Установка комплексной подготовки нефти и газа Зайкинского месторождения
Федеральное агентство по образованию
Самарский Государственный Технический Университет
Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений»
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по дисциплине:
«Компьютерные методы проектирования, анализ разработки и обустройство углеводородных месторождений»
Самара 2005 год
Содержание
1. Общая характеристика объекта
.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
.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.
.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;
-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.
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 16x150/1-2 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.
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.
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.
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
.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 15x150 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 1x250, 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.
§