Газопроводы низкого давления Самотлорского управления по компримированию газа.
Система газопроводов по транспорту попутного нефтяного газа первой сту-пени сепарации включает в себя систему газопроводов различного диаметра, ус-тановки дополнительной сепарации газа (УДС), систему связи, подъездные доро-ги. Система газопроводов внутрипромыслового сбора и транспорта газа предна-значена для сбора попутного нефтяного газа с КСП, ДНС месторождений Нижне-вартовского района, частичной подготовки его (сепарации) и передачи в качестве сырья на Нижневартовский и Белозерный ГПЗ, а также для поставки газа в каче-стве рабочего агента на компрессорные станции для газлифтной добычи нефти.
Система газопроводов внутрипромыслового сбора и транспорта газа по-строена на территории Нижневартовского района. Проект выполнен институтом "ГИПРОТЮМЕНЬНЕФТЕГАЗ". Строительство системы транспорта газа осуще-ствлялось в несколько очередей. Дата ввода в эксплуатацию первой очереди - 1976 год; пятой очереди-1996 год. Строительство объекта выполнялось генпод-рядчиком - трестом "САМОТЛОРТРУБОПРОВОДСТРОЙ".
Попутный нефтяной газ из газосепараторов КСП, ДНС с давлением 3-7 кг/см2 и температурой 0°С-35°С через узлы учета газа поступает в газопроводы внутрипромыслового сбора и транспорта газа. В процессе транспорта нефтяного газа вследствие снижения температуры в газопроводах выпадает газовый кон-денсат и вода, вызывающие образование жидкостных и гидратных пробок. Для своевременного вывода конденсата и капельной жидкости, выносимой из газосе-параторов КСП, ДНС по трассе газопроводов установлены промежуточные сепа-раторы объемом 100 м3 по одному и более единиц в нескольких местах, называе-мые установками дополнительной сепарации или путевые сепараторы-осушители (УДС, ПСО).
Выделившаяся в газосепараторах УДС, ПСО жидкость поступает в конден-сатосборник, откуда откачивается насосом в нефтепроводы.
Для борьбы с гидратными пробками на УДС, ПСО установлены метаноль-ницы, из которых метанол подается в газопровод через специальные шайбы, ка-либрованные под нормированный расход метанола. Для хранения метанола опре-делены места на УДС-1,2,4,14.
Попутный газ с КСП, ДНС южной части Самотлорского месторождения, пройдя газосепараторы УДС 1,2,3, по четырем ниткам газопроводов поступает на Нижневартовский газоперерабатывающий завод. Попутный газ с северной части Самотлорского месторождения, пройдя газосепараторы УДС 4, 14, по трем нит-кам газопроводов поступает на Белозерный газоперерабатывающий завод. В сис-тему транспорта попутного нефтяного газа также входят газопроводы, предназна-ченные для подачи газа на газлифтные КС, также проходящие по месторожде-нию, и имеющие сообщение с КС и УДС. Регулирование расхода газа на НВГПЗ и газлифтные КС осуществляется обслуживающим персоналом участка №1 цеха транспорта газа путем закрытия или открытия задвижек на узлах переключений на УДС-1 с операторной или по месту. Регулирование расхода газа на БГПЗ осу-ществляется обслуживающим персоналом участка №2 цеха транспорта газа путем закрытия или открытия задвижек на узле переключений на УДС-4 с операторной или по месту. При возникновении аварийных ситуаций на УДС, ПСО технологи-ческой схемой предусмотрен транспорт газа, минуя газосепараторы. Технологи-ческая схема транспорта газа оборудована узлами переключений для перераспре-делений потоков газа на ГПЗ И КС, а также для отключения участков газопрово-дов с целью проведения ремонтных работ.
Применение метода закачки сухого газа под высоким давлением определя-ется не только пластовыми характеристиками, но и экономическими соображе-ниями. В процессе вытеснения нефти сухим газом под высоким давлением угле-водороды их нефти переходят в газ, образуя зону смешения.
Поэтому газлифтному способу добычи нефти уделялось очень большое внимание КПСС, Правительства и МНП. В Нижневартовск и на объекты НУКГ приезжали руководители партии (М.С.Горбачёв, Е.К.Лигачёв и др.), Министры нефтяной промышленности (Н. Мальцев, В.В. Динков ).
В настоящее время такого внимания не уделяется и газлифтный способ до-бычи нефти держится за счёт ОАО "Нижневартовскнефтегаз". Так в 1995 году за счёт финансовых средств ОАО "ННГ" была построена КС-3/2 , оборудование японской фирмы "Мицубиси".
Функции предприятия:
сбор попутного нефтяного газа I - ой и концевой ступеней сепарации с площадок подготовки и перекачки нефти, его подача на газлифтные компрессорные станции и транспорт на газоперерабатывающие за-воды ОАО "Белозерный газоперерабатывающий комплекс" и
ОАО "Нижневартовский газоперерабатывающий комплекс".
выполнение основной работы в процессе газлифтного способа добы-чи нефти, составляющего около 14,71% от общей добычи нефти ОАО "Самотлорнефтегаз", - приём газа первой ступени сепарации нефти, его компримирование до 112 кг/см2, осушку и транспорт на кусты скважин.
Основные объекты инфраструктуры:
газопроводы низкого давления системы сбора и транспорта газа;
площадочные объекты системы сбора и транспорта газа (ВКС, УДС, ПСО);
газопроводы высокого давления газлифтного комплекса добычи нефти;
площадочные объекты газлифтного комплекса (КС);
трубопроводы систем сбора и утилизации углеводородного конден-сата;
установки получения сырья и выработки бензина газового стабиль-ного (УСГВД,
УСЖУ);
вспомогательные объекты.
Общая протяженность газопроводов составляет - 1405,6 км., из них:
газопроводы низкого давления системы сбора и транспорта газа - 696,6км;
газопроводы высокого давления газлифтного комплекса - 709 км.;
Площадочные объекты - 32 единицы, из них:
газлифтные компрессорные станции (КС) - 6 ед.,
вакуумные компрессорные станции (ВКС) - 17 ед.,
узлы дополнительной сепарации (УДС) -5 ед.,
путевые сепараторы осушители (ПСО) - 3 ед.
Производственные объекты и сооружения:
газосборные трубопроводы низкого давления газа I ступени сепара-ции
(всего 635,029 км, из них: - в эксплуатации - 600,529 км; - на консер-вации - 34,5 км;
газопроводы для подачи газа высокого давления (всего ГВД - 825,43 км, из них: - в эксплуатации - 709,8 км; - на консервации - 115,63 км) от компрессорных станций до кустов эксплуатационных скважин;
компрессорные станции КС-1,2,3,4,25,6,20 для компримирования газлифтного газа.
вакуумные компрессорные станции ВКС-1,2,3,4,6,9,10,11,13,14,16,19,21,23, ЦТП,32, ВКС Лор-Еган, ВКС Хох-ряковская, ВКС Тюменская, ВКС Ван-Еган;
установки дополнительной сепарации газа (УДС-1,2,3,4,14);
путевые сепараторы осушители (ПСО - 6, 11, 16, 23)
Газлифтные компрессорные станции:
КС-20 - 28.06.82 года - фирма "Крезо-Луар" Франция (3 компрессорные линии)
КС-2 - 16.07.82 года - (3 компрессорные линии)
КС-6 - 7.02.83 года - фирма "Крезо-луар" Франция (3 компрессорные ли-нии)
КС-25 - 21.10.83 года - (3 компрессорные линии)
КС-1 - 23.06.84 года - (3 компрессорные линии)
КС-4 - 20.09.84 года - (3 компрессорные линии)
КС-3/2 - 24.05.86 года (реконструкция в 1995 году) - фирма "Мицубиси" Япония (2 компрессорные линии).
Вакуумные компрессорные станции:
ВКС-10 - 25.06.01 года (2компрессора)
ВКС-16 - 01.86 года - реконструкция 1.11.98 (2 компрессора)
ВКС-6 - 12.86 года (2 компрессора)
ВКС-11 - 12.86 года - реконструкция 1.07.99 (2 компрессора)
ВКС-9 - 10.87 года - реконструкция 1997 г. (2 компрессора)
ВКС-21 - 06.87 года (2 компрессора)
ВКС-23 - 10.87 года (2 компрессора)
ВКС-13 - 11.89 года (2 компрессора)
ВКС-1 - 11.90 года (2 компрессора)
ВКС-4 - 12.91 года (1 компрессор)
ВКС-2 - 04.92 года (2 компрессора)
ВКС-3 - 06.97 года (2 компрессора)
ВКС-ЦТП- 08.97 года (3 компрессора)
ВКС-19 - 11.99 года (1 компрессор)
ВКС-14 - 10.85 года (2компрессора)
ВКС-32 - 12.94 года (2 компрессора)
ВКС Лор-Еган - 07.89 года (1 компрессор)
ВКС Ван-Еган - 08.98 года (2 компрессора)
ВКС Хохряковская - 07.99 года (2 компрессора)
ВКС Тюменская - 06.89 года (2 компрессора)
В управлении имеется собственная база по ремонту и обслуживанию обо-рудования, расположенная в черте города.
Капитальные ремонты технологического, КИП и А, а также средние ремон-ты компрессоров осуществляются, как собственными силами так и подрядными организациями.
Численность и структура предприятия
Численность управления в 2002 г- 883 человек, из них:
- рабочих - 705 чел;
- ИТР - 178 чел.
Планируемая численность на 2003 г. - 883 человек, из них:
- рабочих - 713 чел;
- ИТР - 170 чел.
Управление состоит из:
Административно - управленческий аппарат: 67 человек
Центральная инженерно -технологическая служба - 12 человек, осуществ-ляет координацию работ всех подразделений и оперативное управление технологическими процессами в суточном режиме.
Цех компримирования газа №1: 21 ИТР, 175 рабочих.
В состав цеха входят следующие объекты:
КС-1
КС-2
КС-3
КС-4
КС-25
КС-6
КС-20
ЦКГ-1осуществляет на газлифтных КС - компримирование газа первой ступени сепарации с 5 кг/см2 до 112 кг/см2, его осушку и подачу его в систему га-зопроводов высокого давления;
Цех компримирования газа №2: 12 ИТР, 136 рабочих.
В состав цеха входят следующие объекты:
ВКС-10 ВКС-4
ВКС-16 ВКС-2
ВКС-6 ВКС-3
ВКС-11 ВКС-ЦТП
ВКС-9 ВКС-19
ВКС-21 ВКС-14
ВКС-23 ВКС-32
ВКС-13 ВКС Лор-Еган
ВКС-1 ВКС Ван-Еган
ВКС Хохряковская
ВКС Тюменская
ЦКГ-2 осуществляет:
на ВКС - утилизацию газа концевых ступеней сепарации, его компримиро-вание и транспорт на газоперерабатывающие заводы.
Цех транспорта газа №1: 7 ИТР, 45 рабочих.
Участок №1
Участок №2
Осуществляет транспорт газа высокого давления от газлифтных КС до газ-лифтных скважин.
Цех транспорта газа №2: 10 ИТР, 75 рабочих.
Участок №1 - УДС-1,2,3
Участок №2 - УДС-4,14
Участок №3 - обеспечение газом сторонних потребителей
Осуществляет транспорт газа низкого давления на ГПЗ и сторонним пред-приятиям.
Цех ремонта технологического оборудования: 10 ИТР, 79 рабочих.
Осуществляет планово - предупредительный и аварийный ремонт техноло-гического оборудования и трубопроводов компрессорных станций, газопро-водов газлифтной системы, трубопроводов и технологического оборудования цеха транспорта газа низкого давления, изготовление и деталей и узлов не-стандартного оборудования.
Цех технического обеспечения №1: 12 ИТР, 66 рабочих.
Осуществляет техническое обслуживание и плановый ремонт средств КИ-ПиА на КС, ВКС, УДС.
Цех технического обеспечения №2: 16 ИТР, 63 рабочих.
Осуществляет монтаж, техническое обслуживание и плановый ремонт электрооборудования на КС, ВКС, УДС, производит высоковольтные испыта-ния электрооборудования подстанций, кабелей и электрических машин, на-ладку релейной защиты и средств учета.
Физико -химическая лаборатория: 2 ИТР, 18 рабочих.
Осуществляет контроль качества реагентов, используемых в производстве, анализы попутного нефтяного газа.
Цех технического обеспечения №3: 4 ИТР, 34 рабочих.
В комплекс сооружений для эксплуатации Самотлорского месторождения газлифтным способом добычи нефти эксплуатируемых управлением по компримированию газа входят:
газосборные трубопроводы низкого давления для обеспечения газлифтного комплекса газом I ступени сепарации;
газопроводы для подачи газа высокого давления от компрессорных станций до кустов эксплуатационных скважин.
компрессорные станции КС-1,2,3,4,25,6,20 для компримирования газлифт-ного газа.
вакуумные компрессорные станции ВКС-1,2,3,4,6,9,10,11,13,16,19,21,23, ЦТП,14,32, ВКС Лор-Еган, ВКС Ван-Еган, ВКС Тюменская, ВКС Хохря-ковская для утилизации газа с концевых ступеней сепарации и подачи газа на ГПЗ.
газосборные трубопроводы низкого давления газа I ступени сепарации.
установки дополнительной сепарации газа (УДС-1,2,3,4,14).