидкости на узле переключений.
       В нефтегазоводоотделителе «HEATER - TREATER» тип I осуществляется сепарация газожидкостной смеси, подогрев нефтяной эмульсии и предварительный сброс воды.
       Водогазонефтяная  эмульсия поступает во впускной отсек  аппарата, в котором происходит отделение  газа. Выделившийся газ в установках «HEATER - TREATER» Х/Т-1/1 и Х/Т-1/2 подается в сепараторы второй ступени сепарации С-2/1, С-2/2.
       Эмульсия, нефть и свободная вода ударяются  о входной отражатель и, стекая сбоку  от жаровой трубы, попадают под отражательную  перегородку. Благодаря различным  удельным весам жидкостей, свободная  вода скапливается на дне аппарата под жаровой трубой, а нефть и эмульсия поднимаются вдоль жаровой трубы вверх. Нагревание эмульсии приводит к быстрому слиянию мелких капель воды и расслоению эмульсии. Нефть попадает в отстойную камеру и, переливаясь через ее перегородку - в нефтесборник. Постоянный уровень нефти в нефтесборнике поддерживается при помощи поплавкового датчика уровня. Отделенная от нефти вода из аппаратов, пройдя узел замера, по трубопроводу Ду219 мм поступает на очистные сооружения.
       Проектом  предусмотрен сброс газа в факельный  газопровод через предохранительные клапана при превышении рабочего давления в аппаратах.
       Опорожнение аппаратов предусмотрено в аварийные  емкости Е-1/1, Е-1/2, Е-1/3, стоки после  промывки и очистки аппаратов  направляются в систему промливневой канализации.
       Обезвоженная  нефть поступает в сепараторы С-2/1, С-2/2, где происходит полная дегазация нефти. В данном проекте предусмотрено два сепаратора С-2/1, С-2/2 V=100 м3 с возможностью вывода одного на ревизию.
       Давление  в аппаратах поддерживается клапаном регулирующим КРЭ6. Газ, выделившийся в процессе сепарации под собственным давлением через задвижки № 41, 41а, 71, 72, Э-10, 139, 143 и обратный клапан КО7 подается в Г-2. Задвижки № 73, Э-9 на линии газа закрыты. Сепараторы С-2/1, С-2/2 работают в режиме концевой сепарационной установки при давлении 0,005МПа (изб), газ сбрасывается на факел Ф-1 при открытых задвижках № 41, 41а, 71, 72, Э-9 и закрытых задвижках № 73, Э-10.
       Технологической схемой предусмотрено два режима работы сепараторов второй ступени  сепарации:
       а) при работе сепараторов второй ступени  сепарации С-2/1, С-2/2 в режиме буфера давление в аппаратах поддерживается регулирующим клапаном КРЭ6. Газ, выделившийся в процессе под собственным давлением через задвижки № 41, 41а, 72, 71, Э-10, 139, 54 и обратный клапан КО7 подается в Г-2. Задвижки № 73, Э-9 на линии сброса газа на факел закрыты.
       б) при работе сепараторов второй ступени  сепарации С-2/1, С-2/2 в режиме концевой сепарационной установки при давлении 0,005МПа (изб), газ сбрасывается на факел Ф-1 при открытых задвижках № 41, 41а, 71, 72, Э-9 и закрытых задвижках № 73, Э-10.
       Нефть после сепараторов С-2/1, С-2/2 при  открытых задвижках № 39, 39а, 99, 100, через  регулятор КРЭ2 и Э-6,  и закрытых задвижках № Э-5, 94, 95, 100 подается в резервуар Р-1 для доподготовки до товарной кондиции и дальнейшей подачи на насосы Н-1/1…3. Резервуар оборудован маточником, с помощью которого нефть равномерно распределяется по всей площади резервуара. Откачка некондиционной нефти из резервуаров осуществляется через задвижки № 94, 95 насосами внутренних перекачек Н-2/1, Н-2/2 на вход ДНС на дальнейшую доподготовку.
       При открытых задвижках № 39, 39а, Э-5 и  закрытых задвижках № 99, 100, 101, Э-6, нефть  после сепараторов С-2/1, С-2/2 подается на насосы Н-1/1…3.
       Насосы  внешней перекачки Н-1/1,2,3, насосы внутренней перекачки Н-2/1,2, узел качества и узел учета нефти расположены  в одном модульном здании с операторной.
       На  насосных агрегатах внешнего транспорта Н-1/1…3 предусмотрен частотно-регулируемый привод с возможностью плавного пуска  насосных агрегатов.
       На  максимальный год добычи нефти для  внешней перекачки необходимо три насоса ЦНС 300х300 (2раб+1рез).
       Для откачки уловленной нефти на вход сепараторов С-1/1, С-1/2 предусмотрены насосы Н-2/1, Н-2/2 ЦНС 38х88 (1раб+1рез).
       В здании станции нефтенасосной предусмотрена кран-балка во взрывобезопасном исполнении грузоподъемностью 3,2 тонны.
       Нефть после насосов внешней перекачки  Н-1/1…3 поступает на узел измерения количества и качества нефти.
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.