Коротко о файле:Р / Реконструкция ЦППС. / Состав: комплект чертежей + спецификация, опросные листы, ведомость объемов работ.
В рамках раздела ТХ необходимо предусмотреть реконструкцию существующей технологической схемы ЦППС Западный Елемес с целью увеличения объёма подготовки нефти до требуемых параметров при увеличении материального потока.
Демонтаж существующих сооружений и оборудования:
Предусмотреть демонтаж следующих существующих технологических сооружений и оборудования:
1. Технологические надземные и подземные трубопроводы диаметром:
* Ø57 мм;
* Ø114 мм;
* Ø159 мм;
* Ø219 мм;
* Ø273 мм.
2. Трубопроводы и арматура, связанные с переводом резервуара пластовой воды РВС-4 под второй резервуар сырой нефти.
3. Надземные технологические трубопроводы и соответствующие задвижки.
4. Роторный сепаратор-каплеуловитель типа РСКУ.
5. Задвижки, регулирующие клапаны, регуляторы давления и фильтры.
6. Площадка узла качества нефти.
Основные проектные решения:
Разработать проектные решения по реконструкции ЦППС Западный Елемес, включая мероприятия по увеличению объёма подготовки нефти на ЦППС Западный Елемес на 558 м³/сут.
Проектные решения должны обеспечить подготовку газожидкостной смеси до товарной кондиции при увеличении среднего прироста поступающей продукции.
Проектируемые технологические сооружения:
В составе раздела ТХ предусмотреть следующие проектируемые сооружения:
1. Замена насосов ЦНСАн 105-98 на насосы ЦНСАн 105-245 в существующей технологической насосной и ППД, включая демонтаж и монтаж.
2. Нефтегазовый сепаратор НГС-1,0-2000-1-Т-И.
3. Перевязка существующих отстойников нефти ОБН-3000 №1 и №2.
4. Концевая сепарационная установка КСУ НГС-1,0-1600-А-Т-И.
5. Печи подогрева ППТ-0,2 для очищенной сточной воды.
6. Подземная дренажная ёмкость ЕП 8-2000-1-2 с электронасосным агрегатом НВ-Е50/50-3,0-В-55-У2.
7. Резервуары пластовой воды V=1000 м³ — 2 единицы.
8. Узел учёта газа на входе в ППТ-0,2Г.
9. Узел учёта газа на выходе НГС-2.
10. Узел учёта газа на выходе КСУ.
11. Узел учёта нефти на выходе ОБН №1.
12. Узел товарной нефти.
13. Подземная дренажная ёмкость ЕП 16-2000-1-2 с электронасосным агрегатом НВ-Е50/50-3,0-В-55-У2.
14. Узел очистки газа в блочном исполнении.
15. Узел учёта пластовой воды.
16. Узлы учёта газа после ГС.
17. Свеча продувочная Ду50.
Технологическая схема после реконструкции:
Предусмотреть технологическую схему, при которой продукция от скважин месторождения Западный Елемес поступает на замерную установку АМ 40-8-400 «Спутник».
На АГЗУ выполняется оперативный замер газожидкостной смеси от каждой скважины через счётчик жидкости ТОР-1-150 и счётчик газа СГ16МТ-250.
Далее газожидкостная смесь направляется в нефтегазовый сепаратор первой ступени НГС-1, где выполняется разделение нефти и газа.
После первой ступени сепарации нефтяная эмульсия направляется на существующие отстойники ОБН-3000 №1 и №2.
После отстойников нефть направляется на дальнейшую подготовку через концевую сепарационную установку КСУ.
Газ после сепарационного оборудования направляется через соответствующие узлы учёта газа.
Пластовая вода направляется на узел учёта пластовой воды и далее в соответствующую систему сбора/дренажа/подготовки.
Трубопроводная обвязка.
В разделе ТХ предусмотреть:
1. Разработку технологической обвязки нового сепарационного оборудования.
2. Обвязку существующих отстойников ОБН-3000 №1 и №2.
3. Обвязку новых резервуаров пластовой воды V=1000 м³.
4. Обвязку подземных дренажных ёмкостей.
5. Обвязку насосного оборудования.
6. Обвязку узлов учёта нефти, газа и пластовой воды.
7. Подключение продувочной свечи Ду50.
8. Демонтаж и монтаж участков трубопроводов в местах реконструкции.
9. Установку запорной, регулирующей и предохранительной арматуры.
10. Подключение технологических трубопроводов к существующей схеме ЦППС.
Насосное оборудование.
Предусмотреть замену существующих насосов ЦНСАн 105-98 на насосы ЦНСАн 105-245.
В составе работ предусмотреть:
1. Демонтаж существующих насосов.
2. Монтаж новых насосов.
3. Подключение насосов к существующим и проектируемым трубопроводам.
4. Проверку соответствия фундаментов, всасывающих и напорных линий.
5. Установку необходимой запорной и обратной арматуры.
6. Увязку насосов с системой ППД и технологической насосной.
Дренажная система.
Предусмотреть две подземные дренажные ёмкости:
1. ЕП 8-2000-1-2 с электронасосным агрегатом НВ-Е50/50-3,0-В-55-У2.
2. ЕП 16-2000-1-2 с электронасосным агрегатом НВ-Е50/50-3,0-В-55-У2.
Выполнить технологическую обвязку дренажных ёмкостей, включая линии сбора, перекачки, опорожнения, дренажа и подключения к существующим системам.
Узлы учёта.
Предусмотреть следующие узлы учёта:
1. Узел учёта газа на входе.
2. Узел учёта газа на выходе НГС.
3. Узел учёта газа на выходе КСУ.
4. Узел учёта газа после ГС.
5. Узел учёта нефти на выходе ОБН №1.
6. Узел товарной нефти.
7. Узел учёта пластовой воды.
Для каждого узла учёта предусмотреть технологическую обвязку, запорную арматуру, байпасные линии при необходимости, прямые участки трубопроводов, дренажные и продувочные линии.
Резервуары пластовой воды.
Предусмотреть монтаж двух резервуаров пластовой воды объёмом 1000 м³ каждый.
В составе работ предусмотреть:
1. Приёмные и отводящие трубопроводы.
2. Линии дренажа и перелива.
3. Запорную арматуру.
4. Подключение к системе пластовой воды.
5. Увязку с технологической схемой ЦППС.
Продувочная свеча.
Предусмотреть установку продувочной свечи Ду50.
В составе работ предусмотреть:
1. Подключение свечи к технологическим газовым линиям.
2. Установку запорной арматуры.
3. Безопасное удаление продувочного газа.
4. Увязку с узлами очистки и учёта газа.
Итоговый состав работ по ТХ.
Раздел ТХ должен включать:
1. Анализ существующей технологической схемы ЦППС.
2. Разработку технологической схемы после реконструкции.
3. Демонтаж существующего оборудования, трубопроводов и арматуры.
4. Монтаж нового сепарационного оборудования.
5. Монтаж и обвязку насосного оборудования.
6. Монтаж и обвязку резервуаров пластовой воды.
7. Монтаж и обвязку подземных дренажных ёмкостей.
8. Монтаж узлов учёта нефти, газа и пластовой воды.
9. Монтаж узла очистки газа.
10. Монтаж продувочной свечи Ду50.
11. Разработку трубопроводной обвязки.
12. Подбор и установку запорной, регулирующей и предохранительной арматуры.
13. Разработку решений по дренажу, продувке и опорожнению оборудования.
14. Увязку проектируемых сооружений с существующей технологической схемой ЦППС.
15. Разработку ведомостей оборудования, трубопроводов, арматуры и демонтажных работ.
Ведомость рабочих чертежей
Общие данные
ДЕМОНТАЖ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
ВНУТРИПЛОЩАДОЧНЫЕ СЕТИ
ВНУТРИПЛОЩАДОЧНЫЕ СЕТИ ПЛАН РАСПОЛОЖЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОПОР
УЗЛЫ 1; 2; 3; 4; 5; 6; 7; 8;
УЗЛЫ 9; 10; 11; 12; 13;
УЗЛЫ 14; 15; 16; 17; 18; 19;
УЗЛЫ 20; 21; 22; 23; 24; 25; 26;
УЗЛЫ 27; 28; 29; 30; 31; 32;
УЗЛЫ 33; 34; 35; 37;
УЗЕЛ 36;
УЗЛЫ 38; 39; 40;
КОЖУХИ ЗАЩИТНЫЕ КЗ-1 ПРИ ПЕРЕХОДЕ ЧЕРЕЗ АВТОДОРОГИ
КОЖУХИ ЗАЩИТНЫЕ КЗ-2 ПРИ ПЕРЕХОДЕ ЧЕРЕЗ АВТОДОРОГИ
КОЖУХИ ЗАЩИТНЫЕ КЗ-3 ПРИ ПЕРЕХОДЕ ЧЕРЕЗ АВТОДОРОГИ
ИЗОЛИРУЮЩИЙ ФЛАНЕЦ DN50 PN16
ИЗОЛИРУЮЩИЙ ФЛАНЕЦ DN80 PN16
