Что такое цппн в нефтяной промышленности

Цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН).

Центральная инженерно-техническая служба (ЦИТС).

Главной задачей ЦИТС является обеспечение выполнения производственных планов добычи нефти газа в соответствии с заданной технологией.

На ЦИТС возложены следующие функции:

1. обеспечение ритмичной работы основного производства и оперативный контроль за производственными заданиями по добыче нефти, подготовке и реализации нефти и газа, закачке рабочих агентов в продуктивные пласты;

2. осуществление регулярного оперативного контроля за ходом основного производства, принятием мер по предупреждению нарушения хода производственных процессов в добыче нефти и газа;

3. руководство работой районных инженерно-технических служб; осуществление совместно с функциональными отделами и службами НГ’ДУ оперативного корректирования установленных технологических режимов работы производственных объектов, а также производственных заданий и планов;

4. осуществление контроля за состоянием и использование фонда нефтяных и газовых скважин, организация разработки и осуществление мероприятий по совместному вводу скважин в эксплуатацию из простоя;

5. оперативное планирование организация выполнения работ, связанных с осуществлением планов организационно-технических мероприятий, эксплуатацией и ремонтом объектов основного производства;

6. организация работ по вводу в эксплуатацию скважин, законченных бурением и освоением, и контроль за их выполнением;

7. круглосуточный оперативный контроль и координация деятельности всех подразделений НГДУ при выполнении работ на объектах основного производства;

8. осуществление контроля за обеспеченностью объектов основного производства необходимыми материальными изделиями, оборудованием, а также транспортом и спецодеждой;

9. участие в разработке и внедрении мероприятий по научной организации производства, труда и управления, совершенствованию производственного планирования и внедрения средств механизации труда работников инженерно-технической службы;

10. разработка и предоставление в соответствующие отделы и службы НГДУ предложений по повышению эффективности основного производства для включения их в план организационно-технических мероприятий;

11. сбор и анализ поступающей в производственных объектов информации, необходимой для оперативного контроля и регулирования хода основного производства, своевременное предоставление руководству НГДУ ежедневных сведений о результатах выполнения производственных заданий по добыче, подготовке и реализации нефти и газа, закачка рабочих агентов в продуктивные пласты;

12. осуществление контроля и принятия необходимых мер по обеспечению безопасного ведения работ на объектах основного производства;

13. организация работ по ликвидации аварий и пожаров, информация руководства НГДУ о принятых мерах в расследовании аварий и осложнений, проишедших на объектах основного производства.

Цех добычи нефти и газа (ЦДНГ).

Структуру и штаты по добыче нефти и газа утверждает генеральный ли ректор. Цех подразделяется на бригады, создаваемые по признаку однородности технологического процесса.

Функциями ЦДНГ являются:

1. участие в разработке и согласовании расчетов производственных мощностей, технологических планировок и процессов, юре и комплектации оборудования цеха, организационно-технических мероприятий и модернизации оборудования;

2. обеспечение эффективной эксплуатации и сохранности оборудования, инструмента, технологической оснастки, энергетического устройства, зданий и сооружений цеха;

3. выполнение всех работ в строгом соответствии с техническими условиями, технологическими процессами;

4. внедрение прогрессивной технологии производства и прогрессивных форм материальных и духовных затрат, контроль за наблюдением технологической дисциплины;

5. обеспечение сохранности и эффективного использования оборотных средств, выделенных цеху.

Цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН).

Главной задачей и основными функциями ЦППН являются сбор и 1 ;щ готовка нефти до товарной кондиции с последующей откачкой ее потребителю в объемах суточных, месячных и годовых планов и дополнительных заданий; подготовка сточных вод для закачки их в нагнетательные или поглощающие скважины, а также для дальнейшей очистки соответствии с установленными требованиями.

На цех возложены следующие функции:

1. круглосуточный и бесперебойный прием нефти и нефтяной эмульсии из нефтяных скважин;

2. организация и осуществление обезвоживания и обессоливания нефти до установленных параметров;

3. обеспечение ритмичной работы резервуаров и установок по подготовке нефти и ее перекачке в нефтесборных парках;

4. организация и разработка мероприятий по сокращению потерь нефти и газа, повышению качества подготовки нефти и ее сдачи; рациональному использованию сточных вод;

5. определение путей повышения эффективности объектов подготовки и перекачки нефти, сокращения норм расхода реагентов, ингибиторов, материалов, топлива,

электроэнергии и прочего на подготовку

6. осуществление мероприятий по повышению технического и теоритического уровня работников цеха ППН;

7. контроль за выполнением декадных, месячных планов откачки

Источник

Товарная подготовка нефти на ЦППН. Общие понятия о процессах, происходящих в ЦППН. Описание технологической схемы подготовки нефти

Рис. 10. Принципиальная технологическая схема подготовки нефти на КСП НГДУ:1 – нагреватели первой ступени; 2 – электростатические аппараты «Хитер-Тритер»;3 – отстойники первой ступени; 4 – нагреватели второй ступени; 5 – сепаратор горячейступени; 6 – электродегидраторы; 7 – концевые сепараторы; 8 –технологические резервуары; 9 – товарные резервуары; 10 – насосная внешней откачки; 11 – узел учета нефти;12 –очистные резервуары; 13 – насосная откачки подтоварной воды; 14 – узел учетаводы; 15 – насосы откачки уловленной нефти; 16 – сепаратор центробежный вертикальный; 17 – сепаратор факельный; 18 – факел аварийного сжигания газа; 19 – емкостьсбора конденсата; 20 – узел учета газа; 21 – блочная установка дозирования реагентов; 22 – резервуар противопожарного запаса воды; 23 – противопожарная насосная;24 – емкость хранения пенообразователя;Iа – нефть с ДНС-УПСВ (первый поток); Iб – нефть с ДНС-УПСВ (второй поток); II – нефтьна ФКСУ; III – нефть с очистных резервуаров; IV – вода с отстойников и электродегидраторов; V – вода с установок «Хитер-Тритер»; VI – вода с технологических и товарных резервуаров; VII – вода в систему ППД; VIII – газ с сепараторов горячей ступени и установок«Хитер-Тритер»; IX – газ на компрессорную; X – газ на факел; XI – газ с компрессорнойна топливные нужды.

Обводненная нефть с содержанием воды до 10% по трубопроводам при давлении до 6 кгс/см 2 поступает в ЦППН и делится на два потока. По первому потоку (на принципиальной схеме – поток Iа) нефть попадает в нагреватели нефти первой ступени нагрева ПТБ-10, где нагревается до 25–45 °C. В приемный коллектор нагревателей подается реагент-деэмульгатор. Нагретая нефть направляется в параллельно работающие отстойники ОГ-200, где при давлении 3–6 кгс/см 2 осуществляется предварительный сброс до содержания воды не более 5%. Дальше частично обезвоженная нефть подается на вторую ступень нагрева печи ПТБ-10. Перед нагревателями второй ступени также подается реагент-деэмульгатор. Далее нагретая нефть (не более 60 °C) направляется в сепараторы горячей ступени, в которых при давлении до 4,5 кгс/см 2 отделяется газ. Газ отбирается с верхнего штуцера аппарата и направляется на концевые сепараторы. Сепарированная и горячая нефть из сепараторов горячей ступени с температурой до 60 °C поступает в электродегидраторы, где происходит окончательное обезвоживание нефти под воздействием электрического поля. В электродегидраторах поддерживается уровень раздела фаз в пределах 0,4–0,8 м. Подтоварная вода из электродегидраторов отбирается с нижнего уровня по маточному коллектору и направляется в очистные резервуары – для очистки воды от наличия остаточных нефтепродуктов методом отстоя. Очищенная подтоварная вода с содержанием нефтепродуктов не более 60 мг/л и механических примесей не более 40 мг/л отбирается с низа резервуара по распределительному коллектору и насосами откачивается в систему ППД. Нефтяная пленка отбирается через переточный стояк и насосами подается во входной трубопровод на ЦППН для повторной подготовки.

Подготовленная в электродегидраторах нефть разгазируется в концевых сепараторах. Нефть с концевых сепараторов поступает в технологические резервуары, затем через переточный стояк перетекает в товарные резервуары. Оттуда обессоленная, обезвоженная, стабилизированная нефть (по ГОСТ Р 51858-2002) по коллектору внешней перекачки поступает на прием насосной внешней откачки и через узел учета нефти перекачивается на ФКСУ по нефтепроводу внешнего транспорта. Выделяющийся газ идет на компрессорную станцию низких ступеней и подается для дальнейшего транспорта в систему сбора газа УВСИНГ.

В качестве топлива в нагревателях ПТБ-10 и аппаратах «Хитер-Тритер» используется осушенный газ с газокомпрессорной станции. По второму потоку (на принципиальной схеме – поток Iб) поступает в электростатические аппараты «Хитер-Тритер» ТИП-II производства компании «СИВАЛС». Установки представляют собой горизонтальные аппараты «Хитер-Тритер» типа II, в которых происходит нагрев до 60 °C, разгазирование, отстой и окончательное обезвоживание нефтяной эмульсии в электрическом поле высокого напряжения.

Нефтяная эмульсия, попутный газ входят в верхнюю часть аппарата. Жидкая фаза попадает во входную секцию установки, где происходит первичное отделение газа от жидкости. Отделенный газ поднимается вверх и через выходной штуцер газа поступает к клапану-регулятору, контролирующему рабочее давление в аппарате. Нефтяная эмульсия направляется вниз, под жаровые трубы. Свободная вода, имеющаяся в жидкости, собирается на дне аппарата под жаровыми трубами, а нефть и эмульсия направляются вверх, омывая жаровые трубы, в отстойный карман аппарата. Капли воды, выделившиеся из эмульсии в результате нагрева, оседают на дне емкости и соединяются со свободной водой, которая осела без нагрева. Кроме того, нефть и эмульсия, проходя вокруг жаровых труб, вымывают образовавшиеся на них осадки и накипь.

Нефть поднимается снизу через слой эмульсии, где за счет гравитации из нее выделяется вся оставшаяся вода, затем поступает к секции коагуляции установки, где создается электрическое поле высокого напряжения. Электрическое поле способствует коагуляции остаточных капель воды, захваченных нефтью. Капли воды увеличиваются в размере и оседают за счет гравитации на нижнюю часть аппарата, соединяясь с основной массой воды. Чистая, обезвоженная нефть собирается в специальный отсек и далее направляется к выходу из аппарата через нефтяной контрольный клапан. Подготовленная нефть с аппаратов попадает в концевые сепараторы и дальше, в резервуарный парк с последующей перекачкой насосами на ФКСУ. Вода, отделившаяся от эмульсии в секции жаровых труб, соединяется со свободной водой в нижней части аппарата и проходит под распределяющий наконечник к секции с решетками. Весь объем воды протекает вдоль нижней части емкости к патрубкам выхода воды из аппарата и далее, через водяной клапан в приемный трубопровод очистных резервуаров с последующей откачкой в систему ППД.

Газ, выделившийся на аппаратах, поступает в концевые сепараторы и оттуда направляется по газопроводу на компрессорную низких ступеней.

Список использованной литературы.

1. Официальный сайт компании ОАО «Сургутнефтегаз»

3. Лукьянов Э. Е., Стрельченко В. В. Геолого-технические исследования в процессе бурения. – М.: Нефть и газ. 1997 г. 688 с.

7. Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата. Том 1. Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз», 2010. – 352 с.

8. Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата. Том 2. Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз», 2010. – 384 с.

9. Памятка оператору по добыче нефти и газа. 2010 г. Справочное пособие. – Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз», 2010. – 148 с., 51 илл.

10. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела, том 1. Москва – Ижевск. – 2005. – 720 с.

11. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений, том 1. – М: Недра. – 2009.

12. Руководящие документы и стандарты ОАО «Сургутнефтегаз».

13. Методическое руководство по оценке технологической эффективности геолого-технических мероприятий. – Тюмень. – 2008 г.

14. Андреев В.В., Уразаков К.Р., Данилов В.У. Справочник по добыче нефти / Под редакцией Уразакова К.Р. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». – 2000. – 374 с.

15. Основы нефтепромыслового дела: Справочное пособие / Под редакцией Матвеева С.Н. – Сургут: Нефть Приобья. – 2004.

16. Правила ведения ремонтных работ в скважинах РД 153-39-023-97.

17. Технические условия на ведение монтажных работ при текущем, капитальном ремонте, освоении и испытании cкважин после бурения. Утверждены главным инженером ОАО «Сургутнефтегаз». – 2008.

18. ГОСТ 12.0.004-90 ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения.

19. Федеральный закон от 21.11.95 №170-ФЗ «О пожарной безопасности».

20. Федеральный закон от 21.07.97 №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

Источник

Сокращения наименований в нефтяной промышленности

АБР — аэрированный буровой раствор.

АВПД — аномально высокое пластовое давление.

АНПД — аномально низкое пластовое давление.

АКЦ — акустический цементомер.

АТЦ — автотранспортный цех.

БГС — быстрогустеющая смесь.

БКЗ — боковое каротажное зондирование.

БКПС — блочные кустовые насосные станции.

БСВ — буровые сточные воды.

БПО — база производственного обслуживания. Вспомогательные обслуживающие цеха (ремонт и т.д.)

БУ — буровая установка.

ВГК — водогазовый контакт.

ВЗБТ — Волгоградский завод буровой техники.

ВЗД — винтовой забойный двигатель.

ВКР — высококальциевый раствор.

ВКГ — внутренний контур газоносности.

ВНКГ — внешний контур газоносности.

ВКН — внутренний контур нефтеносности.

ВНКН — внешний контур нефтеносности.

ВМЦ — вышкомонтажный цех.

ВНК — водонефтяной контакт.

ВПВ — влияние пневмовзрыва.

ВПЖ — вязкопластичная (бингамовская) жидкость.

ВРП — водораспределительный пункт.

ГГК — гамма-гамма-каротаж.

ГГРП — глубиннопроникающий гидравлический разрыв пласта.

ГДИ — гидродинамические исследования. Исследование состояния скважины.

ГЖС — газожидкостная смесь.

ГИВ — гидравлический индикатор веса.

ГИС — геофизическое исследование скважин.

ГЗНУ — групповая замерная насосная установка. Тоже, что и ГЗУ+ДНС. Сейчас от этого отходят, сохранились только старые.

ГЗУ — групповая замерная установка. Замер дебита жидкости, поступающей с усов.

ГК — гамма-каротаж.

ГКО — глинокислотная обработка.

ГНО — глубинное насосное оборудование. Оборудование, погруженное в скважину (насос, штанги, НКТ).

ГНС — головная нефтепрекачивающая станция.

ГПП — гидропескоструйная перфорация.

ГПЖ — газопромывочная жидкость.

ГПЗ — газоперерабатывающий завод.

ГПС — головная перекачивающая станция.

ГРП — гидравлический разрыв пласта.

ГСМ — горюче-смазочные материалы.

ГСП — групповой сборный пункт.

ГТМ — геолого-технические мероприятия. Мероприятия по увеличению производительности скважин.

ГТН — геолого-технологический наряд.

ГТУ — геолого-технологические условия.

ГЭР — гидрофобно-эмульсионный раствор.

ДНС — дожимная насосная станция. Поступление нефти со скважин через ГЗУ по усам на ДНС для дожимки в товарный парк. Может быть только дожим насосами жидкости или с частичной обработкой (сепарация воды и нефти).

ДУ — допустимый уровень.

ЕСГ — единая система газоснабжения.

ЖБР — железобетонный резервуар.

ЗСО — зона санитарной охраны.

ЗЦН — забойный центробежный насос.

КВД — кривая восстановления давления. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение давления в затрубном пространстве во времени.

КВУ — кривая восстановления уровня. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение уровня в затрубном пространстве во времени.

КИН — коэффициент извлечения нефти.

КИП — контрольно-измерительные приборы.

КМЦ — карбоксиметилцеллюлоза.

КНС — кустовая насосная станция.

К — капитальный ремонт.

КО — кислотная обработка.

КРБК — кабель резиновый бронированный круглый.

КРС — капитальный ремонт скважины. Ремонт после «полетов оборудования», нарушениях обсадной колонны, стоит на порядок дороже ПРС.

КССБ — конденсированная сульфит-спиртовая барда.

КССК — комплекс снарядов со съемным керноприемником.

ЛБТ — легкосплавные бурильные трубы.

ЛБТМ — легкосплавные бурильные трубы муфтового соединения.

ЛБТН — легкосплавные бурильные трубы ниппельного соединения.

МГР — малоглинистые растворы.

ММЦ — модифицированная метилцеллюлоза.

МНП — магистральный нефтепровод.

МНПП — магистральный нефтепродуктопровод.

МРП — межремонтный период.

МРС — механизм расстановки свечей.

МУН — метод увеличения нефтеизвлечения.

НБ — насос буровой.

НБТ — насос буровой трехпоршневой.

НГДУ — нефтегазодобывающее управление.

НГК — нейтронный гамма-каротаж.

НКТ — насосно-компрессорные трубы. Трубы, по которым на добывающих скважинах выкачивается нефть, на нагнетательных — закачивается вода.

НПП — нефтепродуктопровод.

НПС — нефтеперекачивающая станция.

ОА — очистительные агенты.

ОБР — обработанный буровой раствор.

ОГМ — отдел главного механика.

ОГЭ — отдел главного энергетика.

ООС — охрана окружающей среды.

ОЗЦ — ожидание затвердения цемента.

ОТ — обработка призабойной зоны.

ОТБ — отдел техники безопасности.

ОПРС — ожидание подземного ремонта скважины. Состояние скважины, в которое она переводится с момента обнаружения неисправности и остановки до начала ремонт. Скважины из ОПРС в ПРС выбираются по приоритетам (обычно — дебит скважины).

ОПС — отстойник предварительного сброса.

ОРЗ(Э) — оборудование для раздельной закачки (эксплуатации).

ОТРС — ожидание текущего ремонта скважины.

ПАВ — поверхностно-активное вещество.

ПАА — полиакриламид.

ПАВ — поверхностно-активные вещества.

ПБР — полимер-бентонитовые растворы.

ПДВ — предельно-допустимый выброс.

ПДК — предельно-допустимая концентрация.

ПДС — предельно-допустимый сброс.

ПЖ — промывочная жидкость.

ПЗП — призабойная зона пласта.

ПНП — повышение нефтеотдачи пластов.

ПНС — промежуточная нефтепрекачивающая станция.

ППЖ — псевдопластичная (степенная) жидкость.

ППР — планово-предупредительные работы. Работы по профилактике неисправностей на скважинах.

ППС — промежуточная перекачивающая станция.

ППУ — паропередвижная установка.

ПРИ — породоразрушающий инструмент.

ПРС — подземный ремонт скважины. Ремонт подземного оборудования скважины при обнаружении неисправностей.

ПРЦБО — прокатно-ремонтный цех бурового оборудования.

ПСД — проектно-сметная документация.

РВС — вертикальный стальной цилиндрический резервуар.

РВСП — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с понтоном.

РВСПК — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с плавающей крышей.

РИР — ремонтно-изоляционные работы.

РИТС — ремонтная инженерно-техническая служба.

РНПП — разветвленный нефтепродуктопровод.

РПДЭ — регулятор подачи долота электрический.

РТБ — реактивно-турбинное бурение.

РЦ — ремонтный цикл.

СБТ — стальные бурильные трубы.

СБТН — стальные бурильные трубы ниппельного соединения.

СГ — смесь гудронов.

СДО — соляро-дистиллятная обработка. Обработка скважин.

Система ТО и ПР — система технического обслуживания и планового ремонта бурового оборудования.

СКЖ — счетчик количества жидкости. Счетчики для замеров жидкости непосредственно на скважинах для контроля замеров на ГЗУ.

СНС — статическое напряжение сдвига.

СПГ — сжиженный природный газ.

СПО — спуско-подъемные операции.

ССБ — сульфит-спиртовая барда.

Т — текущий ремонт.

ТБО — твердые бытовые отходы.

ТГХВ — термогазохимическое воздействие.

ТДШ — торпеда с детонирующим шнуром.

ТК — тампонажная композиция.

ТКО — торпеда кумулятивная осевого действия.

ТО — техническое обслуживание.

ТП — товарный парк. Место сбора и переработки нефти (тоже, что и УКПН).

ТП — технологический процесс.

ТРС — текущий ремонт скважины.

ТЭП — технико-экономические показатели.

ЕЕДН — группа Техники и Технологии Добычи Нефти.

УБТ — утяжеленные бурильные трубы горячекатаные или фигурного сечения.

УБР — управление буровых работ.

УЗД — ультразвуковая дефектоскопия.

УКБ — установка колонкового бурения.

УКПН — установка комплексной подготовки нефти.

УСП — участковый сборный пункт.

УЦГ — утяжеленный тампонажный цемент.

УШЦ — утяжеленный шлаковый цемент.

УЩР — углещелочной реагент.

УПГ — установка подготовки газа.

УПНП — управление повышения нефтеотдачи пласта.

УПТО и КО — управление производственно-технического обеспечения и комплектации оборудования.

УТТ — управление технологического транспорта.

УШГН — установка штангового глубинного насоса.

УЭЦН — установка электроцентробежного насоса.

ХКР — хлоркальциевый раствор.

ЦА — цементировочный агрегат.

ЦДНГ — цех добычи нефти и газа. Промысел в рамках НГДУ.

ЦИТС — центральная инженерно-техническая служба.

ЦКПРС — цех капитального и подземного ремонта скважин. Цех в рамках НГДУ, выполняющий ПРС и КРС.

ЦКС — цех крепления скважин.

ЦНИПР — цех научно-исследовательских и производственных работ. Цех в рамках НГДУ.

ЦППД — цех поддержания пластового давления.

ЦС — циркуляционная система.

ЦСП — центральный сборный пункт.

ШГН — штанговый глубинный насос. С качалкой, для низкодебитных скважин.

ШПМ — шинно-пневматическая муфта.

ШПЦС — шлакопесчаный цемент совместного помола.

ЭРА — электрогидравлический ремонтный агрегат.

ЭХЗ — электрохимическая защита.

ЭЦН — электроцентробежный насос. Для высокодебитных скважин.

Источник