Установка комплексной подготовки нефти и газа Зайкинского месторождения

метки: Установка, Подготовка, Сепаратор, Комплексный, Давление, Емкость, Уровень, Факел

1 Назначение и производительность установки

2 Состав сооружений

3 Разработчик технологии и проектировщик

4 Ввод в эксплуатацию

• Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции

1 Сырье

2 Характеристика готовой продукции

3 Вспомогательные материалы

• Описание технологического процесса и технологической схемы установки

1 Предварительный сброс пластовой воды

2 Осушка попутного нефтяного газа

2.1 Сепарация (разгазирование) нефти

2.2 Транспортировка газонасыщенной нефти

3 Отделение и утилизация пластовой воды

3.1 Сепарация (разгазирование) пластовой воды

3.2 Гравитационный отстой и транспортировка пластовой воды в систему ППД

3.3 Улавливание остаточной нефти и конденсата

4 Вспомогательные узлы и оборудование

• Нормы технологического режима работы установки
• Контроль технологического процесса

1 Аналитический контроль технологического процесса

2 Система сигнализации и блокировок

• Пуск и остановка установки комплексной подготовки нефти и газа

1 Общие положения

2 Подготовка установки к пуску

3 Прием на установку энергоресурсов

3.1 Прием пара

3.2 Прием воздуха КИПиА

3.3 Прием электроэнергии

4 Продувка аппаратов и трубопроводов

5 Последовательность пуска установки

6 Нормальная длительная остановка установки

• Основные правила безопасности ведения технологического процесса

7.1Показатель пожароопасности и токсичности сырья, получаемых продуктов и

применяемых реагентов, а также жидких и газообразных отходов

2 Опасные факторы, действующие на объекте

3 Классификация взрывоопасных помещений, наружных установок и характеристика взрывоопасных смесей

7.4Основные мероприятия по обеспечению безопасного ведения технологического процесса и защита организма работающих

7.5 Описание применения противопожарных средств. Способы пожаротушения

6 Основные меры первой помощи пострадавшим

• Возможные неполадки технологического процесса и оборудования. Аварийная остановка установки

1 Возможные неполадки технологического процесса и оборудования

2 Аварийная остановка установки

2.1 Аварийное положение на УКПНГ

2.2 Разрыв трубопроводов, аппаратов, нарушение герметизации соединений

По АТП «Автоматизированная система управления технологическим ...

... пластового давления и вытеснения нефти. В связи с продолжающимся укрупнением и комбинированием технологических установок и широким применением каталитических процессов ... Автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУТП) – человеко-машинная система управления, обеспечивающая автоматизированный сбор и обработку информации, необходимой для оптимизации управления технологическим ...

2.3 Возникновение пожара

8.2.4 Отключение электроэнергии

8.2.5 Отключение подачи сжатого воздуха для приборов КИПиА33

8.2.6 Отсутствие оборотного водоснабжения

9. Мероприятия по охране окружающей среды

9.1 Основные мероприятия по охране окружающей среды на установке

9.1.1 Герметизация технологического оборудования

9.1.2 Автоматизация технологических процессов

9.1.3 Утилизация сточных вод

9.1.4 Сбор и максимальное использование попутного нефтяного газа

9.2 Выбросы в атмосферу дымовых газов потери от испарения, факельных сбросов

10. Мероприятия по обеспечению противопожарной защиты

10.1 Молниезащита и защита от статического электричества

11.Спецификация оборудования

11.1Краткая характеристика технологического оборудования

11.2 Эксплуатация компрессоров и насосов

11.3 Спецификация регулирующих клапанов

11.4 Краткая характеристика предохранительных клапанов

12. Перечень обязательных инструкций и нормативно-технической документации

1. Общая характеристика объекта

1 Назначение и производительность установки

Установка комплексной подготовки нефти и газа Зайкинского месторождения предназначена для предварительного сброса пластовой воды, сепарации нефти и осушки газа, методом низкотемпературной конденсации с получением газа и нестабильной нефти с кондициями, обеспечивающими ее транспорт с подготовленной продукцией газоконденсатных пластов.

Сооружение на ПС обеспечивают подготовку: пластовой нефти 520 тыс.т./год; продукции газоконденсатных скважин в количестве 615 тыс.т./год.

Газовый конденсат и нестабильная нефть транспортируется на установку подготовки нефти Росташинского месторождения. Газ транспортируется на Староалександровскую компрессорную станцию.

В качестве ингибитора гидратообразования применяется метанол.

2 Состав сооружений

На пункте сбора предусматриваются следующие сооружения:

• установка предварительной сепарации и сброса пластовой воды;

—установка комплексной подготовки газа, состоящая из трех сепарационных отделений;

установка сепарации нефти, обеспечивающая сепарацию продукции нефтяных скважин при 1,1 — 1,6 МПа (11 — 16 кг/см2);

насосная нестабильной нефти и конденсата, предназначенная для перекачки нестабильной нефти на установку подготовку нефти Росташинского месторождения;

площадка аварийных емкостей, обеспечивающая двух часовой аварийный прием нестабильной нефти и конденсата;

узел замера газа и конденсата на пункте сбора;

установка очистки пластовых вод перед закачкой в пласт;

факельное хозяйство;

реагентное хозяйство.

.3 Разработчик технологии и проектировщик

Разработчик технологии и проектировщик — институт «Гипровостокнефть», г. Самара.

Топливно-энергетические ископаемые: (нефть, газ, уголь, горючие ...

... и насыщения, определяется давлением растворённого в нефти газа и краевых вод. При добыче нефти ... нефти). 1.2 Природный газ смесь газов, образовавшихся в недрах Земли при анаэробном разложении органических веществ. Природный газ относится к полезным ископаемым. Природный газ в пластовых ... добычи. Уголь добывают в основном в экономически развитых странах: ФРГ, Великобритания, Польша, Австралия, ЮАР и ...

.4 Ввод в эксплуатацию

Ввод в эксплуатацию установки — 1987 год.

установка нефть газ пластовый

2. Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции

.1 Сырье

Сырьем установки комплексной подготовки нефти и газа на пункте сбора является продукция скважин Зайкинского, Зоринского газоконденсатных месторождений, а также газожидкостная смесь Вишневского месторождения.

Состав продукции нефтяных скважин представлен в таблицах № 1, 2.

Таблица №1 Физико-химические свойства нефти

НаименованиеПласт ДЗПластовая нефть Плотность, г/см3 0,5180 Вязкость, МПа*с 0,22 Рабочий газовый фактор, м3/т 456,4 Разгазированная нефтьПлотность, г/см3 0,7951 Вязкость, МПа*с 3,00 Содержание серы, % масс. 0,17 Содержание смол, % масс. 1,2 Содержание парафина, % масс. 8,7

Характеристика пластовой смеси, отсепарированной жидкости, выделившегося газа из газоконденсатных пластов даются по результатам исследования глубинных проб.

В составе газовой фазы преобладает метан (75,1 % мольн), этан (12,04 % мольн.) и пропан (5,62 мольн.).

Отсепарированная жидкость плотностью 0,7932 г/см3 содержит (в масс %) смол силикагелевых — 0,69; асфальтенов — 0,27; парафинов — 9,3; серы — 0,14.

Таблица №2. Компонентный состав пластовой нефти

Компоненты% мольн.% масс.Углекислый газ 0,60 0,48 Азот 0,53 0,27 Метан 51,40 14,95 Этан 13,86 7,56 Пропан 8,25 6,60 Изо-бутан 0,91 0,96 П-бутан 3,03 3,20 Изо-пентан 1,09 1,42 П-пентан 1,65 2,16 Гексан 2,3 3,6 Гептан 1,85 3,36 Остаток 14,53 55,44

Молекулярная масса 55.

Молекулярная масса пластовой смеси равна 35. Компонентный состав продукции газоконденсатных пластов приведен в таблице №3.

Таблица №3

Компоненты, % мол.Значения для пластовД4-1Д4-2Д5-1Д5-2в среднемАзот + редкие 0,43 0,51 0,48 0,35 0,42 Углекислый газ 1,52 0,82 1,34 1,5 1,33 Метан 67,89 72,81 67,44 64,63 66,94 Этан 13,14 10,85 10,93 12,25 11,57 Пропан 5,56 4,57 5,2 5,76 5,37 Изобутан 0,75 0,59 0,72 0,80 0,74 Н-бутан 1,94 1,63 1,93 2,08 1,95 Изопентан 0,73 0,57 0,69 0,79 0,72 Н-пентан 0,91 0,71 0,95 1,02 0,95 Гексаны 1,19 0,92 1,58 1,49 1,43 Гептаны 1,08 0,60 1,49 1,30 1,25 Октаны 0,53 0,46 0,99 0,87 0,84 Остаток 4,33 4,96 6,26 7,16 6,49 Средняя молекулярная масса 33 31 37 39 35

2.2 Характеристика готовой продукции

Продукцией установки комплексной подготовки нефти и газа является:

—газ с давлением 1,7-3,6 МПа, с точкой росы +11°С;

Нефть в пластовых условиях

... дистиллированной воды при +20 °С, обычно равному 50–52 с. Вязкость нефтейколеблется в широких пределах изависит от пластового давления, температуры ирастворенного в нефти газа. Зависимость вязкости от ... поверхностного натяжения в субкапиллярных порах. Нефть и газ по химическому составу являются очень сложными углеводородами, находящимися при повышенных пластовом давлении и температуре, что отличает ...

—смесь нестабильной нефти и нестабильного конденсата с давлением насыщения до 1,6 МПа.

Составы газа и смеси нестабильной нефти с нестабильным конденсатом получены расчетным путем и представлены в таблицах № 4 — 6.

Таблица №4 Компонентный состав товарного газа

Компоненты% мольн.% часе.Азот 0,26 0,73 Углекислый газ 0,44 1,8 Метан 0,16 19,19 Этан 0,30 12,72 Пропан 0,44 4,21 Н-бутан 0,58 0,74 Изобутан 0,58 0,32 Н-пентан 0,72 0,13 Изопентан 0,72 0,14 Гексан + выше 0,88 0,02

Молекулярная масса 20,19 г/моль

Плотность 0,840 кг/м3

Продукцией установки комплексной подготовки нефти и газа является газ Р=1,7-3,4 МПа, с точкой росы — +11 Си смесь нестабильной нефти с нестабильным конденсатом.

Таблица №5Состав товарного газа

Компоненты% мол.Азот 0,61 Углекислый газ 1,34 Метан 82,42 Этан 11,34 Пропан 3,30 Н-бутан 0,24 Изобутан 0,52 Н-пентан 0,09 Изопентан 0,09 Гексан + выше 0,05 Итого 100

Таблица №6. Состав смеси нестабильной нефти и нестабильного конденсата

Компоненты% мол.Азот 0,03 Углекислый газ 0,70 Метан 14,09 Этан 14,12 Пропан 13,16 Н-бутан 2,17 Изобутан 6,54 Н-пентан 2,64 Изопентан 3,74 Гексан + выше 42,81 Итого 100

.3 Вспомогательные материалы

Метанол. Химическая формула СНзОН.

Молекулярный вес — 32

Плотность — 793 кг/м3.

Внешний вид — бесцветная, прозрачная жидкость, легко подвижная, летучая жидкость. С водой и спиртом смешивается в любых соотношениях. Метанол горюч, взрывопожароопасен, является сильным ядом.

Применяется для подачи в трубопроводы газа для предотвращения образования гидратных пробок.

Ингибитор коррозии ВНПП-1-Н.

Плотность при 20 °С — 900-990 кг/м3.

Температура застывания — — 35 °С.

Температура вспышки — + 40 °С.

Температура воспламенения — +262 °С.

Внешний вид — однородная темно-коричневая жидкость, обладает обволакивающим действием, резко выраженным местно-раздражающим действием при попадании на слизистую оболочку глаза, а также аллергическими действиями при попадании на кожу.

Применяется для подачи в нефтепроводы для предотвращения углекислой коррозии.

Современные прогнозы отечественных и мировых запасов нефти и ...

... Эксперты резюмируют: во многих отраслях нефть можно заменить газом. Россия не только производит больше газа, чем любая другая страна, но ... причин: при окислении водорода образуется как побочный продукт вода, из нее же можно добывать водород. Энергия приливов ... SEC и основывается исключительно на анализе геологических признаков, без учета экономических факторов. По данной классификации, в зависимости ...

Таблица №7. Физико-химические свойства попутных пластовых вод

Наименование показателяЗначение показателя1. Плотность по ГОСТ 3900-85, кг/м’ 1027 2. Показатель активности водородных ионов — рН 6,06 3. Ионный состав воды по ГОСТ 39-071-78 г/дм3 СГ-28,82 СО4-0,3164 НС03-0,4636 Са++3,1664 м§++0,4862 Ма+, К+ 4. Минерализация, г/дм3 47

3. Описание технологического процесса и технологической схемы установки

Установка комплексной подготовки нефти и газа предназначена для сепарации нефти, газа и отделения пластовой воды.

На УКПНГ осуществляются следующие процессы:

. Предварительный сброс пластовой воды.

. Сепарация (разгазирование) нефти и ее транспорт.

. Отделение и утилизация пластовой воды.

.1 Предварительный сброс пластовой воды

Обводненная газонасыщенная нефть от скважин, по выкидным линиям и нефтегазосборным коллекторам поступает на блок входных ниток (БВН) №1,2, где собирается в общий коллектор и направляется в трехфазный сепаратор С-100 с давлением 20-52 кг/см2 и температурой 18-25°С. В зимнее время, при снижении температуры продукции скважин, газожидкостная смесь после БВН-2 подогревается в печах ПТ 16×150/1-2 до температуры 24-35°С, с целью создания в сепараторе С-100 температуры летнего периода. В этом сепараторе осуществляется сброс пластовой воды и первичная сепарация нефти. На установке предусмотрено три нитки УНТС, работающих параллельно, сепаратор С-100 является общим для всех ниток.

Сепаратор С-100 представляет собой горизонтальный цилиндрический сосуд со сферическими днищами, объем V=18 м3, с перегородкой и пеногасящей насадкой внутри.

Сепаратор С-100 для защиты от превышения давления оснащен предохранительными клапанами, сброс газа с предохранительных клапанов на факел.

Обводненная нефть поступает в первую секцию сепарации, вода как более тяжелая фаза скапливается на дне первой секции, нефть как более легкая фаза перетекает через перегородку и накапливается во второй секции, выход воды и нефти осуществляется в специальную буферную зону, представляющую собой горизонтальный цилиндрический сосуд с глухой перегородкой внутри.

Уровень раздела фаз нефть-вода, контролируемого в буферной зоне первой секции С-100, в пределах 70-90% замеряется уровнемером, регулируется прибором LRCA-200b и регулирующим клапаном, установленном на линии выхода пластовой воды. Отделившаяся вода поступает в разделители жидкости Е-101/2,4,6.

Уровень нефти во второй секции замеряется уровнемером, регулируется прибором LRCF-100a регулирующим клапаном, установленном на выходе нефти из сепаратора С-100 нефть поступает в сепаратор С-103/1-3.

Добыча нефти и газа на Ярино-Каменноложском, Кокуйском и Уньвинском ...

... забойный штуцер. Режим работы скважины (дебиты нефти. газа и воды, давление забойное и устьевое) зависит ... развитие пермской нефти. Проектный коэффициент извлечения нефти составляет 0,65. Месторождение обладает хорошими ... через которые жидкость из скважины поступает в насос. В верхней ... газовые сепараторы, трапы), где происходит отделение газа от нефти. При высоком устьевом давлении продукция ... Уньвинское ...

Давление газа в сепараторе С-100 поддерживается в заданных пределах регулятором РIRК-140 и регулирующим клапаном, установленном на линии входа газа в сепаратор С-101/1-3, схемой предусмотрен контроль температуры и давления в С-100 по месту прибором РI-100, ТL-100.

На период технического освидетельствования сепаратора С-100 и в аварийных случаях газонасыщенная смесь и газовый конденсат поступает по байпасу в сепаратор С-101/1-3 через дросселирующее устройство PIRC-140.

.2 Осушка попутного нефтяного газа

Осушка, выходящего на сепаратор С-100, природного и нефтяного газа не осуществляется, т.к. с вводом в эксплуатацию Зайкинского ГПП давление в системе сбора снижено до 20-23 кг/см2. Улавливание паров влаги и капельной жидкости из газовой фазы производится в сепараторе С-102/1-3.

Для предотвращения образования гидратов при осушке газа и связывания паров воды, выносимых вместе с газом, используется метанол, который дозируется насосом ПТ-1х250. Ввод метанола производится в линию газа из сепаратора С-100, в линию газа на вход сепараторов С-101/1-3 и теплообменники Т-101/1-3. Расход метанола составляет 1,5 кг на 1000 м3 газа.

Выходящий из сепаратора С-100 газ поступает тремя параллельными потоками в сепараторы С-101/1-3 с давлением 20-52 кг/см2 и температурой 18-25°С. В сепараторах С-101/13 происходит улавливание капель нефти и конденсата, уносимых вместе с газом, а также метанольный раствор воды.

Сепаратор С-101 — горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами, объем 25 м3, для защиты от превышения давления на сепараторе имеется спаренный предохранительный клапан.

Уловленная нефть, газовый конденсат и насыщенный водой метанол отводятся из С-101 в сепаратор С-103.

Уровень конденсата в С-101 поддерживается автоматически в заданных пределах 50-60 % прибором IIRСКА-185 и регулирующим клапаном, установленном на линии отвода конденсата, предусмотрен дублирующий прибор контроля уровня в сепараторе по прибору LSA-152, при достижении максимального уровня срабатывает сигнализация.

Давление в С-101 контролируется по техническим манометрам, при превышении давления в С-101 срабатывает сигнализация от прибора LSA-142.

Из сепаратора С-101 газ поступает в кожухотрубчатый теплообменник Т-101 (в трубное пространство), где охлаждается холодным газом из сепаратора С-102, который попадает в межтрубное пространство.

Из теплообменника Т-101 газ поступает через дросселирующее устройство в сепаратор С-102. В летнее время роль дросселя выполняет эжектор ЭГ-101 используемый для отсоса низконапорных газов из емкости Е-01/1-6 и Е-104.

Подготовка нефти и газа к транспортировке

... При обессоливании обезвоженную нефть смешивают с пресной водой, создавая искусственную эмульсию, ... в результате интенсивного перемешивания нефти с буровой водой. Обезвоживание проводится на промыслах и является наряду с дегазацией первым этапом подготовки нефти к транспортировке и переработке. ...

При дросселировании давление газа снижается до 17-36 кг/см2 и происходит снижение температуры до 12-14 °С, что способствует конденсации тяжелых компонентов газовой фазы. Улавливание конденсата осуществляется в сепараторе С-102.

Сепаратор С-102 — вертикальный цилиндрический аппарат, объемом 4 м3, снабженный двумя спаренными предохранительными клапанами, из которых один рабочий, а другой резервный.

В сепараторе С-102 контроль и регулирование уровня в пределах 58-60 % осуществляется регулятором LС-101 и регулирующим клапаном, установленном на линии выхода конденсата.

Контроль загрузки сепарационного отделения по газу осуществляется по оперативному узлу учета на каждой нитке НТС. Максимальная загрузка сепарационного отделения — 50 тыс. м3 газа в час.

Дальнейшая осушка газа до требований ОСТ51-43-90 осуществляется на Зайкинском газоперерабатывающем предприятии.

.2.1 Сепарация (разгазирование) нефти

Нефть после первой ступени сепарации из сепаратора С-100 и смесь метанольной воды с нефтью и газовым конденсатом из сепаратора С-101 поступает во вторую ступень сепарации в сепаратор С-103.

Сепаратор С-103 — горизонтальный цилиндрический сосуд со сферическими днищами, объемом 25 м3.

Для защиты от превышения давления на сепараторе С-103 установлен спаренный предохранительный клапан, сброс газа с ППК на факел. Давление замеряется по техническому манометру РI-153.

Газ из С-103 поступает в сепаратор С-102, где смешивается с основным потоком газа из сепаратора С-101. Давление в С-103 не регулируется и определяется давлением в сепараторе С-102.

Уровень в С-103 поддерживается в заданных пределах регулятором LRСКА-193 и регулирующим клапаном, установленным на линии выхода жидкой фазы в разделитель жидкости Е-101/1-3-5.

Давление в С-103 замеряется техническим манометром РI-153, превышение уровня контролируется прибором ISА-195 с сигнализацией на ЦПУ.

Пластовая нефть и газовый конденсат насыщенный метанолом из С-103 поступает в разделитель жидкости Е-101/1-3-5, где происходит окончательное отделение воды от нефти и частичная ее сепарация до давления 16-25 кг/см2. Газ направляется на газорегуляторный пункт, вода — на установку очистки пластовых вод.

Разделитель жидкости Е-101 — горизонтальный цилиндрический сосуд со сферическими днищами, с перегородками внутри, объемом 40 м3.

Для защиты от превышения давления Е -101 установлен предохранительный клапан. Сброс с предохранительного клапана на факел.

Тема работы Технология проведения товарно-коммерческих операций ...

... и хранения нефти и газа УТВЕРЖДАЮ: Зав. кафедрой Рудаченко А.В. (Подпись) (Дата) (Ф.И.О.) В форме: ЗАДАНИЕ на выполнение выпускной квалификационной работы Дипломной работы Студенту: Группа ... Средства измерения уровня нефти в резервуаре Определение массы нефти в резервуарах Основные контролируемые показатели качества нефти Определение плотности нефти ареометром Определение фактического объема нефти в ...

При превышении давления в Е-101 срабатывает на ЦПУ сигнализация от прибора РSА-161. Давление в Е-101 поддерживается в заданных пределах регулятором РIRСК-165 и регулирующим клапаном, установленном на линии выхода газа.

В первой секции Е-101 собирается нефть и газовый конденсат, которые отводятся в буферную емкость Е-104/1. Уровень в первой секции поддерживается в заданных пределах 60-70 % регулятором LIRСК-195 и регулирующим клапаном, установленном на линии отвода органической фазы в Е-104.

Во второй секции разделителя Е-101 собирается пластовая вода со следами органической фазы, уровень во второй секции поддерживается в заданных пределах регулятором LIRСКА-199 и регулирующим клапаном, установленном на линии отвода пластовой воды.

При превышении давления в Е-101 до 30 кг/см2 на ЦПУ срабатывает сигнализация от прибора РЗА-161.

.2.2 Транспортировка газонасыщенной нефти

Частично отсепарированная нефть из разделителя жидкости Е-101/1-6 поступает в буферную емкость Е-104/1.

Емкость Е-104 — горизонтальный цилиндрический сосуд со сферическими днищами, объемом 100 м3, для защиты от превышения давления на емкости установлены спаренные предохранительные клапаны, сброс с ППК на факел.

Давление газа в Е-104 поддерживается в заданных пределах регулятором Р1КСК-54 и регулирующим клапаном, установленном на линии выхода газа. В емкости предусмотрена сигнализация превышения давления в Е-104 свыше 18 кг/см2. Выделившийся газ в Е-104 подается на газораспределительный пункт, а в летнее время на эжектор Э-101. В случае необходимости газ может сбрасываться на факел.

Уровень нефти контролируется и регулируется прибором LIКСА-65 и регулирующим клапаном, установленном на линии возврата нефти из нефтепровода в емкость Е-103. Предусмотрена сигнализация при превышении и понижении уровня.

Для транспортировки нефти применяется центробежный насос типа НПС-200/700.

Контроль давления на приеме и нагнетании насосов осуществляется по прибору РISА-38, при отклонении давления выше или ниже нормы следует сигнализация и блокировка с отключением насоса.

При повышении температуры подшипников насоса Н-101 до 80°С следует сигнализация и блокировка от прибора ТISА-35 с отключением насоса.

Расход газонасыщенной нефти на узле замера контролируется и регистрируется расходомером FQR-101/1/а,б.

.3 Отделение и утилизация пластовой воды

Скважинная добыча нефти и газа. Добыча нефти и газа

... электростанции. Из нефти и газа делают химические продукты, которые превращают потом в синтетические материалы. Нефть и газ добывать проще и дешевле , чем уголь. Главная машина для добычи нефти и газа — буровой ... нефть, сжатая в недрах давлением газов и подземных вод, сама с силой устремляется вверх. По мере того как нефть изливается на поверхность, давление уменьшается, и оставшаяся в недрах нефть ...

.3.1 Сепарация (разгазирование) пластовой воды

Газонасыщенная пластовая вода с содержанием нефти и конденсата до 300-400 мг/л из разделителей Е-101/1-6 поступает на узел редуцирования Р-1, где происходит снижение давления с 20-30 кг/см2 до 2-3 кг/см2. После чего вода поступает в сепаратор С-110, где происходит дегазация воды.

Сепаратор С-110 — горизонтальный цилиндрический сосуд, объемом 25 м3, имеющий систему внутренних перегородок для улавливания нефти и работающий как трехфазный сепаратор.

Давление газа в С-110 регулируется в заданных пределах регулятором РIRСК-54 и регулирующим клапаном. Газ сбрасывается в факельную линию.

Уровень воды в первой секции аппарата не регулируется и остается постоянным, определяемый высотой перегородки. Секция служит для накапливания нефти.

Уровень воды во второй секции аппарата контролируется прибором LIRСА-65 и регулирующим клапаном на линии выхода воды.

.3.2 Гравитационный отстой и транспортировка пластовой воды в систему ППД

Частично раз газированная пластовая вода из сепаратора С-110 поступает в массообменную секцию аппарата очистки сбрасываемых вод (АОСВ) и движется вдоль неё.

По всей длине массообменной секции расположены цилиндрические насадки с профилированными соплами, через которые с высокой скоростью истекает очищенная вода.

За счет струйного барботажа и выделения из воды остаточного газа происходит флотация (всплытие) остаточной нефти по всей длине верхней и нижней массообменных секций АОСВ.

Всплывшая нефть в виде нефте-газо-водяной эмульсии отбирается винтовыми насосами 2ВВ 10/16-6/0,3 и подается в сепаратор С-110.

Очищенная вода отводится в сборник пластовой воды РВС-700.

РВС-700 — стальной вертикальный резервуар объемом 700 м3, оборудованный стояком 6 м, для улавливания отстоявшейся нефти и отвода ее в емкость Е-114.

Уровень пластовой воды в РВС контролируется и регистрируется по прибору LIRА-700.

Транспортировка пластовой воды в систему ППД осуществляется насосами К-65/160. Контроль давления на выкиде насосов осуществляется техническими манометрами. Расход пластовой воды контролируется и регистрируется прибором FQR-101, установленным на линии откачки.

.3.3 Улавливание остаточной нефти и конденсата

Нефть и газовый конденсат уловленный в первой секции сепаратора С-110 отбирается через заборный патрубок, расположенный выше водяной перегородки в подземную емкость Е-110. Откачка нефти производится в ручном режиме по графику с интервалом 5-6 суток.

Контроль за уровнем нефти ведется визуально по пробоотборному крану.

Нефть из Е-110 совместно с дренажными сбросами откачивается в емкость Е-104/1-3.

.5 Вспомогательные узлы и оборудование

В качестве вспомогательных систем и оборудования на ПС используются:

—компрессорная установка для создания необходимого запаса сжатого воздуха для приборов КИПиА;

—котельная;

факельная установка;

реагентное хозяйство;

дренажные емкости для сбора утечек нефти от сальников насосов, а также сбора нефти при опорожнении аппаратов и трубопроводов во время подготовки их к ремонту.

4. Нормы технологического режима работы установки

Таблица №7

№ п/пНаименование стадий процессов аппаратов и параметровИндекс прибора на схемеЕд. изм.Допуст. пределы технол. парамет.Требуемый класс точности приборовПримечание12345671. Печь подогрева нефти ПТ 15×150 1.1. Давление в змеевике печи РIМПа кг/см2,3-7,0 23-701,5Показание по месту. 1.2. Температура нефти на выходе из печи ТI°С30-421Показание, регистрация 1.3. Давление топливного газа PIМПа кг/см20,4-0,6 4-61,5Показание по месту 2. Трехфазный сепаратор С- 100 2.1. Температура нефти в сепараторе ТI 100°С18-24Цена деления 1°СТо же 2.2. Давление газа в сепараторе РI 100МПа кг/см22,0-5,2 20-521,5То же 2.3. Уровень нефти в сепараторе LIRCAh 100a% шкала прибора30-401,0Показание, регистрация, регулирование, сигнализация 2.4. Уровень пластовой воды в сепараторе LIRСА 1006% шкала прибора80-901,0То же 3.Сепаратор С- 10 1/1-3 3.1. Температура в сепараторе ТI 116°С18-240,5Показание по месту 3.2. Давление газа в сепараторе РI 142МПа кг/см22,0-5,2 20-521,0Показание, сигнализация 3.3 Уровень жидкости в сепараторе LIRCAh 185а% шкала прибора20-401,51. Показание, регистрация, регулирование, сигнализация. 2. Сигнализация, блокировка по закрытию клапана 185б по минимальному уровню. 4. Теплообменник Т-101/1-3 4.1. Давление газа на входе в трубное пространство РI 144МПа кг/см22,0-5,2 20-521.0Показание по месту 4.2. Температура газа на выходе из трубного пространства ТI 117°С16-220,5То же 4.3. Давление газа на выходе из трубного пространства теплообменника РIRС 117МПа кг/см22,0-5,2 20-521,5Показание, регулирование, сигнализация 5. Сепаратор газовый С-102 5.1. Температура газа ТI°С12-180,5Показание, регистрация 5.2. Уровень конденсата LC 101% шкала прибора0-401,5Открытие клапана при максимуме, закрытие при минимуме 5.3. Давление газа РI 140МПа кг/см21,6-3,6 16-361,0Показание по месту 6 Узел учета газа технологической нитки 6.1 Расход газа FR 100м3/час17272-50000 (на 1 нитку)Показание, регистрация расхода с коррекцией по давлению 6.2 Давление газа МПа кг/см21,6-3,6 16-36Показание по месту 7 Сепаратор второй ступени сепарации С-103 7 1 Температура в сепараторе ТI 116°Сне регламентируется0,5Показание по месту 12345677.2 Давление газа в сепараторе РRСАнМПа кг/см21,6-3,6 16-361,0Регистрация, сигнализация 7.3 Уровень конденсата в сепараторе LRСFн 195в% шкала прибора30-501,5Регистрация, регулирование, сигнализация 8 Емкость разделитель Е-101-1-6 8.1 Температура в емкости TI 116°Сне регламентируется0,5Показание по месту 8.2 Давление газа в емкости РRС 165МПа кг/см21,5-3,0 15-301,5Регистрация, регулирование 8.3 Уровень конденсата в емкости LRСА 195б% шкала прибора0-501,0Регистрация, сигнализация, регулирование 8.4 Уровень воды в емкости LRСА 199в% шкала прибора40-801,5То же. Сигнализация, закрытие клапана 199г при минимуме 9 Буферная емкость Е- 103 9.1 Давление в емкости РRС 52МПа кг/см21,4-2,5 14-251,0Регистрация, регулирование 9.2 Уровень жидкости в емкости LRСАн 65% шкала прибора0-501,5Регистрация, сигнализация 10 Насос подачи нефтеконденсата в трубопровод внешнего транспорта Н-101/1-3 10.1 Давление на всосе РSА 38,39,40МПа кг/см21,0-1,6 10-161,0Показание по месту 10.2 Давление на выкиде РISА 41,42,43МПа кг/см22,0-5,2 20-521,0Показание по месту, сигнализация, остановка при min и max 10.3 Температура подшипников TIАн 35, 36, 37°СНе >750,5Показание, сигнализация 10.4 Подача нефти в трубопровод FIQ 101а, бм3/час65-1201,0Показание, суммирование 11 Давление газа на передавливание после регулятора прямого действия РС-155 РI 156МПа кг/см21,6-2,0 16-201,5Показание по месту 12 Емкость Е- 104/1 12.1 Уровень жидкости LRА%от объема аппарата30-601,5регистрация, регулирование, сигнализация 12.2 Давление в емкости МПа кг/см21,0-1,6 10-161,5То же 13 Ем кость Е- 104/2-3 13.1 Уровень жидкости LRА% от объема аппарата0-951,5Регистрация, сигнализация 13.2 Давление в емкости PRCК 54-56МПа кг/см202,-1,6 2-161,5Показание, регистрация 14 Сепаратор С- 104 14.1 Уровень жидкости LRА%шкалы прибора0-501,5Регистрация, сигнализация 14.2 Давление в сепараторе РSАМПа кг/см20,01-0,2 0,1-21,5Показание по месту 15 Сепаратор С-108 15.1 Уровень жидкости LRА%шкалы прибора0-501,5Регистрация, сигнализация 15.2 Давление в сепараторе РSАМПа кг/см20,01-0,2 0,1-21,5Показание по месту 16 Сепаратор С- 109 16.1 Уровень жидкости LRА%шкалы прибора0-501,5Показание, сигнализация 16.2 Давление в сепараторе РRСКМПа кг/см21,0-1,6 10-161,5Показание, регистрация, регулирование 17 Дренажные емкости Е- 105, Е-110,Е-11,Е-112 123456717.1 Уровень жидкости LRА% от объема аппарата0-951,5Показание, сигнализация 17.2 Давление в емкости РSАМПа кг/см20,01-1,8 0,1-181,5Показание на месте 18 Сепаратор С-1 10 18.1 Уровень воды во второй секции LRСН%шкалы прибора30-601,5Регистрация, регулирование 18.2 Давление в сепараторе РRСКМПа кг/см20,2-0,3 2-31,5Показание, регулирование, регистрация19 Аппарат АОСВ 19.1 Давление в аппарате МПа кг/см20,01-0,07 0,1-0,71,5Показание по месту20 Насосы винтовые 2ВВ 10/16-6/6,3 20.1 Давление в линии нагнетания МПа кг/см20,2-0,3 2-31,5Показание, сигнализация, отключение21 Циркуляционные насосы 21.1 Давление в линии нагнетания МПа кг/см20,1-0,5 1-51,0Показание, сигнализация22Резервуар отстойник РВС-700/122.1. Уровень воды м. от днища резервуара2-61,0Регистрация 22.2. Уровень зеркала жидкости м. от днища резервуара3-7,51,0Регистрация, сигнализация 23. Насос подачи пластовой воды 23.1 Давление на всосе МПа кг/см2Гидростатическое1,0Показание по месту 23.2 Давление на выкиде РIМПа кг/см20,3-0,7 3-72,5Показание по месту 24 Насос подачи ингибитора гидратообразования 24.1. Давление нагнетания МПа кг/см23,0-10,0 30-1001,5Остановка насоса при max давлении 25 Эжектор утилизации газа низкого давления 25.1. Давление рабочего газа РIRС 101МПа кг/см22,0-5,2 20-521,5Показание, регистрация, регулирование 25.2 Давление пассивного газа МПа кг/см21,0-1,6 10-161,5Показание по месту 25.3. Расход пассивного газа FК 102м3/чачне регламентируется1,5Регистрация

5. Контроль технологического процесса

.1 Аналитический контроль технологического процесса

Таблица №8

№ п/пНаименование операции, процесса, продуктаМесто отбора пробКонтролируемые параметрыМетод контроля (методика), ГОСТЧастота (периодичность)1234561.Углеводородный газ Узел учета газаКомпонентный составХроматографический ГОСТ 2378 1-871 раз в месяц 2.Нефтеконденсат Из линии выхода конденсата из С-100Содержание водыГОСТ 2477-83 по требованию 3.Нефтеконденсат Из линии на приеме насоса Н-1011. Содержание воды. 2. Плотность 3. Содержание солейГОСТ 2477-83 ГОСТ 3900-85 ГОСТ 2 1534-7612 раз в сутки 6 раз в сутки 1 раз в сутки накоп. проба4.Пластовая вода1. Из линии выхода воды из С-100Содержание нефтепродуктаУнифицированные методы исследования качества вод. Часть I. Методика хим анализа вод. М.1977. 931с. ГОСТ 3900-85По требованию 4 раза в сутки 2. Из линии на выходе из Е-101То же То же По требованию 4 раза в сутки3 . Из линии на выходе из АОСВТо же То же То же 4. Выход с насоса подачи в систему ППД1. То же 2. КВЧТо же Методика ФЭК4 раза в сутки 1 раз в сутки

5.2 Система сигнализации и блокировок

Таблица №9

НомерТехнологический параметр, аппарат или узел схемы, единица измеренияСигнализацияБлокировкаminmaxminmaxLIRCA 100aУровень нефти в сепараторе С-100. % от шкалы прибора 3040—LIRСА 185а Уровень нефти в сепараторе С-101. % от шкалы прибора 2045—ISА 1856бУровень нефти в сепараторе % от шкалы прибора —10-LIPSH 187 Уровень конденсата в сепараторе С-102. -40—PRCA 154 Давление газа в сепараторе С-103, кг/см2 2830—РСА 193в Уровень жидкости в сепараторе С-103. % от шкалы прибора 2060—ISА 193е То же —20-ISА 199г Уровень воды в емкости Е-101. % от шкалы прибора —20-РSА 38, 39, 40 Давление нефти на всосе насоса Н-101/1-3, кг/см2 9188-РSА 41, 42, 43 Давление нефти на всасе насоса Н-101/1-3, кг/см2 30522953ТSА 35, 36, 37 Температура подшипников насосов Н-101/1-3, °С -75-80LSА Уровень нефти в С-104/-3. % от шкалы прибора -95—РSА Давление метанола на выкиде насосов ПТ 1×250, кг/см2 —100РSА Давление на выкиде винтовых насосов 2ВВ 10/1 6-6/6,3, кг/см2 —6РSА Давление на выкиде насосов рециркуляции очищенной воды на УОСВ, кг/см —10

6. Пуск и остановка установки комплексной подготовки нефти и газа

.1 Общие положения

В соответствии с «Правилами безопасности при эксплуатации установки подготовки нефти на предприятиях нефтяной промышленности», пуск в эксплуатацию УКПНГ после реконструкции производится после приема ее комиссией с участием представителей службы техники безопасности управления, Государственного инженера по охране труда, представителей Государственного горного, пожарного и санитарного надзора.

Пуск в эксплуатацию установки после капитального ремонта производится комиссией управления с обязательным участием представителей службы техники безопасности и пожарной охраны.

Комиссия должна проверить:

1.Соответствие выполненных работ по проекту или дефектной ведомости, комплектность исполнительной документации и соответствие ее требованиям СНиП 3.01.04-87.

2.Результаты индивидуальных и комплексных испытаний ремонтируемого или реконструируемого оборудования.

.Подготовленность ремонтируемых или реконструируемых объектов к эксплуатации и выпуску продукции, включая мероприятия по обеспечению техники безопасности и производственной санитарии, защите природной среды и противопожарные мероприятия.

.Квалификационную обученность обслуживающего персонала, наличие технической и эксплуатационной документации.

Только после выполнения указанных требований комиссия принимает объект, при этом исполнителями работ в рабочую комиссию должны быть представлены вое необходимые акты, сертификаты, паспорта, комплект рабочих чертежей и другая документация согласно проекту или дефектной ведомости.

Пуск и остановка УКПНГ при нормальных условиях осуществляется эксплуатационным персоналом (вахтовой сменой) по письменному распоряжению руководителя объекта на основании приказа по НГДУ, разрешающего комплексное опробирование и пуск по согласованию с диспетчерской службой.

Эксплуатационный персонал установки должен быть обучен на знание технологии, правилам безопасности эксплуатации УКПНГ, в том числе по пуску и остановке установки в нормальных и аварийных условиях согласно регламента, плана ликвидации аварий и технологических инструкций по рабочим местам.

Обучение и инструктаж на допуск персонала к пуску установки, обслуживанию и эксплуатации ее, должен быть проведен заблаговременно цеховой комиссией с регистрацией в журнале инструктажей и составлением протокола.

.2 Подготовка установки к пуску

Перед пуском установки необходимо:

—проверить и убедиться в правильности сборки технологической схемы подключения оборудования, предохранительных клапанов, запорной арматуры, приборов КИПиА;

—прекратить на территории установки все огневые и ремонтные работы, снять ранее установленные заглушки с записью в журнале установки заглушек;

—укомплектовать установку противопожарным инвентарем, средствами пожаротушения и защиты, аптечкой;

—закрыть все дренажи воздушники, арматуру на оборудовании и трубопроводах;

подключить приборы КИПиА, манометры, предохранительные клапана.

На период пуска на установке организовать пост контроля газовоздушной среды.

.3 Прием на установку энергоресурсов

.3.1 Прием пара

Прием пара на установку согласовывается с руководством котельной установки. Перед приемом пара на установку, закрыть вентиль на коллекторах и гребенках, открыть все дренажи для спуска конденсата. Главную паровую задвижку открывать медленно, во избежания гидроударов в паропроводе.

При прекращении стука в паропроводе и появлении сухого пара на дренажах, собрать схему движения пара по коллекторам, гребенкам до сборника конденсата, открыть главную паровую задвижку, закрыть дренажи.

.3.2 Прием воздуха КИПиА

Открыть воздушник и дренаж на воздухосборнике для его продувки. Открыть задвижку на вводе воздуха КИПиА на установку. Включить компрессор воздуха КИПиА, наладить осушку, произвести продувку системы до отсутствия влаги и мехпримесей, после чего закрыть дренажи и воздушники и набрать давление воздуха в системе. Подача воздуха к приборам КИПиА производится службой КИП установки.

.3.3 Прием электроэнергии

Прием электроэнергии производится по согласованию с цехом электроснабжения.

Перед приемом электроэнергии проверить отключение всех электродвигателей, прекратить работы с электропроводкой и электроаппаратурой, вывесить на выключателях таблички о наличии электроэнергии.

.4 Продувка аппаратов и трубопроводов

До проведения опрессовки системы УКПНГ на плотность необходимо произвести продувку природным газом с целью вытеснения из системы кислорода воздуха.

Рабочий персонал, занимающийся продувкой газом должен быть детально ознакомлен с инструкцией по продувке технологических установок природным газом и снабжен необходимыми инструментами и средствами индивидуальной защиты.

Продувку системы газом проводить при давлении в месте подачи газа не более 0,1 МПа через ручной сброс в факельную систему. Конец продувки определяется анализом на содержание кислорода из пробоотборных точек системы и факельных линий, концентрация кислорода не должна превышать 1% объемного. Розжиг факела производится после окончания продувки всех аппаратов и коммуникаций.

Продувку технологической установки производить в следующей последовательности:

—подать газ со скважин на продувку шлейфа на факел;

—подать газ от шлейфа через БВН на С-100 со сбросом на факел;

продуть на факел поочередно модули по схеме: С-100, С-101, С-102, затем С-103, Е-101, РЖ-101, Е-104, С-108, С-109, продуть газовую линию от Т-101 в магистральный газопровод, заполнить нефтью насосы Н-101 из Е-104.

По окончании продувки произвести опрессовку продукцией скважин на плотность рабочим давлением, контроль пропусков и утечек производить омыливанием фланцев и швов. Пуск установки ОСВ произвести по отдельной инструкции.

6.5 Последовательность пуска установки

Пуск технологических ниток установки производится по очереди по мере готовности и необходимости.

Установить направление выхода нефти из С-100 на одну из технологических ниток по схеме:

Скважины БВН -> С-100 -> регулирующий клапан уровня нефти в С-100 -> С-103 -> регулирующий клапан уровня нефти С-103 -> разделитель жидкости Е-101 -> регулирующий клапан в 1 секции Е-101/1-5 -> емкость Е-103 -> буферная емкость Е-104.

Установить направление выхода попутного нефтяного газа из С-100 на технологические нитки по схеме:

С-100 -> регулирующий клапан давления Р1КСК-140 -> сепаратор С-101 -> трубное пространство Т-101 -> регулятор давления или эжектор Э-101 -> сепаратор С-102 -> затрубное пространство Т-101 -> регулирующий клапан -> расходомер газа РК-100 -> магистральный газопровод.

Установить направление выхода пластовой воды из С-100 по схеме:

С-100 -> регулирующий клапан уровня воды в С-100 -> Е-101/2,4,6 -> сепаратор С-110 -> регулирующий клапан уровня воды в С-110 -> установка очистки пластовых вод -> резервуар РВС-700.

При подготовке указанных схем открыть запорную арматуру на входе обводненной газонасыщенной нефти в сепаратор предварительного сброса пластовой воды С-100, подать нефть от скважин через БВН в сепаратор. При создании уровня воды и нефти в 1 и 2 секциях сепаратора С-100, открыть запорную и регулирующую арматуру на технологической нитке по вышеуказанным схемам отвода пластовой воды, отрегулировать регулятором давление, уровень в аппаратах технологических ниток согласно норм технологического режима, (раздел 4).

При создании давления газа с С-100 до 30-35 кг/см2, открыть запорную и регулирующую арматуру на схеме отвода газа из сепаратора и далее по вышеуказанной схеме, подать метанол в линию выхода газа из сепаратора С-100. Подача метанола на вход сепараторов С-101, теплообменников Т-101 ив газопровод производится по мере необходимости.

При достижении давления в С-100 до 47 кг/см2 отрегулировать давление и расход газа на технологических нитках низкотемпературной осушки и конденсации газа согласно нормам технологического режима (раздел 4 данного регламента).

Открыть запорную арматуру на выходе газа из сепаратора С-103 в сепаратор С-102.

При создании давления газа в аппаратах Е-101 и Е-104, открыть запорно-регулирующую арматуру на линиях выхода газа, подать пассивный газ на эжектирование в эжектор Э-101, Э-102 или в сепаратор С-109, для подачи через АГРС в межпоселковый газопровод, отрегулировать давление в аппаратах согласно норм технологического режима (раздел 4).

При появлении уровня газового конденсата в сепараторе С-101, открыть запорно-регулирующую арматуру на выходе конденсата в сепаратор С-103, отрегулировать уровень согласно норм технологического режима.

При появлении уровня конденсата в сепараторе С-102 открыть запорно-регулирующую арматуру на выходе, подать конденсат в линию на выходе жидкости из сепаратора С-103 и далее в емкости Е-101/1,3,5.

Отрегулировать уровень конденсата в С-102, нефти и воды в 1 и 2 секциях Е-101 согласно норм технологического режима и начать отвод жидкости в буферную емкость Е-104.

При наполнении буферной емкости Е-104 на 65-75% подготовленной нефтью, подготовить к пуску один из насосов Н-101/1-3, включить насос Н-101, начать откачку газонасыщенной нефти на установку стабилизации, включить узел замера расхода нефти, отрегулировать уровень в буферной области.

При появлении уровня воды и органической фазы в трехфазном сепараторе С-110, отрегулировать уровень воды в аппарате согласно норм технологического режима, начать отвод пластовой воды на установку очистки пластовых вод. Очищенные стоки из АОСВ направляются в резервуар РВС-700.Органическую фазу из С-110 отводить в подземную емкость Е-110. По мере необходимости настроить выход газа из С-110 на факел, отрегулировать давление в аппарате регулятором давления согласно норм технологического режима.

При наполнении пластовой воды в РВС-700 до 4-7 метров включить насос, начать откачку пластовой воды на УЭЦП, контролировать расход воды по расходомеру.

Во время пуска установки запорная и регулирующая арматура должна открываться плавно, без рывков во избежание гидроударов, а вследствие этого предотвращения поломок запорной арматуры, выдавливания прокладок, разрыва трубопроводов и аппаратов.

При эксплуатации установки контролировать все технологические параметры: температуру, уровни, давление, расходы по приборам на ЦПУ и по местным приборам на аппаратах согласно норм технологического режима, не допускать превышения или понижения предельных значений параметров до срабатывания сигнализации и блокировок. Следить за состоянием предохранительных клапанов, не допускать их срабатывания, при резком повышении давления в аппаратах, производить сброс давления на факел до выхода установки на нормальный режим.

В холодное время года охлаждение насосов Н-101/1-3 производится антифризом, а все теплоспутники и обогревающие устройства включать заблаговременно, предотвратив тем самым замерзание или образование пробок в трубопроводах пара и воды.

Артезианская вода во втором резервуар РВС-700 принимается заблаговременно, подачу воды в противопожарное кольцо производить второй парой насосов К-90/85.

6.6 Нормальная длительная остановка установки

Остановку установки производят по письменному распоряжению начальника установки на основании приказа по НГДУ и по согласованию начальника смены ЦИТС.

При остановке установки необходимо проделать операции в следующей последовательности:

—Поставить в известность руководство ЦДНГ о необходимости остановки установки.

—Принять информацию по ЦДНГ об остановки всех скважин месторождения, остановить насос Н-101.

Закрыть выход продукции в магистральный нефтепровод и газопровод, газ на АГРС подавать из газопровода «Зайкино-Ст. Александровка», предварительно продув его на факел.

Отключить задвижками печи П-100, сепаратор С-100, модули установки и начать поочередно сброс давления с аппаратов на факел.

При давлении 0,5 МПа слить в дренажные емкости жидкость из аппаратов и трубопроводов с продувкой газа на факел.

Сбросить остаточное давление с трубопроводов и аппаратов на факел. Откачать содержимое дренажных емкостей в аварийные емкости Е-104/2,3.

Закрыть всю запорную арматуру на установке между аппаратами и установить заглушки с записью в журнал заглушек.

Обесточить всё электрооборудование.

Для производства технического освидетельствования или реконструкции объектов произвести пропарку аппаратов и трубопроводов со сбросом воды и остаточных нефтепродуктов в промышленную канализацию.

После пропарки вскрыть люк-лаз аппаратов и произвести их охлаждение с одновременной вентиляцией.

7. Основные правила безопасности ведения технологического процесса

.1 Показатель пожароопасности и токсичности сырья, получаемых продуктов и применяемых реагентов, а также жидких и газообразных отходов

Таблица № 10

Наименование веществаКласс опасн. ГОСТ-12.1.007-76Удел вес по воздухуТемпература, °СПредел взрывоопас., % объемныхПДК в возд рабоч зоны пром. Помещ Характер токсичности (воздействия на организм человека)вспышкивоспламенениясамовоспламНиж.верх123456789101. Нефть3-28503005,015,0300Углеводороды, составляющие основную часть нефти, являются наркотиками. Действие на организм ослабляется малой растворимостью их в воде и крови, вследствие чего опасные концентрации в крови создаются только при высокой концентрации углеводородов в воздухе. Присутствие одновременно с ними сероводорода, а также повышенная температура окружающего воздуха усиливает токсичный эффект. При легких отравлениях после начального возбуждения начинается головная боль, слабость, боли в области сердца. При тяжелых отравлениях наступает потеря сознания, судороги, желтушная окраска белковой оболочки глаз, ослабление дыхания. Попадание нефти на кожу может вызвать воспаление, а при длительном контакте — дерматиты2. Нефтяной газ3Не менее 0,554-0,6004505,015,0300По степени воздействия на организм человека нефтяной газ относится к 4-му классу опасности. Углеводороды поступают в организм человека главным образом через дыхательные пути. При отравлениях парами углеводородов вначале наблюдается период возбуждения, характеризующийся беспричинной веселостью, затем наступает головная боль, сонливость, головокружение, усиление сердцебиения, тошнота. При тяжелых отравлениях наступает потеря сознания, судороги, ослабление дыхания.3. Метанол334645,734,75Метанол — сильный яд, действующий на нервную и сердечно-сосудистую системы, слизистую оболочку дыхательных путей. Это бесцветная жидкость с запахом и вкусом винного спирта. Растворим в спиртах, органических соединениях, с водой смешивается в любых соотношениях. Он медленно накапливается в организме и еще медленней выводится. Хроническое отравление наступает медленно при вдыхании паров и сопровождается раздражением слизистых оболочек, головными болями, шумом в ушах, общим стрессом. Прием 10-15 г метанола внутрь приводит к тяжелым отравлениям, слепоте, а при приеме 30 г — наступает смерть.4. Пластовая вода300 (по газу)Пластовая вода содержит в среднем 85 мг/л нефти и 23,6 мг/л механических примесей. При понижении давления с 16 — 20 кг/см2 до атмосферного из воды выделяется 452 л/м3 водорастворимого газа. Вредное воздействие аналогично воздействию нефтяного газа, который выделяется из воды при снижении давления до атмосферного.5. Ингибитор коррозии ВНПП-14-40622620,929,015Синтез ингибитора ВНПП-1 осуществляется из циклогексана, циклогексанола и керосина. Взрывоопасность ингибитора коррозии ВНПП-1 обуславливав 1ся наличием примеси циклогексанола ВНПП-1 обладает резко выраженным местнораздражающим действием при попадании на слизистую оболочку глаза, а также аллергическим действием при попадании на кожу. Основной токсичный компонент — это пары циклогексанола (циклогексановый спирт).

При вдыхании этих паров, они медленно накапливаются в организме. Хроническое отравление наступает медленно, в процессе длительной работы с ВНПП-1 без применения средств защиты при попадании на кожу его необходимо смыть водой с мылом Для индивидуальной защиты органов дыхания применяют промышленный противогаз марки А

.2 Опасные факторы, действующие на объекте

Процесс подготовки газа, осуществляемый на установке комплексной подготовки нефти и газа (УКПНГ) связан с рядом опасных факторов:

—высокое давление в аппаратах и трубопроводах,

—большие объемы углеводородного сырья и его токсичность,

наличие динамического оборудования,

образование гидратных пробок и др.

Газ, подготовленный на УКПНГ в смеси с атмосферным воздухом способен образовывать взрывоопасные смеси, которые при наличии огня или искры могут взрываться, вызвав разрушение производственных зданий, оборудования и пожары. В связи с этим УКПНГ относится к категории взрыво-пожароопасных объектов.

Наличие высокого давления в аппаратах и трубопроводах в случае их разгерметизации создает условия, способствующие возникновению пожара, образованию взрывоопасных смесей с воздухом, отравлению людей, находящихся в зоне повышенной опасности.

Наиболее опасными местами на УКПНГ являются канализационные и технологические колодцы, насосные, различные токоведущие коммуникации, места отбора проб.

Опасными операциями являются — установка и замена заглушек, прокладок, работа в колодцах и на высоте (особенно в условиях обледенения), пропаривание трубопроводов от гидратных пробок, очистка внутренних поверхностей аппаратов, ремонт электрооборудования.

Вредными веществами на установке являются — углеводородное сырье (нефть, конденсат), легкие углеводородные газы и их смеси, реагенты, (метанол, ингибитор коррозии ВНПП-1)

При кратковременном отсутствии воздуха КИПиА необходимо перейти на ручное регулирование уровней и давления в аппаратах по байпасам клапанов регуляторов по месту. При отсутствии воздуха КИПиА более двух часов установку по согласованию с начальником смены ЦИТС остановить в соответствии с разработанным планом ликвидации аварий.

.3 Классификация взрывоопасных помещений, наружных установок и характеристика взрывоопасных смесей

Таблица №11

Наименование помещений, наружных установок и оборудованияКатегор. пожароопасности процесса по ОНТП 24-86Степень огнестойкости зданий по СНиП 2.01.02.85ХКлассификация помещен. наружи. установокСанитарная характеристика веществ, используемых и образующихся в производстве, группа производственных процессов по СНиП 2.09.04-87Класс помещений по ПУЭ (6 из)Категор. и группа взрывоопас. смесей по ГОСТ 12.1.011-78Операторная ДIIIА—1Площадка сепараторов ДIIIАВ-1гIIА-Т31бПлощадка разделительных емкостей ДIIIАВ-1гIIА-Т31бНасосная газового конденсата с нефтью АIIIАВ-1аIIА-Т31бУзел замера газа и конденсата АIIIАВ-1гIIА-Т31бСклад метанола АIIIАВ-1гIIА-Т31бПлощадка аварийных емкостей АIIIАВ-1гIIА-Т31бФакельное хозяйство АIIIАВ-1гIIА-Т3Насосная пластовой воды АIIIАВ-1аIIА-Т31бНасосная оборотного водоснабжения ДIIIАВ-1аIIА-Т31Компрессорная воздуха ДIIIАВ-1аIIА-Т31

7.4 Основные мероприятия по обеспечению безопасного ведения технологического процесса и защита организма работающих

Основные мероприятия по обеспечению безопасного ведения технологического процесса:

1.Необходимо постоянно осуществлять контроль за ходом технологического процесса и поддерживать его в рамках технологического регламента.

2.Необходимо постоянно отражать в вахтовой документации состояние оборудования и коммуникаций, а также перечислять все выполненные работы с обязательным указанием их начала и окончания.

.Необходимо постоянно поддерживать в рабочем состоянии средства КИП и А, блокировок, сигнализации и предохранительной арматуры.

.Осмотр, ревизию, освидетельствование оборудования и коммуникаций осуществлять в соответствии с графиками ППР.

Основные мероприятия по защите работающих от вредных веществ:

1.Инструктажи на рабочих местах и периодическая проверка знаний работников по технике безопасности и охране труда.

2.Постоянный контроль за герметичностью технологического оборудования и коммуникаций.

.Контроль за состоянием воздушной среды. Согласно графика, а при ведении огневых и газоопасных работ перед их началом и после их перерыва.

.Вентиляция производственных помещений.

.Обеспечение спецодеждой и спецобувью, которые должны соответствовать «Каталогу спецодежды, спецобуви и других средств защиты для работников нефтяной промышленности» Недра 1984г.

.Обеспечение спецмолоком.

.Обеспечение каждого работника фильтрующим противогазом (коробка марки А).

.Обеспечение рабочих мест шланговыми противогазами (ПШ-1; ПШ-2), укомплектованных спасательными верёвками и поясами. На установке должно быть 4 комплекта противогазов ПШ-1 и 2 комплекта противогазов ПШ-2.

.Обеспечение аварийных шкафов шланговыми противогазами и изолирующими аппаратами. Их количество должно соответствовать списку, утверждённому главным инженером.

.Пусковые устройства электрооборудования должны быть обеспечены диэлектрическими средствами защиты.

.Допустимые параметры воздуха рабочей зоны в помещениях для работ ПБ категории должны быть в пределах:

Таблица №12

ПараметрыХолодный и переходный периодыТёплый периодТемпература,0С Относительная влажность воздуха, % не более Скорость движения воздуха, м/с Температура воздуха вне постоянных рабочих мест, 0С15-21 75 0,4÷0,7 13÷2431 70 0,3÷0,7 Не более, чем на 30С выше средней Т0С наружного воздуха самого жаркого месяца.

12.Искусственная нормативная освещённость рабочих мест:

щит оператора — 200 лк;

—стол оператора — 150 лк;

технологические насосные — 5 лк;

контрольно-измерительные приборы оборудования установки (нефтеотстойники, теплообменники, ёмкости нестабильного бензина и др.) — 50 лк;

Печи подогрева нефти:

—газораспределительный пункт — 20 лк;

Резервуарного парка:

—узел задвижек — 10 лк;

—подъёмная лестница — 10 лк;

замерной люк — 10 лк;

переходы между резервуарами — 0,5 лк;

Воздушной компрессорной:

—щит КИП — 150 лк;

—общее освещение — 50 лк.

Примечание: В связи с наличием в нефтешламах естественных радионуклидов, непосредственно участвующие работники должны быть ознакомлены и проинструктированы при:

—зачистке ёмкостного оборудования — регламентом «Зачистка ёмкостного оборудования от нефтешлама, содержащего естественные радионуклиды»;

—обращении с выгруженным из оборудования нефтешламом — регламентом «Обращение с выгруженным из оборудования нефтешламом, содержащим естественные радионуклиды».

обращении с демонтируемым оборудованием — регламентом «Обращение с демонтируемым оборудованием, загрязнённым естественными радионуклидами».

обращении с грунтом — регламентом «Обращение с грунтом, загрязнённым естественными радионуклидами.

.5 Описание применения противопожарных средств. Способы пожаротушения

Объекты установки должны иметь следующие систему предотвращения взрывов и пожаров:

—3-х разовый аналитический и непрерывный (в насосных) автоматический контроль;

—технологическое оборудование и коммуникации, обеспечивающие герметичность процессов;

наличие в помещениях насосных проточной и вытяжной вентиляции, обеспечивающей кратность воздухообмена равной трём;

осуществление наддува воздуха в распределительные установки, для создания избыточного давления;

обеспечение отвода газосборных продуктов из аппаратов и коммуникаций в факельную систему, а жидких продуктов в сборники;

объекты установки должны быть оборудованы молниезащитой и защитой от статического электричества с величиной сопротивления заземлителей, согласно действующих правил. Здания и сооружения должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической, электромагнитной индукции и заноса высоких потенциалов через наземные и подземные металлические коммуникации. Наружные установки должны быть защищены от прямых ударов молнии и электростатической индукции. Исполнение молниеприёмников, заземлителей и их количество должно соответствовать требованиям СН-305-77;

огневые работы необходимо проводить при наличии «разрешения» и только после выполнения всех мероприятий, указанных в «разрешении»;

курение на объектах установки запрещено, курить разрешается только в отведённых для этого мест, оборудованных урнами с водой и должно быть обозначение «Курить здесь».

Основным способом тушения пожара на объектах установки является охлаждение оборудования и технологических трубопроводов водой. Для этих целей по территории установки проложен пожарный водопровод, на котором смонтировано 18 пожарных гидрантов. Пожарный водопровод подсоединён к водопроводу, по которому осуществляется подача питьевой воды на ЦППН. Противопожарный запас воды в ЦППН — 800м3. В цехе имеется автоматическая пожарная насосная, оборудованная насосами: К100-65-200, производительностью 100 м3/час, рабочим давлением-5 кгс/см2.

В случае отсутствия воды или слабого напора в пожарном водопроводе, пожарная насосная соединена с пожарным водоёмом трубопроводом ДУ-325 мм; с РВС — 15 трубопроводом ДУ-325 мм с запасом воды на технологические нужды установки.

Противопожарный водоём оборудован 2-мя водозаборными колодцами.

В конструкции резервуаров предусмотрена подача пены на зеркало горящей жидкости, для чего резервуары оборудованы пеногенераторами ГВП-600 и подъёмными трубами к ним.

Подъёмные трубы от пеногенераторов выведены через обвалования карт к дорогам в резервуарном парке. На пожарном водопроводе в резервуарном парке установлены пожарные гидранты.

Для предотвращения распространения огня по системе канализации каждый первый колодец от ячейки резервуаров, сосудов, насосных и последний в системе оборудованы гидрозатворами с уровнем воды не менее 25 см.

Ликвидация малых очагов возгорания осуществляется первичными средствами пожаротушения, перечень которых приводится в таблице ниже:

Перечень первичных средств пожаротушения

Таблица №13

№ п/пНаименование объектаЕд. изм. по норме мФакт. м2ОгнетушителиЯщик с песком 1м3ЛопатыЛомыВёдраКошма 2*2 мПенный ОХП-10Углекисл. ОУ-512345678910111Технологическая насоснаяна 50 м21393224122Воздушная компрессорнаяна 3 комп.382212113Операторнаяна 100 м2572114Бытовое помещениена 100 м218041125Слесарная и стоянка сварочных агрегатовна 100 м22654112116Площадка теплообменниковна 100 м2142515441447Площадка горячей сепарациина 100 м28008241228Площадка отстойников и бензиновых ёмкостейна 100 м221251244449Резервуарный парк с 3-мя резервуарами 6 секций3 РВСна 3 РВС18666610Складские помещенияна 50 м260211Склад пожарного инвентаряна 100 м2322

Кроме того, объекты установки имеют дополнительные средства пожаротушения:

Технологическая насосная (139 м2):

—огнетушитель ОВП-100;

—внутренний пожарный водопровод;

паротушение, привод задвижки паротушения находится вне помещения возле ворот в насоную;

кнопки аварийного отключения эл. оборудования насосной вне помещения, в летнее время система пожаротушения не работает;

пожарные укомплектованные щиты — 2 шт.

Склад противопожарного инвентаря:

—пожарные колонки — 12 шт.;

—напорные рукава Д-66 — 600м;

разветвления трёхходовые РТ-70 — 4 шт;

стволы пожарные ручные РС-50 — 6 шт;

стволы пожарные ручные РС-7 — 8 шт;

стволы пожарные СВП-2 — 2 шт;

ёмкость V-50 м3 с пенообразователем ПО-6 находится за технологической котельной.

Площадка ёмкостей (V-80 м3) с нестабильным бензином:

—пожарный гидрант №13;

—пенотушение в зимнее время;

пожарный щит — 1 шт.;

Действие персонала при тушении пожара:

—во всех случаях при обнаружении пожара необходимо оповестить руководство цеха по телефону; диспетчера ЦИТС по телефону; и пожарную часть по тел. 9-01.

Необходимо помнить, что:

—горящее электрооборудование нельзя тушить водой или пенными огнетушителями. В этих случаях необходимо применять углекислотные или порошковые огнетушители. По возможности горящее электрооборудование необходимо сразу же отключить;

—горение нефти в резервуарах (ёмкостях) и разлитой на земле (неструйное течение) необходимо тушить (бойцы ППЧ или ДПД) воздушно-механической пеной средней кратности. Если нет возможности, в горящий резервуара через подъёмные трубы пеногенераторов ГВП-600 подать раствор пенообразователя, то необходимо, в первую очередь, охлаждать водными струями горящий резервуар и резервуары, ближайшие к нему. Охлаждать горящий резервуар водными струями не менее 4-х стволов;

горение нефти, нефтепродуктов, газа, вытекающих из технологических трубопроводов, аппаратов, необходимо тушить водными струями или паром.

7.6 Основные меры первой помощи пострадавшим

Для правильной организации работ по оказанию первой помощи необходимо выполнить следующее условие: помощь пострадавшему, оказываемая неспециалистом, не должна заменять собой помощи со стороны медицинского персонала и должна оказываться лишь до прибытия врача. Она должна ограничиваться строго определёнными видами (временная остановка кровотечения, перевязка раны и ожога, иммобилизация перелома неподвижная повязка, оживляющие мероприятия, переноска и перевозка пострадавшего).

§Первая помощь при поражении электрическим током:

Спасение пострадавшего от эл. тока в большинстве случаев зависит от быстроты освобождения его от тока, а также от быстроты и правильности оказания пострадавшему первой помощи. Промедление и длительная подготовка могут повлечь за собой смерть пострадавшего.

Если пострадавший продолжает соприкасаться с токоведущими частями, необходимо прежде всего быстро освободить его от действия эл. тока. При этом следует иметь в виду, что прикасаться к человеку, находящемуся под током, без применения надлежащих мер предосторожности опасно для жизни оказывающего помощь. Поэтому первым действием оказывающего помощь должно быть быстрое отключение той части установки, которой касается пострадавший.

При этом необходимо учитывать следующее:

а) в случае нахождения пострадавшего на высоте должны быть приняты меры, обеспечивающие безопасность падения пострадавшего;

б) при отключении установки следует обеспечить освещение от другого источника (фонарь, свечи, аварийное освещение, аккумуляторные фонари и т.п.), не задерживая, однако, отключения установки и оказания помощи пострадавшему.

Следует также иметь в виду, что и после отключения линии высокого напряжения (выше 1000В) на ней, в случае большой ёмкости, может сохраниться заряд.

Для отделения пострадавшего от токоведущих частей или провода следует воспользоваться сухой одеждой, канатом, палкой, доской или каким-либо другим сухим предметом. Использование для этой цели металлических или мокрых предметов не допускается.

Для отделения пострадавшего от токоведущих частей можно также взяться за его одежду(если она сухая и отстаёт от его тела).

Для изоляции рук оказывающий помощь должен надеть диэлектрические перчатки или обмотать себе руки шарфом, надеть на руки суконную фуражку, спустить на руку рукав пиджака или пальто, использовать прорезиненную материю (плащ)или просто сухую материю. Можно также изолировать себя, встав на сухую доску или какую-либо другую, не проводящую эл. ток подстилку, свёрток одежды и т.п.

При отделении пострадавшего от токоведущих частей рекомендуется действовать одной рукой.

При затруднении отделения пострадавшего от токоведущих частей следует перерубить или перерезать провода топором с сухой деревянной рукояткой или др. соответствующим изолирующим инструментом.

Для отделения пострадавшего от земли или токоведущих частей, находящихся под высоким напряжением (выше 1000В), следует надеть диэлектрические перчатки и боты и действовать штангой или клещами, рассчитанными на напряжение данной установки.

После освобождения пострадавшего, если он находиться в сознании, следует уложить его в удобное положение и накрыть одеждой и до прибытия врача обеспечить покой, наблюдая за дыханием и пульсом.

Если пострадавший находится в бессознательном состоянии, но с устойчивым дыханием и пульсом, его следует ровно и удобно уложить, расстегнуть одежду, создать приток свежего воздуха, давать нюхать нашатырный спирт, обрызгивать его водой и обеспечить полный покой.

Если у пострадавшего отсутствует дыхание и пульс или дышит он очень редко и судорожно, то ему следует делать искусственное дыхание и массаж сердца.

Оживление организма, поражённого эл. током, может быть произведено несколькими способами. Все они основаны на проведении искусственного дыхания. Однако самым эффективным является способ «рот в рот», проводимый одновременно с непрямым массажем сердца.

Начинать искусственное дыхание следует немедленно после освобождения пострадавшего от эл. тока и производить непрерывно до прибытия врача.

Поражение молнией является разновидностью поражения эл. током и первая помощь пострадавшему от молнии должна быть такой же, как и при поражении эл. током.

§Первая помощь при ранениях:

Первая помощь при ранениях заключается в остановке кровотечения и предохранения раны от заражения.

При оказании первой помощи необходимо соблюдать следующие правила:

а) оказывающий первую помощь должен чисто (с мылом) вымыть руки или смазать пальцы йодной настойкой;

б) нельзя промывать рану водой или даже каким-либо лекарственным веществом, засыпать порошками и покрывать мазями;

в) нельзя стирать с раны песок, землю и т.п.;

г) нельзя удалять из раны сгустки крови.

При ранении необходимо на рану наложить стерильный перевязочный материал и перевязать её бинтом. Если нет под руками стерильного материала, то для перевязки раны можно использовать чистый носовой платок или тряпочку. Для этого на то место тряпочки, которое приходится непосредственно на рану, необходимо накапать несколько капель йодной настойки.

§Первая помощь при кровотечениях:

Небольшое кровотечение из конечности останавливается если поднять раненую конечность и наложить на рану стерильный перевязочный материал и придавить сверху в течении 4-5 минут. Если кровотечение остановиться, то, не снимая наложенного материала, на него ложат подушечку из пакета или вату и забинтовывают раненое место.

При значительном кровотечении, когда эти меры не помогают, необходимо применять способ сдавливания кровеносных сосудов, питающих раненую область, при помощи сгибания конечности в суставах, а также пальцами, жгутом или закруткой.

Кровотечение из отдельных частей тела можно остановить прижав пальцами кровоточащий сосуд к кости выше раны:

а) из сосудов в нижней части лица — прижатием челюстной артерии к краю нижней челюсти;

б) из ран виска и лба — прижатием артерии впереди уха;

в) из больших ран головы и шеи — придавливанием сонной артерии к шейным позвонкам;

г) из ран подмышечной впадины и плеча — прижатием подключной артерии к кости в надключичной ямке;

д) из ран на предплечье — прижатием плечевой артерии по середине плеча;

е) из ран на кисти и пальцах рук — прижатием двух артерий в нижней трети предплечья у кисти;

ж) из ран нижних конечностей — придавливанием бедренной артерии к костям таза;

з) из ран на стопе — прижатием артерии, идущей по тыльной части стопы.

Придавливание пальцами кровоточащего сосуда следует производить достаточно сильно, а жгут следует затягивать настолько, чтобы остановить кровотечение.

Наложенный жгут держать больше 1,5-2 часов не допускается, так как это может привести к омертвлению обескровленной конечности. Через каждый час следует на 5-10 минут снять жгут, чтобы обеспечить некоторый приток крови. Распускать жгут следует постепенно и медленно, при этом прижав пальцами артерию.

При кровотечении из носа пострадавшего следует усадить или уложить, слегка откинув назад голову, расстегнуть ворот, наложить на переносицу и на нос примочку, сжать пальцами мягкие части (крылья).

§Первая помощь при переломах, вывихах, ушибах и растяжениях связок:

При переломах и вывихах основной задачей является обеспечение спокойного и наиболее удобного положения для повреждённой конечности, что достигается полной её неподвижностью.

При переломе черепа необходимо прикладывать к голове пострадавшего холодные предметы(резиновый пузырь со льдом или холодной водой, холодные примочки и т.п.).

При переломе позвоночника следует, не поднимая пострадавшего, подсунуть под него доску или повернуть его на живот, следя, чтобы туловище его не перегибалось.

При переломе и вывихе ключицы необходимо:

а) положить в подмышечную впадину повреждённой стороны небольшой комок ваты, марли или какой-либо материи;

б) согнутую в локте под прямым углом руку прибинтовать к туловищу;

в) руку ниже локтя подвязать косынкой к шее.

При переломе и вывихе костей рук — наложить соответствующие шины. Если нет шин, то руку следует подвесить на косынке к шее, а затем прибинтовать её к туловищу, не подкладывая комка в подмышечную впадину.

При переломе и вывихе кистей и пальцев рук следует прибинтовать кисть руки к широкой шине так, чтобы шина начиналась от середины предплечья, а кончалась у конца пальцев. В ладонь повреждённой руки должен быть предварительно вложен комок ваты, бинт и т. п., чтобы пальцы были несколько согнуты.

При переломе и вывихе нижних конечностей необходимо укрепить больную конечность шиной, фанерной пластинкой, палкой, картоном или каким-либо другим подобным предметом так, чтобы один конец пластинки заходил выше края таза до подмышки, а другой достигал пятки. Внутренняя шина располагается от паха до пятки. По возможности шину следует накладывать, не приподнимая ноги, а придерживая её на месте и проталкивать повязку под поясницей, коленом или пяткой.

При переломе рёбер — туго забинтовать грудь или стянуть её полотенцем во время выдоха.

При всех случаях перелома и вывихах к месту повреждения следует приложить холодный компресс.

При ушибах — к ушибленному месту следует приложить холодный предмет и плотно забинтовать.

При ушибах живота, наличии обморочного состояния, резкой бледности лица и сильных болях, а также при тяжёлых ушибах всего тела, вследствие падения с высоты, следует немедленно вызвать скорую помощь.

При растяжении связок, например, при подёргивании стопы, необходимо приложить холодный предмет и туго забинтовать.

§Первая помощь при попадании инородных тел:

Инородное тело можно удалить лишь в том случае, если имеется уверенность, что это будет сделано легко и полностью. После удаления инородного тела место ранения необходимо смазать йодной настойкой и наложить стерильную повязку.

Инородные тела, попавшие в глаза, следует удалять промыванием струёй раствора борной кислоты или чистой водой. Промывать следует от наружного угла глаза (от виска) к внутреннему (к носу).

Тереть глаз не следует.

§Первая помощь при обморожениях:

Для растирания замёрзших частей тела следует применять сухие тёплые перчатки или суконки. Растирание надо производить до возобновления в обмороженном участке кровообращения (нормальная окраска кожи).

Растирать снегом не рекомендуется.

В помещении обмороженную конечность можно погрузить в воду комнатной температуры. Постепенно воду следует заменять более тёплой, доведя её до температуры тела. После того, как обмороженное место покраснеет, его следует смазать жиром (маслом, салом, борной кислотой) и завязать тёплой повязкой (шерстянкой, суконкой и т.п.).

При более тяжёлых обморожениях (появление пузырей, омертвление кожи, мышц, появление черноты на теле) растирать кожу нельзя. Следует наложить на поражённые места стильную сухую повязку и отправить обмороженного в медпункт.

§Первая помощь при ожогах:

При тяжёлых ожогах надо очень осторожно снять с пострадавшего одежду и обувь — лучше разрезать их. Нельзя касаться руками обожжённого участка кожи или смазать его какими-либо мазями, маслами, вазелином или растворами. Не следует вскрывать пузырей, удалять приставшую к обожжённому участку мастику или другие смолистые вещества. Нельзя также оттирать обгоревшие и приставшие к ране куски одежды. Обожжённую поверхность следует перевязать так же, как любую рану. Покрыть стерильным материалом или чистой глаженой полотняной тряпкой, а сверху положить слой ваты и всё закрепить бинтом.

Такой способ оказания первой помощи следует применять при всех ожогах, чем бы они ни были вызваны: паром, вольтовой дугой, горячей мастикой, канифолью и т.п. При ожогах глаз эл. дугой следует делать холодные примочки из раствора борной кислоты и немедленно направить пострадавшего к врачу.

При ожогах крепкими кислотами (серной, азотной, соляной) поражённое место должно быть немедленно тщательно промыто обильной струёй воды в течении 10 — 15 минут. После этого поражённое место следует промыть 5%-ым раствором марганцовокислого калия или 10%-ым раствором питьевой соды (одна чайная ложка на стакан воды).

При попадании кислоты или её паров в глаза и полость рта необходимо произвести промывание или прополаскивание поражённых мест 5%-ым раствором питьевой соды, а при попадании кислоты в дыхательные пути — дышать при помощи пульверизатора 5%-ым раствором питьевой соды.

При ожоге едкими щелочами (каустической содой, негашеной известью) поражённое место следует тщательно промыть обильной струёй воды в течение 10-15 минут, затем — слабым раствором уксусной кислоты(3-5% по объёму).

После этого поражённые места покрыть марлей, пропитанной 5%_ым раствором уксусной кислоты.

При попадании едкой щёлочи или её паров в глаза и полость рта промывание поражённых мест следует производить 25%ым раствором борной кислоты.

§Первая помощь при побмороке, тепловом и солнечном ударах:

При обморочном состоянии (головокружение, тошнота, стеснение в груди, недостаток воздуха, потемнение в глазах) пострадавшего следует уложить, опустив голову и приподняв ноги, дать выпить холодной воды и нюхать нашатырный спирт. Класть на голову примочки и лёд не следует.

При солнечном или тепловом ударе пострадавший должен быть немедленно освобождён от работы и выведен на свежий воздух. При отравлении ядовитыми газами, в том числе угарным, ацетиленом, природным газом, парами бензина и т.п. следует немедленно вынести пострадавшего на свежий воздух и организовать подачу кислорода для дыхания. При отсутствии кислорода первую помощь следует оказывать так же, как и при обмороке. Пострадавшему следует дать выпить молока.

§Первая помощь при отравлении нефтяными газами:

Наиболее опасными являются нефтяные газы, в состав которых входит сероводород. При больших концентрациях запах сероводорода ощущается слабее или совсем не ощущается. Это свойство сероводорода может создать ложное впечатление об отсутствии опасности.

При отравлениях сероводородом пострадавшего следует вывести на чистый воздух, освободить от стесняющей и затрудняющей дыхание одежды, тепло укрыть, согреть, к ногам положить грелки, напоить горячим крепким чаем или тёплым молоком. Если имеется кислород, давать его длительное время с небольшими перерывами, если дыхание поражённого ослабевает — делать искусственное дыхание.

§Переноска и перевязка пострадавшего:

При поднимании, переноске и перевозке пострадавшего необходимо не причинять ему беспокойства и боли. Пострадавшего нужно перенести на носилках. Для этого, приподняв его с земли или с пола, поставить под него носилки. Это особенно важно при переломах. В подобных случаях необходимо чтобы кто-либо поддержал и место перелома. При переломе позвоночника, если носилки мягкие, а также при переломе нижней челюсти, если пострадавший задыхается, его нужно класть лицом вниз.

Снятие пострадавшего с носилок следует производить так же, как и при поднимании его для укладки на носилки. При перевозке тяжело пострадавшего лучше, если это, возможно, положить его (не перекладывая) в повозку или в машину на тех же носилках, подстелив под носилки что-нибудь мягкое (солому, сено и т.п.).

Везти пострадавшего нужно осторожно, избегая тряски.

8. Возможные неполадки технологического процесса и оборудования. Аварийная остановка установки

.1 Возможные неполадки технологического процесса и оборудования

Таблица №14

Возможные неполадкиПричины возникновения неполадокСпособы предупреждения и устранения неполадок1231. Повышение давления в коллекторе газожидкостной смеси на входе в печи подогрева нефти ПТ 16×1501. Образование гидратной пробки на входном коллекторе от БВН-2 до печей ПТ 16×1501. Отогреть гидратную пробку паром. 2. Если невозможно определить место образования пробки коллектора прокачать метанол 3. В случае отсутствия прохода по коллектору, печь отключить, потушить горелки, газожидкостную смесь перевести по байпасной линии, отогреть паром или разгидратить метанолом коллектор.2. Повышение давления на общем коллекторе от БВН-2 до сепаратора С-1001. Образование гидратной пробки в общем коллекторе1. Отогреть гидратную пробку паром. 2. Если невозможно определить место образования пробки, коллектор прокачать метанолом. 3. При разгидрачивании применять перепад давления не более 5-8 кг/см2.3. Переполнение первой секции трехфазного сепаратора С-100 водой, попадание воды во вторую секцию, выход нефти вместе с водой.1. Неисправен прибор — регулятор уровня раздела фаз в первой секции С-100. 2. Забит грязью, смолами регулирующий клапан на линии отвода пластовой воды в первой секции С-1001. Проверить работу регулятора уровня, временно регулировать уровень по байпасу регулирующего клапана. 2. Отключить арматурой регулирующий клапан, отвод пластовой воды из первой секции осуществлять по байпасу. 3. Клапан снять, прочистить, проверить на стенде ход клапана, установить клапан на место, запустить клапан в работу.4. Переполнение нефтью второй секции трехфазного сепаратора С-100, нефть уходит с газом по газовому коллектору в сепаратор С-101/1-31. Неисправен прибор — регулятор уровня во второй секции С-100. 2. Забит грязью, смолами или неисправен регулирующий клапан на выходе С-100. 1. Проверить работу регулятора уровня, временно регулировать уровень по байпасу регулирующего клапана. 2. Отключить арматурой регулирующий клапан, отвод нефти осуществлять по байпасу. 3. Клапан снять, прочистить, отремонтировать, проверить на стенде ход клапана. Установить клапан на место, запустить клапан в работу.5. Переполнение нефтью сепараторов С-101, С-102, С-103. Нефть уходит вместе с газом в сепаратор С-102 или в газопровод.1. Неисправен прибор уровнемера в сепараторах С-101, С-102, С-103. 2. Неисправен или загидрачен регулирующий клапан на выходе нефти из сепараторов. Клапан в закрытом состоянии. 3. Внутренний объем сепараторов на 90 % заполнен гидратно-снеговой массой в результате снижения температуры поступающей с месторождения смеси1. Проверить работу уровнемера. Временно регулировать уровень в ручную по байпасу. 2. Отключить арматурой регулирующий клапан. Временно регулировать уровень байпасом. Клапан отогреть паром и если работоспособность его не возобновится, произвести ревизию и ремонт. 3. Аппарат остановить, сбросить давление на факел, произвести отогрев гидратов путем подачи острого пара внутрь сепаратора. Для предотвращения подобных случаев включить в работу печи подогрева нефти ПТ 15×150.6. Не держится уровень нефти в сепараторах С-100, С-101, С-102, С-103 и повышается давление в буферной емкости.1. Неисправен прибор уровнемера в аппарате. Первичный прибор постоянно выдает сигнал высокого уровня. 2. неисправен регулирующий клапан, плунжер которого зафиксирован в открытом положении. 3. Ледяная пробка в пневмолинии к исполнительному устройству клапана регулятора уровня.1. Проверить работу уровнемера. Регулирование уровня вести по байпасной линии. 2. Отключить арматурой регулирующий клапан, произвести ревизию и ремонт. 3. Отогреть пневмолинию. проверить работу осушки воздуха. При необходимости заменить селикогель в адсорберах.7. Срабатывание предохранительных клапанов на сепараторах С-100, С-101, С-102, С-103 и емкостях Е-101,Е-1041. Повышение давления в аппаратах вследствие неисправности клапанов регуляторов давления. 2. Клапан регулятор не получает сигнал о повышении давления в аппарате. 3. Образование гидрата в регулирующем клапане и после него. 4. Нарушена регулировка клапана, вследствии частого срабатывания.1. Отключить клапаны регуляторы давления запорной арматурой и произвести его ремонт. Регулирование давления вести по байпасу в ручном режиме. 2. Проверить и исправить первичные и вторичные приборы регуляторов давления. Прочистить отборы давлений и пневмолинии. 3. Отогреть гидратные пробки паром или водой.8. Наблюдается большой выход нефти из водяной секции разделителей Е-101/1-6.1. Неисправен прибор регулятора уровня воды в аппарате. Постоянно подается сигнал на открытие клапана. 2. Неисправен регулирующий клапан на линии выхода воды. Клапан находится в открытом состоянии. Давление в емкости снижается и нефть переливается через делительную перегородку.1. Проверить и исправить прибор уровнемера. 2. Проверить линию отвода воды из Е-101. Выполнить ремонт клапана и пустить его в работу.9. Наблюдается увеличение содержания воды в товарной нефти откачиваемой в нефтепровод «Зайкино — Росташи — Нефтегорск».1. Неисправен прибор регулятора уровня воды в разделителях Е-101/1-6. Постоянно подается сигнал на закрытие клапана. 2. Неисправен регулирующий клапан на линии выхода воды из Е-101/1-6. Клапан находится в закрытом состоянии. Уровень воды повышается и уходит через перегородку вместе с нефтью. 3. Вода уловлена в дренажных емкостях Е-110, Е-111, Е-112 при откачке нефти из РВС-700, С-110 и продувки скважин на факел через сепаратор С-108.1. Проверить и исправить прибор уровнемера. Регулирование уровня воды вести байпасом вручную. 2. Открыть байпас. Перекрыть клапан задвижками, выполнить ремонт и пустить его в работу. 3. При откачке нефти из РВС-700 и С-110 очень тщательно контролировать раздел фаз. 4. Попадание воды из Е-112 при продувках скважин неизбежный процесс. Контролированию и регулированию он не подвержен.10. Частое наполнение нефтью емкости Е-111 и сепаратора С-104 и вынос ее в факельный коллектор высокого давления.1. Не полностью закрыта или пропускает запорная арматура напорного дренажа в Е-110 из аппаратов и выносных камер УКПНГ. 2. Постоянное переполнение аварийных емкостей Е-104/1-3 и сепаратора С-106. Нефть вместе с газом выносится в факельный коллектор. 3. Откачка 2-х или более емкостей Е-113 и емкости улавливания нефти из РВС-700вЕ-111.1. Проверить и закрыть все задвижки на дренажных линиях и выносных камерах аппаратов УНТС. 2. Проверить исправность клапанов регуляторов давления и клапана рециркуляции нефти из нефтепровода. При необходимости отремонтировать. 3. Чередовать откачку емкости Е-113 и нефтеловушек с откачкой емкости Е-111.11. Наполнение нефтью сепаратора С-109 и попадание жидкости на АГРС.1. Наблюдается вынос нефти из сепаратора С-102 и из емкости Е-104/1 при их переполнении. 2. Нефть попадает из газопровода «Зайкино-Ст. Александровка» при остановке УКПНГ.1. Устранить вынос нефти из сепараторов С-102/1-3 и из емкости Е-104/1. 2. При аварийной остановке УКПНГ перекрыть поступление газа в С-109. Произвести продувку газопровода на факел и только после этого возобновить подачу газа на АГРС из газопровода d=1020 мм.12. Падение давления и расхода нефти в магистральном нефтепроводе, падение давления на выкиде насосов Н-101.1. Порыв магистрального газопровода. 2. Неисправность насоса Н-101.1. Остановить насос Н-101, перекрыть подачу нефти в магистральный нефтепровод, выяснить причину, приступить к устранению неисправности на нефтепроводе или на насосе.13. Нет прохода в линии откачки нефти из дренажных емкостей Е-110, Е-111, Е-1121. Образование ледяной пробки в общем коллекторе откачки емкостей.1. Определить место нахождения ледяной пробки и отогреть ее паром.

.2 Аварийная остановка установки

.2.1 Аварийное положение на УКПНГ

Аварийное положение на УКПНГ объявляется при возникновении пожара, разрыва трубопроводов газа или газонасыщенной нефти в следствие неправильной эксплуатации оборудования или его износе, при вздутии или разрыве технологического аппарата, при отключении электроэнергии, оборотной воды, воздуха КИПиА, при обнаружении в воздухе производственных помещений или на площадках установки концентрации углеводородов или вредных веществ выше предельно допустимых концентраций.

Аварийное положение объявляется старшим оператором с немедленным оповещением руководства УКПНГ, диспетчера ЦИТС НГДУ, служб ГСС и ПЧ-27.

8.2.2 Разрыв трубопроводов, аппаратов, нарушение герметизации соединений

Разгерметизация соединений системы установки приводит к загазованности или разливу нефтепродукта, тем самым создается опасность взрыва или возгорания, что приведет к угрозе жизни эксплуатационного персонала, или целостности оборудования. Для локализации аварии необходимо:

сообщить руководству ЦППН, диспетчеру ЦИТС, ГСС и ПЧ-27,

вывести людей из опасной зоны, выставить из числа ДГСД оцепление,

отключить электроэнергию на УКПНГ,

потушить горелки печей и ликвидировать все источники открытого огня,

отсечь повреждённый участок или остановить аварийно установку,

приступить к ликвидации последствий аварий.

.2.3 Возникновение пожара

Возникновение пожаров приводит к разрушению основного технологического оборудования, разлива горящей нефти и распространение пожара на другие объекты, тем самым создаётся угроза для жизни эксплуатационного персонала и нарушения экологической безопасности в близлежащих населённых пунктах. Для локализации пожара необходимо:

вывести людей из опасной зоны, при необходимости оказать первую медицинскую помощь,

сообщить о пожаре диспетчеру ЦИТС НГДУ, руководству ЦППН-1 и ПЧ-27.

остановить установку аварийно, отключить очаг загорания задвижками от основных коммуникаций,

подготовить средства тушения пожара к прибытию пожарных, — приступить к ликвидации пожара.

8.2.4 Отключение электроэнергии

При отключении электроэнергии отключаются приборы КИПиА, насосно-компрессорное оборудование, останавливается котельная.

Необходимо сообщить диспетчеру ЦИТС НГДУ и перевести работу вспомогательного оборудования на резервное электропитание, регулирование давления и уровней в аппаратах перевести по байпасам по месту, подключить для заполнения нефтью аварийные емкости. В случае отключения электропитания более чем на один час приступить к нормальной остановке установки, предварительно поставив в известность начальника смены ЦИТС НГДУ и обслуживающий персонал ЦДНГ.

.2.5 Отключение подачи сжатого воздуха для приборов КИПиА

Отключение воздуха КИПиА на установке ведет к отключению пневмонических контрольно-измерительных приборов: самопишущих приборов типа ПВ, регистрирующих и показывающих уровни и давление в аппаратах.

Регулирование параметров технологического режима осуществлять вручную с помощью запорной арматуры, при длительном отсутствии сжатого воздуха остановить установку согласно плана ликвидации аварий.

.2.6 Отсутствие оборотного водоснабжения

При отсутствии оборотного водоснабжения для охлаждения торцовых уплотнений и подшипников нефтенасосов необходимо остановить насосы перекачки нефти. Установку перевести на аварийный режим работы с приёмом нефти и конденсата в аварийные емкости. По заполнению аварийных емкостей остановить установку.

9. Мероприятия по охране окружающей среды

Мероприятия по охране окружающей среды включают в себя мероприятия по защите воздушной, водной среды, почв при эксплуатации установки и мероприятия по предотвращению отрицательного воздействия при капитальных ремонтах и реконструкции УКПНГ.

Отрицательное воздействие при эксплуатации УКПНГ предотвращаются в результате следующих мер:

—четкое соблюдение норм технологического режима,

—исправность дождеприёмников и исправная система пром. ливневой канализации,

герметичность фланцевых соединений и сальниковых уплотнений,

соблюдение мер пожарной безопасности,

соблюдение графиков планово-предупредительных ремонтов, технического освидетельствования аппаратов работающих под давлением,

выполнение мероприятий по повышению коэффициента утилизации газа и сокращение выбросов в атмосферу.

Отрицательное воздействие капремонтов и реконструкции предотвращается за счёт следующих мер:

—качественная подготовка аппаратов и места проведения работ,

—приведение (рекультивация) временно занимаемых земель

при реконструкции в состояние, пригодное для использования в сельском хозяйстве,

укрепление откосов насыпи засевом трав для борьбы с ветровой эрозией почв,

сточные воды после испытания емкостного оборудования и трубопроводов сбрасываются в существующую систему канализации.

9.1 Основные мероприятия по охране окружающей среды на установке

К основным мероприятиям по охране окружающей среды относятся:

—герметизация технологического оборудования,

—автоматизация технологических процессов,

сигнализация и блокировка,

утилизация сточных вод,

сброс и максимальное использование попутного нефтяного газа.

.1.1 Герметизация технологического оборудования

Высокое давление в аппаратах, большие объёмы конденсата, газа с высоким газовым фактором, токсичность углеводородного газа требуют обеспечения высокой эксплуатационной надёжности нефтепромысловых объектов.

Для обеспечения герметичности всё оборудование и трубопроводы подлежат испытанию на прочность и плотность.

Все аппараты, работающие под давлением, оснащены предохранительными клапанами. Сброс от них направляется в закрытые системы с последующим обезвреживанием продукта. Газ сжигается на факеле, жидкость возвращается в процесс.

Для емкостного оборудования и трубопроводов предусмотрено возможность их опорожнения от продуктов в дренажные емкости и последующего возврата жидких продуктов в процесс.

.1.2 Автоматизация технологических процессов

Автоматизацией охвачены все основные технологические параметры установки: температура, давление, расходы, уровни в емкостях. По наиболее опасным предусмотрены сигнализация и блокировка, прекращение поступления сырья на установку.

9.1.3 Утилизация сточных вод

На установке с объектами обслуживания канализованию подлежат:

—бытовые сточные воды,

—производственные сточные воды от технологических площадок и котельной,

дождевые сточные воды с технологических площадок.

Бытовые сточные воды собираются в канализационную станцию бытовых стоков и по напорному трубопроводу перекачиваются на канализационные очистные сооружения биологической очистки в районе вахтового поселка Ленинский.

Производственно-дождевые стоки собираются в канализационную насосную станцию производственно-дождевых сточных вод и перекачиваются на очистные сооружения на ПС.

Во избежание загазованности территории установки и распространения огня по канализационным сетям во время пожара, на них установлены гидравлические затворы, расположенные в колодцах. В каждом гидравлическом затворе слой воды, образующей затвор, должен быть высотой не менее 0,25 м.

Запрещается эксплуатация канализации с неисправными или неправильно выполненными гидравлическими затворами. Колодцы канализации должны быть постоянно закрытыми, причем крышка должна быть засыпана слоем песка.

За сбросом сточных вод, степенью их загрязненности должен быть установлен ежедневный лабораторный контроль. Содержание продуктов и вредных веществ в стоках не должен превышать установленных норм.

При увеличении количества загрязнений стоков сверх нормы необходимо установить источники их выделения и отключить неисправное оборудование.

Колодцы и гидрозатворы канализационных сетей должны периодически очищаться.

Температура производственных сточных вод при сбросе в канализацию не должна превышать 40°С.

Сброс вредных, пожаро- и взрывоопасных продуктов из оборудования в канализацию запрещается даже в аварийных случаях. Для этих целей предусмотрены аварийные, дренажные емкости.

.1.4 Сбор и максимальное использование попутного нефтяного газа

Для уменьшения количества выделяющихся в рабочую зону паров и газов, и создания нормальных санитарно-гигиенических условий работающим на установке предусмотрены следующие технологические и организационные мероприятия:

Газ первой и второй ступни сепарации при давлении 3,2-3,6 МПа направляется по газопроводу на приём Ст. Александровской компрессорной станции.

Газ из буферной емкости (где происходит сепарация при давлении 1,2-1,6 МПа) направляется на газоснабжение объектов УКПНГ (топливный газ на печи П-100, на дежурные горелки факела и затвор факельного ствола).

Сброс от предохранительных клапанов, срабатывающих при нарушениях технологического режима, предусмотрен в факельную систему высокого давления.

При прекращении откачки нефти на внешний транспорт, нефть направляется в аварийные емкости Е-104/2-3. Газ, выделившийся в аварийных емкостях направляется на факел.

При прекращении приёма газа в газопровод, он направляется на факел высокого давления.

Сброс продувочных газов осуществляется на факел.

9.2 Выбросы в атмосферу дымовых газов потери от испарения, факельных сбросов

Таблица №15

Наименование сбросаКол-во выброс.м3/секТемпература, °СМесто сбросаКол-во в выбросах вредных веществ, л/секМесто ликвидации, обезвоживания, утилизации1 Котельная на пункте сбора 4,08178в атмосферуокислы азота-86 СО-96 СО2-3124Рассеивание в атмосферу через дымовую трубу Н=30м 2 Печь ПТ- 16×1 50 0,1148300в атмосферуокислы азота-2,3 СО-2,5 СО2-110То же Н=6м 3 Факел для сжигания газа 87,01600в атмосферуокислы азота-1855 СО-2234 СО2-82911То же Н=30м 4 Неорганизованные выбросы 4 1 Установка низкотемпературной сепарации — сепарационное отделение №1 0,0029810в атмосферууглеводороды-2 , 9 8Рассеивание в атмосферу (Н=5 м) — сепарационное отделение №2 0,0029810в атмосферууглеводороды-2 , 9 8То же — сепарационное отделение №3 0,0029810в атмосферууглеводороды-2,98Тоже — площадка первичного сепаратора 0,001618в атмосферууглеводороды- 1 ,6 метанол -0,00001То же (Н= 10м) 4 2 Установка замера продукции скважины 1,67*10-515в атмосферууглеводороды-0,0167То же (Н=5 м) 4 3 Площадка хранения ингибитора гидрат 5,49*10-5окр. средав атмосферуметанол-0,0549Тоже(Н=10м) 4 4 Узел подключения скважин №1 (на 18 скважин) 4,69* 10-518в атмосферууглеводороды-0,0469 метанол-0,00084То же (Н=2 м) 4 5 Узел подключения скважин №2 (на 14 скважин) 4,69*10-518в атмосферууглеводороды-0,036Рассеивание в атмосферу (Н=2 м) 4 6 Насосная конденсата — насосная 2,5*10-515в атмосферууглеводороды-0,025То же (Н=1 м) — площадка технологической аппаратуры 2,38*10-315в атмосферууглеводороды-2,38То же (Н=5 м) 4 7 Площадка аварийных емкостей 3,56*10-315в атмосферууглеводороды-3,56Тоже(Н=3,4м) 4 8 Площадка сепаратора С-109 0,64*10-315в атмосферууглеводороды-0,64То же (Н=5 м) 4 9 Факельное хозяйство (сепаратор, дренажная емкость) 0,64*10-315в атмосферууглеводороды-0,64То же (Н=5 м) 4 10 Установка очистки сточных вод 0,832*10-320в атмосферууглеводороды-0, 832Рассеивание в атмосферу через свечу Н=16 м.

10. Мероприятия по обеспечению противопожарной защиты

Организационно-технические мероприятия по обеспечению пожарной безопасности производятся согласно ГОСТ 12.1.004-85 ССБТ.

Пожарную опасность установки низкотемпературной сепарации обуславливают:

—высокое давление в аппаратах,

—высокий газовый фактор (500-4250 м3/т нефти),

пожароопасность подготавливаемой и перекачиваемой нефти,

взрывоопасность легких углеводородных газов, выделяющихся в атмосферу при нарушениях герметичности аппаратов и через не плотности фланцев и сальников арматуры, наличие высокого напряжения (6000 В, 380/220 В).

Основные причины аварийных ситуаций, вызывающих пожары, взрывы, загазованность:

—нарушение требований инструкций и технологического регламента,

—отсутствие постоянного надзора за исправностью оборудования,

нарушение правил ведения огневых и газоопасных работ.

Для обеспечения пожарной безопасности предусмотрены следующие мероприятия:

—размещение сооружений, оборудования и аппаратов выполнено с учетом зонирования и противопожарных разрывов согласно действующим нормам и правилам,

—расстояние между оборудованием и аппаратами, расположенными внутри технологической площадки, приняты, исходя из условий монтажа, ремонта, обслуживания и требований техники безопасности.

Все объекты УКПНГ обеспечены стационарной системой подачи воды на орошение (резервуары противопожарного запаса воды, противопожарные насосы, кольцевой противопожарный водовод с гидрантами).

Тушение технологических аппаратов ,инженерных коммуникаций и насосных предусмотрено при помощи передвижных пожарных установок объектовой пожарной частью.

Для обеспечения пожаротушения внутри помещения котельной предусмотрены пожарные краны.

Подача воды для пополнения противопожарного запаса воды предусмотрена из артезианских скважин.

Для изоляции поверхности аппаратов, трубопроводов применены несгораемые материалы.

Объекты пункта сбора оснащены первичными средствами пожаротушения в соответствии с правилами пожарной безопасности в нефтяной промышленности.

Ответственность за сохранность и исправное содержание противопожарного инвентаря и средств пожаротушения в целом возлагается на начальника установки, на каждом участке — на мастера.

Запрещается использование противопожарного инвентаря и оборудования для других нужд, не связанных с их прямым назначением.

Для быстрого вызова пожарной охраны предусмотрена круглосуточная телефонная связь. На рабочих местах около всех средств связи вывешены таблички с указанием порядка подачи сигнала и вызова пожарной охраны.

Кольцевая система дорог обеспечивает противопожарные проезды к сооружениям. Предусмотрены проезды и разворотные площадки.

В охранных целях предусмотрено ограждение пункта сбора забором высотой 2,1 м из металлической сетки.

Запрещается загромождение и загрязнение дорог, подъездов, проездов, проходов и выходов из помещений, подступов к противопожарному оборудованию, средств пожаротушения, связи и сигнализации.

На территории пункта сбора курение, разведение открытого огня не разрешается. Курение разрешается только в специально отведенных местах. Въезд транспорта с двигателями внутреннего сгорания на территорию технологической установки разрешается начальником установки только при исправной выхлопной системе двигателей и при наличии искрогасителей.

Обогрев трубопроводов, заполненных нефтью, газом или водой не допускается открытым пламенем, запрещается производство работ не связанных с ремонтом оборудования.

При обнаружении утечек газа и нефти запрещается производство каких-либо работ и немедленно принимаются меры по их ликвидации.

Производство огневых и газоопасных работ осуществляется по распоряжению или наряду-допуску, утверждённому начальником цеха, главным инженером НГДУ «Южоренбургнефть» и согласованы с пожарной и газоспасательной службой.

В аварийных ситуациях на действующей установке, аварийные работы ведутся в соответствии с планом ликвидации аварий. Авария расследуется комиссией назначенной приказом начальника управления. По результатам расследования составляется Акт с участием представителей пожарной охраны.

Для проведения огневых работ за подписью начальника установки выписывается разрешение в 2-х экземплярах. Места производства работ, установки сварочных аппаратов должны быть очищены от горючих материалов в радиусе 5м. Расстояние от сварочных аппаратов и баллонов с пропаном и кислородом до места производства работ должно быть не менее 10 м. Баллоны с пропаном и кислородом должны находиться в вертикальном положении, надёжно закрепляться на расстоянии не ближе 5 м друг от друга.

При производстве сварочных работ запрещается:

—приступать к работе при неисправной аппаратуре,

—производить сварку, резку и нагрев открытым огнём аппаратов, трубопроводов с горючими и токсичными веществами,

пользоваться при огневых работах одеждой и рукавицами со следами масел и жиров, бензина, керосина и др. горючих материалов.

При возникновении пожара необходимо:

—— вызвать пожарную охрану, организовать встречу пребывающих пожарных подразделений,

—принять меры по тушению огня имеющимися средствами пожаротушения,

прекратить подачу горючей жидкости или газа к месту загорания, путем закрытия запорной арматуры,

действовать согласно плана ликвидации аварий.

10.1 Молниезащита и защита от статического электричества

Молниезащита зданий и сооружений и защита от статического электричества осуществляется в соответствии с Указаниями по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений, ПУЭ, РД 34-21-122-87 и т.д.

Наружные технологические площадки с зоной класса В-1г относятся ко второй категории молниезащиты.

Сопротивление заземляющих устройств для трансформаторных подстанций, электрооборудования не должно превышать 4 Ом, для остальных сооружений и молниезащиты 10 Ом. Измерение сопротивлений заземляющих устройств выполняется 2 раза в год.

Молниезащита осуществляется путём установки молниеотвода. Конструкция молниеотвода стержневого типа из стальных электродов.

Для защиты от вторичных проявлений молний и разрядов статического электричества все технологические аппараты, оборудование заземлены.

Заряды статического электричества образуются при движении жидкости и газов по трубопроводам, дросселировании, пропаривании и других операциях.

Величина статического электричества при движении жидкости зависит от удельного объема электрического сопротивления перекачиваемого вещества, строения, состояния поверхности стенок и размера трубопровода.

Все электропроводящие части технологического оборудования должны быть заземлены независимо от того, применяются ли другие меры защиты от статического электричества.

Технологические аппараты, трубопроводы и оборудование с горючими жидкостями и газами на площадках и в помещениях заземлены путём присоединения их к внутреннему и наружному контуру заземления. Аппараты объёмом более 25 м3 заземлены в 2-х противоположных местах.

Технологические трубопроводы с горючими жидкостями и газами должны представлять собой непрерывную электрическую цепь.

Для этого во фланцевых соединениях не менее чем у четырёх болтов, шпилек под головками и гайками поверхности должны быть тщательно защищены, при этом переходное сопротивление фланцев не должно превышать 10 Ом.

Параллельно идущие трубопроводы, проложенные на расстояние 10 см один от другого, соединены перемычками через каждые 20 м.

. Спецификация оборудования

.1 Краткая характеристика технологического оборудования

Таблица № 16

№ Позиция по схемеНаименование оборудования (тип, назначение)Кол-воКраткая техническая характеристикаМатериалМетод защиты от коррозии12345671С- 100Сепаратор трех фазный для предварительного вывода пластовой воды ГП 585.01.00.000РР 1Горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами V=18м3, D=1 600мм, Рр=12,0 МПа, Тр= — 30 -+100°С 16ГСПокраска2С-101Сепаратор 1 ступени сепарации НГС-П-64-2000-16ГС ГП 496 00.000 3Горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами V=25м3, D=2000мм, Рр=6,4 МПа, Тр=-30-+100°С 16ГСПокраска, т/изоляция3Т-101Теплообменник 2-600-110/64-6МI ГП 595.00.00.000 3Кожухотрубчатый теплообменник. Площадь теплообменника 145м2, D=600мм, Тр=-30-+100°С, Рр=11,0/6,4 МПа 16ГСТо же4С- 102Сепаратор 2 ступени сепарации ГС-II-40-12000-I-И ОСТ 26-02-2059-79 3Вертикальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами V=4м3, D= 1200мм, Рр=4,0 МПа, Тр=-30-+100°С 16ГСТо же5С- 103Сепаратор конденсата НГС-П-40-2000-16ГС 3Горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами V=25м3, D=200мм, Рр=4,0 МПа, Тр=-30-+100°С 16ГСТо же6Е-101Емкость-разделитель нефти и воды ГП 569.03.00.000 6Горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами V=40м3, D=2000 мм, Рр=8,0 МПа, Тр=-30-+100°С 16ГСТо же7Е- 104Емкость буферная I-100-3000-2,0-1-2-2-0 3Горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами V=100м3, D=3000 мм, Рр=2,0 МПа, Тр=-40-+100°С 16ГСТо же8С- 1003-х фазный сепаратор для дегазации пластовой воды и улавливания нефти ГС-1-2000-2,5-I-И 1Горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами V=25м3, D=2000 мм, Рр=2,5 МПа !6ГСТо же9АОСВДвухсекционный аппарат гравитационного разделения фаз БТ 31.58.000.00.00.СБ 1Спаренный горизонтальный аппарат со сферическими днищами V=57м3, Рр=0,6 МПа 16ГСТо же10С- 109Сепаратор газа для улавливания газового конденсата и нефти перед АГРС ГС-II-40-1600-I 1Вертикальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами V=8м3, D=1600мм, Рр=4,0 МПа 16ГСТо же11С- 104Сепаратор факельный для улавливания нефти и газового конденсата из факельного коллектора НГС-II-0,4-1600-16ГС 1Горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами V=12,5м3, D=1600мм, Рр=0,4 МПа 16ГСТо же12С- 108Сепаратор факельный для улавливания нефти и газового конденсата из факельного коллектора НГС-II-0,6-2600- 16ГС 1Горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами V=50м3, D=2600мм, Рр=0,6 МПа 16ГСТо же13Э-101Эжектор для отбора и использования низконапорных газов 2Горизонтальный трубчатый струйный насос 16ГСТо же14РВС-700Резервуар для промежуточного хранения пластовой воды 2Вертикальный цилиндрический аппарат с плоским днищем V=700м3, Рр=налив Сталь 3 спТо же15С- 106Аварийный сепаратор для подготовки стабильной нефти используемой для собственных нужд предприятия НГР-II-1,6-2600-16ГС 1Горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами и встроенным подогревателем V=50м3, D=2600мм, Рр=1,6 МПа 16ГСТо же16Е- 105Дренажная емкость для слива остатков из емкостей Е- 104 и сепаратора С- 106 ГБ78.13.000.000 1Горизонтальный цилиндрический аппарат с подогревателем V=12,5м3, Рр=2,0 МПа 16ГСГидроизоляция17Е-110Дренажная емкость для напорного дренажа аппаратов сепарационных отделений и С-110 1Горизонтальный цилиндрический аппарат V= 12,5м3, Рр=2,0 МПа 16ГСТо же18Е-111Дренажная емкость для освобождения от нефти факельного сепаратора С- 104 ГБ78.13.000.0001Горизонтальный цилиндрический аппарат V=12,5м3, Рр=2,0 МПа 16ГСГидроизоляция19Е-112Дренажная емкость для освобождения от нефти факельного сепаратора С-108 ГБ78.13.000.0001Горизонтальный цилиндрический аппарат V=12,5м3, Рр=2,0 МПа 16ГСГидроизоляция20Е-113Дренажная емкость с насосом АХП 20×23 для утечек насосов Н-101/1-3 ЕПП-12,5-2000-1-1 1Горизонтальный цилиндрический аппарат V=12,5м3, D=2000мм, Рр=0,7 МПа 16ГСТо же

11.2 Эксплуатация компрессоров и насосов

Таблица № 17

№ п/пИндекс по схеме марка Назначение Производит. м3/час Давление Характеристика привода Прием выход Мощи ость, кВт Число обор. в мин Марка электродвигателя 1 Компрессор 4 ВУ-9/5Подача сжатого воздуха для приборов КИПиА5 0 0,8 45 740 4ЛМ250М8УЗ 2 Н-101/1-3 I ШС 200/700Откачка нефти на Нефтегорскую УСН200 1,2- 1,67,0 450 2730 ВАО 2280-2 3 ПТ 1,6/250 Подача метанола на технологическую площадку1,6 0 25 22 1460 ВАО 180-4 4 ПТ 1/100 Подача метанола на технологическую площадку1,0 0 1,0 22 1460 ВАО 180-4 5 К- 100x65x200 Подача пластовой воды из РВС-700 на прием БКНС65 статическое 10 30 2930 ВАО 2-280М 6 2ВВ 10/16 6/6,ЗБ газонефтяной эмульсии из АОСВвС-110 6 0,2 0,6 13 740 ВАО 2- 100 7 К 80×50 очищенных стоков из АОСВ в систему рециркуляции УОСВ 80 0,2 0,5 13 2930 ВАО-2-90 8 К-80-50-200 охлаждающейся жидкости в систему охлаждения насосов НГС-200х700 53 0 1,0 40 2930 ВАО 81-2У2 9 НВ-50/50 подземных дренажных емкостей и емкостей промливневой канализации 20 0 0,3 7,5 1450 ВАО-2-30

11.3 Спецификация регулирующих клапанов

Таблица № 18

№ п/пМесто установки регулирующего клапанаНазначение регулирующего клапанаТип установленного клапанаОбоснование выбора типа клапана1.На выходе нефти из сепаратора С-100 Регулирование уровня нефти в сепараторе 25с39нж Dу=80мм Ру= 160 кг/см2 «НЗ» При аварийном прекращении подачи воздуха на исполнительный механизм клапан закроется, что предотвратит переток жидкости с более высоким давлением с сепаратора С- 1 0 1 2.На линии выхода пластовой воды из сепаратора С-100 Регулирование уровня воды в сепараторе К-50/63 Dу=15мм Ру= 160 кг/см2 «НЗ» 3.На линии входа жидкостного потока в сепаратор С-101/1-3 Dу= 100мм Ру=160 кг/см2 4.На линии выхода нефти из сепаратора С-101/1-3 Регулирование уровня нефти в сепараторе Dу=100мм Ру=160 кг/см2 К-50/63 50-64 «НО» 5.На линии выхода газа из трубного пространства теплообменника Т-101 Регулирование давления газа в трубном пространстве теплообменника Dу=100мм Ру=6,4 кг/см2 25с48нж «НО» 6.На линии выхода конденсата из сепаратора С-102/1-3 Регулирование уровня конденсата в сепараторе Dу=50мм Ру=6,4 кг/см2 25с48нж «НЗ» 7.На линии выхода нефти из сепаратора С-103/ 1-3 Регулирование уровня нефти в сепараторе Dу=50мм Ру=6,4 кг/см К-50/63 8.На линии выхода газа из емкости Е-101/1-6 Регулирование давления газа в емкости Dу=25мм Ру=64 кг/см2 ПОУ-7 9.На линии выхода нефти из емкости Е-101/1-6 Регулирование уровня нефти в емкости Dу=50мм Ру=64 кг/см2 К-50/63 10.На линии выхода пластовой воды из емкости Е-101/1-6 Dу=40мм Ру=64 кг/см2 25с48нж «НЗ» 11.На линии выхода газа из емкости Е-103 Регулирование давления газа в емкости Dу=25мм Ру=64 кг/см2 25с48нж «НЗ» 12.На линии подачи нефти от насоса Н-101 в магистральный трубопровод Регулирование уровня нефти в емкостях Е-104 Dу=150мм Ру=64 кг/см2 25с48нж «НО» 13.На линии выхода газа из емкости Е-104 Регулирование давления газа в емкости Dу=40мм Ру=64 кг/см2 25с48нж «НЗ» 14.На линии выхода газа из сепаратора С-106 Регулирование давления газа в емкости Dу=25мм Ру=64 кг/см2 25с48нж«НЗ»

11.4 Краткая характеристика предохранительных клапанов

Таблица № 19

№ п/пМесто установки (защищаемый аппарат)Расчетное давление в аппарате кгс/см2Рабочее давление в аппарате кг/см2Установочное давление кг/см2Направление сброса клапана1.Сепаратор С-100 120,052,0СППК50-160 Руст-85 Пружина №140 На факел через сепаратор С-104 2Сепаратор С-101/1-3 64,052,0СППК4р- 100-64 Руст-59 Пружина №145 На факел через сепаратор С-104 3.Сепаратор С-102/1-3 40,036,0СППК4р- 100-40 Руст-40 Пружина № 126 На факел через сепаратор С-104 4.Сепаратор С-103/1-3 40,036,0СППК4р- 100-40 Руст-40 Пружина №126 На факел через сепаратор С-104 5.Емкость Е-101/1-6 80,025,0СППК4р-80-40 Руст-40 Пружина №119 На факел через сепаратор С-104 6.Емкость Е- 103 40,025,0СППК4р-150-40 Руст-22 Пружина №302 На факел через сепаратор С-104 7.Сепаратор С-106 25,012,0СППК4р- 150-40 Руст- 16 Пружина №134 На факел через сепаратор С-104 8.Емкость Е-104 20,016,0СППК4р- 100-40 Руст- 18 Пружина № 124 На факел через сепаратор С-104 9.Емкость Е-105 20,016,0СППК4р-50-40 Руст- 16 Пружина № 107 На факел через сепаратор С-104 10.Емкость Е-110 20,016,0СППК4р-50-40 Руст- 16 Пружина №107 На факел через сепаратор С-104 11.Емкость Е-111 20,016,0СППК4р-50-40 Руст- 16 Пружина № 107 На факел через сепаратор С-104 12.Емкость Е-112 20,016,0СППК4р-50-40 Руст- 16 Пружина № 107 На факел через сепаратор С-104 13.Сепаратор С-104 40,036,0СППК4р- 100-40 Руст-40 Пружина №146 На факел через сепаратор С-104 14.Сепаратор С-110 25,03,0СППК4р-50-16 Руст- 1 0 Пружина № 1 09 На факел через сепаратор С-104

. Перечень обязательных инструкций и нормативно-технической документации

1.Инструкция по безопасности труда для слесарей по ремонту технологического оборудования.

2.Инструкция по безопасности труда для операторов обезвоживающей и обессоливающей установки ООУ.

.Инструкция по безопасности труда для операторов товарных.

.Инструкция по безопасности труда для машинистов насосных установок.

.Инструкция по безопасности труда для слесарей по обслуживанию газового хозяйства.

.Инструкция по охране труда для электрогазосварщика.

.Инструкция по охране труда для стропальщика.

.Инструкция по охране труда при эксплуатации тепловых сетей.

.Инструкция по охране труда при дренировании сосудов и трубопроводов.

.Интсрукция по охране труда при эксплуатации вентиляционных установок.

.Инструкция по охране труда при эксплуатации электроустановок (1 квалификационная группа).

.Инструкция по охране труда при эксплуатации технологических трубопроводов.

.Инструкция по охране труда при ведении огневых работ на взрывопожароопасных объектах.

.Инструкция по охране труда при ведении газоопасных работ.

.Инструкция по охране труда при производстве земляных работ.

.Инструкция по использованию и хранению индивидуальных средств защиты.

.Инструкция по пожарной безопасности и использованию средств пожаротушения на объектах ЦППН.

.Инструкция по охране труда при погрузочно-разгрузочных работах.

.Инструкция по охране труда при обслуживании сосудов, работающих под давлением.

.Инструкция по охране труда при хранении, перевозке и применению деэмульгаторов для подготовки нефти.

.Инструкция по охране труда при эксплуатации резервуаров.

.Инструкция по охране труда при хранении и транспортировке баллонов для сжатых и сжиженных газов.

.Инструкция по охране труда при обслуживании воздушных компрессоров.

.Инструкция по охране труда при работе на высоте.

.Инструкция по охране труда для работ, выполняемых из люльки подъёмных механизмов.

.Инструкция по охране труда при эксплуатации промканализации.

.Инструкция по охране труда при эксплуатации и розжигу факельной системы.

.Инструкция по охране труда при сливе и наливе из автоцистерн.

.Инструкция по охране труда при эксплуатации пароподогревателей.

.Инструкция по охране труда при техническом обслуживании стационарной установки типа ГВПСК-600 на РВС.

.Способы оказания первой доврачебной помощи при травмах и отравлениях.

.Должностная инструкция для операторов обессоливающей и обезвоживающей установки.

.Должностная инструкция для операторов товарных.

.Должностная инструкция для машинистов насосных установок.

.Должностная инструкция для слесарей по ремонту технологического оборудования.

.Должностная инструкция для электрогазосварщиков.

.Технологический регламент по применению деэмульгаторов в процессе подготовки нефти. РД-39-1-1261-85.

.Нефть . Общие технические условия. ГОСТ Р-51858-2002.

.Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации газового хозяйства организаций. ПОТ Р М-026-2003.

.Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. ПБ-03-576-03. Москва, 2003г.

.Правила пожарной безопасности в Российской Федерации.

ППБ 01-03.Москва, 2003г.

42.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ-08-624-03. Москва, 2003г.

43.Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 100 кгс/см2. РД-38.13.004-86.

.Положение о порядке разработки, согласования и утверждения технологического регламента установок промысловой подготовки нефти. РД-39.014703-309-88.

.Проект нормативов предельно-допустимых выбросов в атмосферу.

.Инвентаризация источников выбросов вредных веществ в атмосферу.