Совершенствование контроля газовоздушной среды в узле подготовки нефти месторождения 'Соболиное' ООО 'Томская нефть'

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Геология
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

223,9 Кб
Опубликовано:

2014-11-25

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Совершенствование контроля газовоздушной среды в узле подготовки нефти месторождения 'Соболиное' ООО 'Томская нефть'

Введение

экологический нефть загрязнение технологический

Из нефтяных скважин в общем случае извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, попутного нефтяного газа, воды и мехпримесей. В таком виде транспортировать продукцию нефтяных скважин по магистральным нефтепроводам крайне не рентабельно. Во-первых, при совместном течении нефти, газа и воды имеют место значительные энергозатраты на преодоление сил трения и сопротивления от газовых шапок и водяных пробок. Во-вторых, вода - это не только балласт, но и агрессивная среда вызывающая ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров. В-третьих, частицы механических примесей повышают абразивный износ оборудования.

Для решения этих проблем предназначена установка узел подготовки нефти УПН, которая осуществляет: дегазацию, обезвоживание, обессоливание и стабилизацию нефти.

Функционирование УПН сопряжено с воздействием на работающих и на окружающую среду целого ряда факторов: вредных веществ в приземном воздухе, горючих паров и газов - потенциальных источников взрывов и пожаров, шумов, опасности электропоражения, загрязнение водной среды, земель и почв вследствие розливов нефти и т.п.

Вопросы воздействия данных факторов на человека и окружающую среду и защиты от них находятся в центре все возрастающего внимания

Общества к проблеме производственной и экологической безопасности. Это в равной, а в отдельных аспектах и в особенной, степени относится к нефте - газодобывающей отрасли: в части производственной безопасности, предусмотрена аттестация рабочих мест и сертификация нефтепромысловых производств на соответствие российским стандартам безопасного ведения производства. В части экологической безопасности минимизация воздействия нефтепромыслового предприятия на ОС осуществляется через согласование с экологическими надзорными органами, например, томов ПДВ.

Для осуществления мер зашиты работающих, населенных мест и природной среды необходимо получить количественные характеристики указанных факторов: концентраций вредных веществ, горючих паров и газов в воздухе вредных веществ, горючих газов и паров, в рабочей зоне и приземном воздухе населенных мест, уровней звукового давления, величин возможных токов при электропоражении, уровней напряженностей и плотности потока энергии электромагнитного поля и т.п. Эти характеристики определяются расчетным путем или экспериментально.

Одним из важных вопросов обеспечения производственной и экологической безопасности УПН «Соболиное» является контроль концентраций взрывоопасных паров и газов в определенных точках территории УПН, т.е. вопрос обеспечения пожаро - взрывобезопасности УПН.

До последнего времени измерения производились в семи точках территории УПН. В настоящее время планируется подключение к УПН «Соболиное» нефтепровода с месторождения «Гураринское», в связи с чем усложняется структура УПН «Соболиное». Возникает необходимость корректировки числа точек контроля концентраций взрывоопасных паров и газов, и мест их расположения.

Кроме того, необходимо решить вопрос о возможной замене газоанализатора, используемого до настоящего времени, СГГ-4М. Он характеризуется рядом неудобств при использовании, к тому же он исчерпал свой ресурс (полный средний срок службы газоанализатора 10 лет).

Цель выпускной квалификационной работы:

Разработать предложение по совершенствованию системы контроля содержания горючих паров и газов УПН «Соболиное».

Задачи работы:

. Изучить назначение УПН и характеристики сырья, готовой продукции.

. Изучить технологический процесс подготовки нефти на УПН «Соболиное» и схему существующих коммуникаций.

. Определить источники загрязнения атмосферы УПН горючими парами и газами.

. Проанализировать существующее расположение точек контроля содержания горючих паров и газов и предложить его новый вариант.

. Проанализировать характеристики газоанализаторов для определения горючих газов и паров и выбрать наиболее подходящий.

. Дать технико-экономическое обоснование усовершенствованного варианта системы контроля газовоздушной среды УПН.

. Разработать мероприятия по производственной и экологической безопасности на УПН «Соболиное».

1. Общие сведения о месторождении, физико-химические свойства нефти, газа и воды, балластовые запасы нефти.

.1 Нефтегазоносность и строение залежи нефти

экологический нефть загрязнение технологический

На месторождении пробурено 7 скважин. Из них две (171,177) остановлены забоем в отложениях куломзинской свиты, остальные вскрыли разрез до палеозоя. Глубина вскрытия палеозоя до 66 метров. Промышленная нефтеносность установлена скважиной 171, пробуренной на центральном Соболином поднятии. Продуктивным является пласт Б_12-13 тарской свиты, вскрыт на глубине 2120,2 м (а. о. - 2036,4м), при испытании получено 103,8 м³/сут нефти. Скважина 177 пробурена на северо-восточном крыле структуры, вскрыла пласт на глубине 2146,4 м (а.о. - 2052,7м), что гипсометрически на 16 м ниже кровли пласта, в скважине 171. По данным промыслово-геофизических исследований пластов интересных в нефтегазоносном отношении скважина не вскрыла. Скважина закончена без спуска, эксплуатационной колонны.

Скважина 175, пробуренная на северо-западном крыле структуры, вскрыла пласт Б_12-13 на глубине 2124,4м, что на 4 м ниже кровли пласта в скважине 171. При испытании пласта получен приток воды.

Пласт Б_12-13 испытан в скважине 172, расположенной на Северо-Соболином поднятии, в скважинах 173,176 на Южно-Соболином поднятии, положительных результатов в процессе испытания не получено.

Таким образом, залежь вскрыта одной скважиной - 171. Тип залежи пластовый, сводовый, тектонически экранированный. Высота залежи 16,2 метра. Водонефтяной контакт принят по подошве пласта в скважине 171 на а.о. -2053 м.

Проект выполнен для скважин собственно Соболиной залежи.

1.2 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Исходя из низкой величины рабочего газового фактора 22 м³/м³ при исследовании скважины 171, можно судить о низкой газонасыщенности пластовой нефти и низком давлении насыщения.

Вязкость нефти в пластовых условиях определена по зависимости для Среднего Приобья для меловых залежей и составляет 4,12 мПа.с.

Плотность нефти в пластовых условиях определена по зависимости:

Ш _пл= -0.2383 + 1,2220 х Ш _о - 0.0006 ГФ,

где

Ш _пл - плотность нефти в пластовых условиях, г/см³;

Ш _о - плотность нефти в поверхностных условиях, г/см³;

ГФ - газовый фактор, м³/м³

Подставляя необходимые данные в уравнение, получим значение плотности нефти в пластовых условиях, равное 0.792 г/см³.

Давление насыщения определено по зависимости прогнозирования параметров для месторождений Среднего Приобья:

Р_нас ⁼ - 116,383 + 168,632 х Ш _о + 19.279ГФ,

где

Р_нас_-давление насыщения нефти газом, мПа;

Ш _о - плотность нефти в поверхностных условиях, г/см³;

Среднее давление насыщения нефти газом, исходя из расчетов вышеуказанной формуле, принято равным 5,3 мПа.

Химический состав нефти Соболиного месторождения изучен по поверхностной пробе из скважины 171, Нефть средней плотности, смолистая, малосернистая, парафинистая, с выходом фракций до 300° (Табл. 1.1).

Таблица 1.1 Результаты исследования поверхностных проб нефти

Параметры	Ед. измерения	Значения параметра
Продуктивный пласт Количество исследованных скважин Количество проб Фракционный состав НК до 150⁰ С до 200⁰ С до 250⁰ С до 300⁰ С Вязкость кинематическая при 20⁰ С Плотность нефти Содержание массовое: Серы Парафина Cмол силикагелевых Асфальтенов Воды Температура плавления парафина	шт шт ⁰С объемный% объемный% объемный% объемный% м²/с г/см³ % % % % % % ⁰С	Б_12-13 1 1 65 17 27,5 35,2 46 9,58 0,854 0,38 3,27 8,9 2,53 - 50

Вязкость пластовой воды определена по зависимости вязкости от температуры пласта. При температуре пласта 74°С вязкость воды может быть принята равной 0,42 мПа.с. Химический состав вод изучен из пласта Б_12-13 по пробе, взятой из скважины 175. Минерализация воды составляет 14,3 г/л. Тип вод хлор - магниевый.

.3 Баластовые запасы нефти

Оперативный подсчет запасов произведен в пределах собственно Соболиного месторождения. Площадь подсчета ограничена водонефтяным контактом, принятым условно по подошве пласта в скважине 171 на а.о. -2053м. Подсчетные параметры определены по данным кернового и геофизического материала по скважине 171. Пересчетный коэффициент из-за отсутствия глубинной пробы принят среднестатистическим по меловым нефтям Томской области.

По состоянию на 01.08.92 г на балансе ВГФ числится 4226 тыс. т геологических и 1900 тыс. т извлекаемых запасов. Расчет извлекаемых запасов выполнен с коэффициентом нефтеизвлечения 0.45, рассчитанным по гидродинамической методике.

Данные о подсчетных параметрах и запасах приведены в (табл. 1.2).

Таблица 1.2 Сведения о балансовых запасах нефти и газа

Подсчетные параметры и запасы	Зоны
	Нефтяная	Водоне-фтяная	Нефтянная + Водонефтянная
Пласт Б_12-13 Площадь нефтеносности, Тыс. м. Кв. Нефтенасыщеня толщина, м Объем пласта, тыс. т³Коэффициенты, доли ед: Пористости Нефтенасыщенности Плотность нефти в стандартных условиях, г/см³ Балансовые запасы нефти категории С₁, тыс. т	2000 11,6 23400 0,23 0,64 0,854 2333	3687 5,4 20179 0,23 0,62 0,854 1893	5687 5,5 43579 0,23 0,63 0,854 4226

2. Технико-технологическая часть

.1 Назначение производственного объекта

В условиях «Соболиного» месторождения установка подготовки нефти предназначена для сепарации, обезвоживания, обессоливания продукции скважин «Соболиного» нефтяного месторождения, а также для приема и подготовки нефти с «Гураринского» месторождения. В процессе подготовки нефти происходит доведение показателей нефти до товарной кондиции, удовлетворяющей требованиям ГОСТ Р 51858-2002. Далее УПН осуществляет транспорт подготовленной нефти на ПСП «Соболиное». Кроме этого, УПН «Соболиного» осуществляет очистку подтоварной воды в блоке очистки (БОВ) от нефтепродуктов.

.2 Характеристика сырья, вспомогательных материалов, готовой продукции

В качестве сырья на УПН используется нефть Соболиного нефтяного месторождения. Характеристика свойств сырой нефти отражена в таблице 2.1. Химический состав сырой нефти Соболиного месторождения изучен по поверхностной пробе из потока на входе УПН. Нефть средней плотности, смолистая, малосернистая, парафинистая.

Таблица 2.1 - Физико-химические свойства сырой нефти

№ п/п	Наименование показателя	Потоки на входе УПН
1	Плотность, кг/м³ по ГОСТ 3900-85	854
2	Вязкость кинематическая, мм²/с (ССТ) по ГОСТ 33-82 при 20°С	9,58
3	Газосодержание, м³ /м³	22,00
4	Пластовая температура	73,8
5	Содержание в нефти, % об.
	серы	0,38
	парафина	3,27
	смол селикагелевых	8,9
	асфальтенов	2,53
6	Фракционный состава по ГОСТ -2177-82 % об. начало кипения, °С	65
	до150°С	17
	до 200°С	27,5
	до 250°С	25,2
	до 300^оС	46

В таблице 2.2 приведены требования по подготовке товарной нефти на УПН «Соболиного» месторождения.

Таблица 2.2 - Характеристика товарной нефти

Наименование	Показатели	Значения показателей на выходе УПН
Нефть товарная	Давление насыщенных паров, мм. рт. ст. - зимний период - летний период Массовая доля воды, % Массовая доля механических примесей, %, не более Концентрация хлористых солей, мг/дм³, не более	500 500 ~0.5 0,05 ~100

Физико-химическая характеристика попутно добываемой пластовой воды отражена в таблице 2.3. Проба отбиралась из потока на входе УПН.

Таблица 2.3 - Физико-химические свойства попутно добываемой пластовой воды

№ п/п	Наименование показателя	Потоки на входе УПН
1	Плотность, кг/м³	1008
2	Ионный состав воды, мг/л
	Na+	10942,1
	Ca²+	788,6
	Mg²+	112,3
	Cl^-	17894,2
	SO ₄^2-	3,3
	HCO₃^-	-
	NH₄⁺	32,4
	J^-	1,9
	B₂^-	82,5
3	Массовая доля сероводорода, мг/дм³	0
4	Склонность воды к отложениям солей	-

Характеристика попутного нефтяного газа после разгазирования отображена в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Характеристика попутного газа

№ п/п	Наименование показателя	Потоки на входе УПН
1	Плотность, кг/м	0,885
2	Относительный удельный вес газа	0,73
3	Теплотворная способность газа, кДж/м	47767
4	Содержание сероводорода, мг/дм	0
5	Состав газа по ГОСТ 13379-87% об.
	азот + редкие	4,9
	углекислый газ	0,50
	водород	0,02
	метан	64,20
	этан	3,6
	пропан	15,58
	бутан	5,87
	изобутан	2,82

На УПН для защиты внутренней поверхности стальных трубопроводов от воздействия перекачиваемой среды применены ингибиторы коррозии типа СНПХ. Физические свойства СНПХ приведены в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Физические свойства ингибиторов коррозии

Свойства	СНПХ-6302Б	СНПХ-6301 «КЗ»
Внешний вид	Однородная жидкость коричневого цвета	Жидкость от светло-желтого до коричневого цвета
Кинематическая вязкость мм²/с, при 20°С	20	3
Растворимость	Растворим в нефти, диспергирует в воде	Растворим в нефти, диспергирует в воде
Температура застывания, °С	- 50	- 40
Плотность при 20°С, г/см³		0,870

.3 Характеристика технологического процесса подготовки нефти на УПН «Соболиного» месторождения

Нефтяная эмульсия, согласно технологическому регламенту по эксплуатации установки подготовки нефти «Соболиное» (2006 г), поступает от скважин кустов №№1,2 на замерные установки «Спутник». После замерных установок нефть по трубопроводу Ду-150 мм поступает на УПН (рисунок 2.1). Комплекс подготовки нефти на УПН включает:

· Разгазирование жидкости в сепараторах первой и второй ступени. Подготовка газа для внутреннего потребления в газовых сепараторах, установке осушки газа. Транспорт газа потребителям.

· Сбор разгазированной жидкости в сырьевом резервуаре РВС-1000 №7 или №6, где происходит предварительное отделение пластовой воды от нефти.

· Подача насосами внутренней перекачки частично обводненной нефти из РВС-1000 №№ 6, 7 на подогреватель ПП - 0,63.

· Динамический отстой подогретой обводненной нефти в отстойнике ОГ-50. Доведение нефти до товарной кондиции.

· Накопление товарной нефти в резервуарах для сбора товарной нефти РВС - 1000 №№ 2, 4, 5.

· Очистка подтоварной воды от нефтепродуктов и механических примесей в блоке очистки воды БОВ и резервуаре РВС-700.

Неразгазированная обводненная нефть по трубопроводу Ду-150 мм поступает в нефтегазовый сепаратор 1-ой ступени С-1. Нефтегазовый сепаратор первой ступени является двухфазным сепаратором, в котором из нефтегазовой смеси выделяется основной объем попутного нефтяного газа.

Выделенный в С-1 газ через газовый сепаратор ГС-1 и установку очистки нефтяного газа (УОНГ) по трубопроводу Ду-100 подается на расширительную камеру (РК-1) и далее на факел высокого давления (ФВД).

Для улучшения процесса разделения нефти и отмывки солей в поток нефтяной эмульсии перед С-1 подается деэмульгатор из блока дозирования реагентов БДР. Давление в С-1 поддерживается в пределах 3,5-4,5 кгс/см².

Частично дегазированная жидкость, под давлением первой ступени сепарации, подается в нефтегазовый сепаратор (С-2), который является второй ступенью сепарации. Давление столба жидкости на входе в С-2 не должно превышать 0,5 кгс/см². Давление в газовой линии на выходе с С-2 - 0,05-0,2 кгс/см2. В С-2 происходит окончательная дегазация нефти.

Рисунок 2.1 - Технологическая схема УПН Соболиное подача деэмульгатора (БРХ) - 1 газосепараторы первой и второй ступени (НГС) - 2 газосепаратор (ГС) - 3 установке очистки газа (УОНГ) - 4 расширительную камеру (РК) - 5 узел учета газа - 6 факеле высокого давления (ФВД) - 7 отстойнике (ОГ-50) - 8 сетчатых фильтрах - 9 факеле низкого давления (ФНД) - 10 путевой подогреватель (ПП - 0,63) - 11 сырьевые и товарные резервуары(РВС) - 12,13 узел учета нефти - 14 насос - (ЦНС) - 15 блок очистки воды (БОВ) - 17

Выделенный в С-2 газ по трубопроводу Ду - 100 подается на расширительные камеры РК - 2,3 и далее на факел низкого давления (ФНД).

Разгазированная нефть из С-2 за счет давления гидростатического столба жидкости поступает, на вход резервуара сырой нефти РВС - 1000 №№6,7. Приемные патрубки РВС №6,7 заканчиваются внутри резервуара распределителем потока жидкости. РВС №6,7 оборудованы паровыми регистрами, расположенными на днище резервуара. Жидкость проходит через слой водяной подушки, при этом происходит укрупнение капель воды, их осаждение и концентрация в слое водяной подушки. Частично обезвоженная нефть концентрируется в нефтяном слое, переливается в приемные воронки на высоте 4 или 7 метров и по трубопроводу Ду - 150 мм поступает на насосы внутренней перекачки. По мере накопления в РВС №6, №7 подтоварная вода поступает в блок очистки воды (БОВ).

Обводненная нефть насосами внутренней перекачки после секущей входной задвижки под давлением 2-3 кгс/см² подается на подогреватель нефти ПП - 0,63. Давление в трубопроводе перед задвижкой на выходе в ПП - 0,63 не должно быть выше 2 кгс/см². Равномерность подачи сырой нефти в подогреватель необходимо для поддержания необходимой температуры нефти на входе в горизонтальный отстойник (ОГ - 50) в пределах 55-60°С, поднятие температуры выше этих параметров приводит к потере качеств деэмульгатора или проскока холодной нефти. Прогрев нефти до температуры 55-60°С позволяет уменьшить вязкость нефти и ускорить процесс осаждения капель пластовой воды при отстое, увеличить разницу в плотностях воды и нефти, ослабить бронирующие оболочки глобул «нефть-вода», улучшить условия до взаимного столкновения, укрупнения капель в связи с тепловыми потоками, повысить эффективность действия деэмульгатора.

В качестве топлива для путевого подогревателя ПП - 0,63 служит попутный нефтяной газ, который с первой ступени сепарации пройдя через теплообменник ТО, через сетчатый газосепаратор ГС-1 и УОНГ по газопроводу Ду - 50 мм поступает в инжекционную горелку (ИГ). В инжекционной горелке газ, смешиваясь с воздухом, сгорает в камере сгорания горелки и топке, выделяет большое количество тепла. Тепло через стенку топки передается теплоносителю (воде), находящейся в сосуде путевого подогревателя. Нефтяная эмульсия поступает в змеевик, где происходит её нагрев.

Для улучшения процесса деэмульсации нефти в поток нефтяной эмульсии перед ПП - 0,63 подается деэмульгатор из блока хим. реагентов (БРХ). Нагретая нефть через приемный патрубок поступает в ОГ-50.

В ОГ нефтяная эмульсия через нижнее отверстие первой перегородки попадает в отстойный отсек. Там она попадает под слой водяной подушки. При движении в верхнюю часть отстойника происходит укрупнение капель воды, их осаждение и концентрация в слое водяной подушки. Нефть с остаточным содержанием воды концентрируется в нефтяном слое и двигается ко второй (сплошной) перегородке, отделяющей отстойный отсек от товарного. Далее нефть переливается чрез край сплошной перегородки и накапливается в товарном отсеке. Уровень подтоварной воды в отстойном отсеке поддерживается в пределах 60-80 см от низа, а уровень товарной нефти в товарном отсеке - в пределах 100-180 см от низа отстойника. Товарная нефть из ОГ-50 самотеком поступает в РВС -1000 № №4,5,2.

Подтоварная вода с ОГ-50 самотеком подается в блок очистки воды (БОВ). Аппарат БОВ - напорный отстойник полного заполнения.

Очищенная от мехпримесей, и от нефтепродуктов в блоке очистки пластовая вода по уровню сбрасывается в РВС-700. Уловленная нефть выводится через верхний штуцер аппарата в дренажную емкость ЕП-1 через дренажный коллектор с дальнейшей откачкой в технологические резервуары РВС - 6,7. Подтоварная вода из РВС 6,7 так же может быть направлена в РВС-700. Максимальный уровень воды в РВС-700 зависит от гидростатического столба, создаваемого жидкостью находящейся в РВС №№ 6, 7. Уровень воды в РВС-700 контролируется поплавковым уровнемером.

Из РВС-700 подтоварная вода поступает на прием насоса ЦНС 180*800 с последующей ее подачей на скважину №180; 171; 220, для закачки в пласт.

Пресная вода на обессоливание нефти подается насосом ЦНС 60х66 из котельной. Пресная вода может быть подана в две точки: на вход ПП - 0,63 и на вход насосов внутренней перекачки. На вход насосов внутренней перекачки вода из котельной (емкость 20 м³) может подаваться самотеком за счет всасывающего эффекта насосов внешней перекачки.

Аварийное освобождение сепараторов С-1, С-2, отстойников ОГ, БОВ, а так же подводящих трубопроводов печей, газосепаратора ГС-1, установки очистки нефтяного газа УОНГ, насосов внутренней и внешней перекачки осуществляется в аварийно-дренажную емкость ЕП-1 V=63 м³, откуда погружным насосом НВ-50/50 перекачивается в РВС -1000 № №6, 7.

Дренаж конденсата нефтяного газа из РК - 1,3 производится в дренажную емкость ЕП-2 V=12,5 м³, откуда погружным насосом НВ-50/50 конденсат перекачивается в поток разгазированной нефти из С-2.

По мере накопления товарной нефти в резервуарах, товарная нефть откачивается на ПСП «Соболиное». Перед откачкой товарной нефти из РВС - 4,5,2 производится замер количества нефти, контроль содержания воды, хлористых солей. Включение и выключение насосов внешней откачки производится по согласованию с мастером (старшим товарным оператором) ПСП «Соболиное». Откачки могут производятся насосами ЦНС 38х220, ЦНС 105х294 и ЦНС 105х343, а так же ГДМ - 1,2. Режим работы насосов внешней откачки регламентируется «Технологическим регламентом по эксплуатации трубопровода УПН «Соболиное» - ПСП «Соболиное»».

Одна часть газа I ступени после сепарации в ГС-1, (давление в ГС-1 и на входе в УОНГ поддерживается в пределах 3,5-4,5 кгс/см²), и осушки в УОНГ подается по газопроводу Ду-50 на площадку печи в качестве топливного газа подогревателя ПП - 0,63. Другая часть газа поступает на ГС-2 и далее на площадку газораспределения, где после газовых сетчатых фильтров поступает в шкафные газораспределительные пункты ГРПШ - 1,2,3.

После ГРПШ - 1,2,3 с заданным давлением подготовленный газ поступает к потребителям: на установки газопоршневых электростанций и в газовые котельные.

На УПН «Соболиное» предусмотрены две факельные системы - высокого и низкого давления. Газ II ступени сепарации сжигается на факеле низкого давления, газ I ступени - на факеле высокого давления. Аварийный сброс газов от предохранительных клапанов осуществляется в коллектора соответствующих факельных систем.

На УПН так же предусмотрен прием товарной нефти от дожимной насосной станции (ДНС) «Гураринская» (технологический регламент по эксплуатации нефтепровода «ДНС «Гураринское» - УПН «Соболиное», 2006 г). Прием нефти с ДНС «Гураринская» осуществляется по трубопроводу Ду - 150 мм на вход путевого подогревателя нефти ПП - 0,63. Подогретая нефть «Гураринского» месторождения после ПП - 0,63 поступает в РВС-4; 5.

На УПН «Соболиное» предусмотрена также подготовка нефти по резервной схеме. При этом разгазированная нефть из С-2 по трубопроводу Ду - 200 мм подается сразу на прием сырьевых резервуаров РВС-1000 №-6,7.

На УПН «Соболиное» налажена система автоматизации, которая обеспечивает контроль за технологическим процессом. С помощью приборов КИПиА регулируются уровни жидкостей, отслеживаются значения давления и температуры. В случае аварийных значений контролируемых параметров подаются световой и звуковой сигналы.

2.4 Схема существующих коммуникаций

Нефтяная эмульсия от скважин кустов №№1,2 поступает на замерные установки «Спутник». Затем нефтяная эмульсия поступает на УПН, где проходит ее дегазация, обезвоживание и обессоливание.

На УПН так же предусмотрен прием товарной нефти от дожимной насосной станции (ДНС) «Гураринская» по трубопроводу Ду - 150 мм на вход путевого подогревателя нефти ПП - 0,63. Подогретая нефть «Гураринского» месторождения после ПП - 0,63 поступает в РВС-4; 5.

Подготовленная нефть откачивается по трубопроводу «Соболиное» месторождение - врезка в магистральный нефтепровод «Игольско-Таловое-Парабель» Ду 159 мм, L= 26,5 км на пункт сдачи - приема нефти (ПСПН «Соболиное») для сдачи в нефтепровод (рисунок 4).

Выделившийся в процессе подготовки нефти попутный газ используется на собственные нужды для выработки электроэнергии на газопоршневых электростанциях (ГПЭС) и в качестве топлива для путевого подогревателя (ПП - 0,63) Неиспользованный для собственных нужд попутный газ утилизируется на факельных установках высокого (ФВД) и низкого (ФНД) давлений. Отделившаяся на УПН пластовая вода утилизируется путем закачки в водоносный горизонт.

Рисунок 2.2 - Схема коммуникаций Соболино-Гураринского месторождения

3. Источники загрязнения атмосферы УПН вредными веществами и горючими парами и газами

Основными факторами, влияющими на организм работающих на нефтедобывающих предприятиях, являются метеорологические условия и наличие вредных веществ, вибрации и шума, а также опасности взрывов и пожаров и электропоражения.

Рассмотрим сначала и источники вредных веществ, горючих паров и газов.

Взрывоопасность нефти и нефтяного газа

Нефть - это маслянистая горючая жидкость специфического запаха, от коричневого до светлого цвета.

Основной состав нефти: углерод - 87%, водород - 15%, сера - до 9%, кислород и азот - от 1 до 8%.Микроэлементы: ванадий, никель, алюминий, медь, железо - металлы. Всего содержит более 900 химических соединений элементов таблицы Менделеева.

Формулы нефти нет, химический состав не изучен полностью, но установлено 425 углеводородных соединений, которые делятся на 3 группы:

1) Алканы - метановые углеводороды (метан, этан, пропан, бутан, гексан и др.).

Метан - это газ без запаха, без вкуса, без цвета. При малых концентрациях считается не ядовитым, но при больших - вытесняет кислород. У людей наступает удушье, слабость, головная боль, потеря сознания. При содержании кислорода ниже 12% - смертельный исход.

2) Циклоалканы - нафтеновые углеводороды.

3) Ароматические углеводороды - бензол, толуол, этилбензол и др.

Физические свойства нефти: плотность - это вес единицы объема нефти к весу чистой воды при температуре 4 градуса С. В природе нефть легче воды: плотность легкой нефти - от 0,82 до 0,90 г/куб. см, плотность тяжелой нефти - от 0,959 до 1,03 г/куб. см.

Вредные вещества в НГДП: природный и попутный газ, конденсат, нефть и нефтепродукты; метанол-диэмульгатор (химическое вещество, разрушающее устойчивые водонефтяные эмульсии); гликоли (реагенты для осушки газа); пары нефти и нефтепродуктов являются токсичными (ядовитыми).

Сероводород - газ без цвета, с запахом тухлых яиц, сильный яд, попадающий в организм через дыхательные пути и кожные покровы. Сильный наркотик, поражает слизистую оболочку глаз, все дыхательные пути, центральную нервную систему, головной и спинной мозг, кроветворные органы. При отравлении появляется металлический привкус во рту, боль и резь в глазах, чихание и кашель, тошнота и рвота; при тяжелых отравлениях - потеря сознания, обмороки, судороги, поражение сердечно-сосудистой системы.

Окись углерода - бесцветный газ со слабым чесночным запахом. Выделяется всюду, где идет неполное сгорание веществ, содержащих углерод; попадает через дыхательные пути, соединяясь с гемоглобином крови и препятствуя доставке кислорода к тканям организма. Вызывает кислородное голодание - удушье, нарушается дыхание, возникает головная боль, потеря сознания, возможен смертельный исход.

Пары легких фракций нефти в смеси с воздухом при определенных концентрациях образуют взрывоопасные смеси. Огнеопасность сырой нефти характеризуется температурами вспышки и воспламенения. Температура вспышки различных сортов нефти России колеблется от -35*С до +34*С. Температура самовоспламенения большинства нефтей изменяется в зависимости от углеводородного состава от 260 до 375*С.

Взрывоопасность естественного нефтяного газа обусловлена содержанием в нем ряда углеводородов, преимущественно метана, составляющего 90-95%. Каждый имеет пределы взрываемости - нижний и верхний. Чем больше промежуток между нижним и верхним пределом взрываемости, тем опаснее данное вещество в отношении взрыва и пожара. В таблице 17 приводятся концентрационные пределы взрываемости некоторых веществ при нормальном давлении.

Помимо вредных веществ, применяемых при эксплуатации месторождения, например, соляной кислоты, образуются вредные вещества, которые в процессе эксплуатации и ремонта скважин могут поступать в рабочую зону в качестве продуктов сгорания топлива (в котельных установках, двигателях внутреннего сгорания): углерода (сажи), диоксида углерода, оксида углерода, каменноугольной смолы и др. Кроме того, возможно поступление вредных веществ и одновременно взрыво - пожароопасных к устью скважины из недр: углеводородов (метан СН4 и др.), сероводорода Н2S и др.

Нефтяной промысел характеризуется выделением из состава нефти и нефтяного газа различных компонентов, представляющих опасность отравления людей и при определенных условиях также опасность взрыва.

Перечень основных вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу при буровых работах, строительстве и эксплуатации объектов по добыче нефти, приведен в таблице 3.1

Таблица 3.1. Характеристика основных вредных веществ и их источников на месторождении

Вещество	ПДК м.р. в воздухе населен. мест, мг/м3	ПДК среднесут., мг/м3	Класс опасности	Кол-во выброса, т/год	Источники
Бурение скважин
Оксиды азота: Азота оксид Азота диоксид	0.4 0.085	0.06 0.04	3 2	16,5	буровые и тампонажные растворы; сточные буровые воды и шлам; продукты испытания скважин; продукты сгорания топлива при работе двигателей внутреннего сгорания и котельных; горючесмазочные материалы; хозяйственно-бытовые сточные воды и твердые бытовые отходы.
Оксид углерода	5.0	3.0	4	29,5
Сажа	0.15	0.05	3	7,2
Мазутная зола	-	0.002	2	0,1
Ангидрид сернистый	0.5	0.05	3	12,9
Углеводороды	50.0 /ОБУВ/	-	4	27,9
Свинец	0.001	0.0003	1	0,01
Эксплуатация объектов в нормальном режиме
Углеводороды (по метану)	50.0 /ОБУВ/	-	4	32,1	выделения вредных веществ от технологического оборудования (сепараторы, емкости); образования нефтешламов и др. отходов; сжигания попутно добываемого нефтяного газа в котельных, на факеле; выбросов в атмосферу и шума от эксплуатируемого автотр-та; забора свежей воды для произ-ых и быт-ых нужд.
Оксиды азота: Азота оксид Азота диоксид	0.4 0.085	0.06 0.04	3 2	0,8
Оксид углерода	5.0	3.0	4	15,4
Сажа	0.15	0.05	3	0,1
Ангидрид сернистый	0.5	0.05	3	12,9
Свинец	0.001	0.0003	1	0,01

Основные мероприятия по борьбе с воздействием вредных веществ сводятся к:

герметизация процессов сбора, хранения и транспорта нефти и нефтяного газа;

очистка нефти и нефтяного газа от вредных компонентов;

устройству эффективной вентиляции рабочих помещений и рабочих мест, обеспечивающей удаление вредных и опасных веществ;

снабжению рабочих индивидуальными защитными средствами и надлежащей спецодеждой;

предварительным и периодическим медосмотром для правильной расстановки рабочей силы, установления состояния здоровья, а также выявления наиболее ранних признаков действия вредных веществ;

строгому надзору за выполнением работ в опасных местах и за содержанием вредных веществ в воздухе рабочей зоны;

организации газоспасательной службы для оказания необходимой помощи и выполнения работ в местах, опасных по скоплению вредных газов;

обучение и инструктаж рабочих по вопросам безопасности при работе с вредными и опасности веществами

В течение смены продолжительность действия концентрации, равной максимальной ПДК, не должна превышать 15 минут для химических веществ и 30 минут - для аэрозолей преимущественно фиброгенного действия, и это действие может повторяться не чаще 4 раз в смену.

В результате анализа расчетов рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере установлено, что в приземном слое атмосферы при бурении скважин, строительстве и эксплуатации оборудования по добыче нефти, в штатных режимах, на границе санитарно-защитной зоны промышленных объектов концентрации вредных веществ не будут превышать максимально разовые для населенных мест ПДК.

Соответствие величин фактических выбросов из источников загрязнения атмосферы нормативным значениям необходимо проверять инструментальными методами. Контроль над источниками выбросов осуществляет сторонняя лаборатория экологии и промышленной санитарии.

Наша задача - осуществлять измерения концентраций горючих паров и газов на территории УПН.

На рисунке 4.1 представлено существующее расположение точек контроля концентраций взрывоопасных паров и газов.

Предельно допустимые концентрации вредных веществ и аэрозолей приведены в таблицах 3.2 и 3.3

Таблица 3.2. Предельно допустимые концентрации основных вредных веществ на Соболином месторождении

Вещество ПДК, мг/м3 Класс Агрегатное

Опасности состояние

Детергент, ДО 3 - Пары и газы

Кислота соляная 5 2 Пары

Кислота серная 1 2 Аэрозоли

Масла минеральные

(нефтяные) ГОСТ20799-75 5 3 Аэрозоли

Метан (в пересчете на С) 300 4 Газ

Метанол 5 3 Пары

Метилмеркаптан 0,8 2 Пары

Сероводород 10 2 Пары и газы

Сероводород в смеси

с углеродами С1-С5 3 3 Пары и газы

Сода кальцинированная 2 3 Аэрозоли

Сода каустическая 0,5 2 Смесь паров,

Аэрозоли

Углерод оксид 20 4 Пары и газы

Хроматы, бихроматы

(в пересчете на СО3) 0,01 1 Аэрозоли

Таблица 3.3. Предельно допустимые концентрации основных аэрозолей

Вещество ПДК, мг/м3 Класс

Опасности

Алюминия оксид (в том числе

с примесью диоксида кремния) 2 4

Барит 6 4

Диатомит 6 4

Известняк 6 4

Кремнесодержащие пыли (глина) 4 4

Силикаты и силикатосодержащие

Пыли:

Асбестоцемент 6 4

Цемент 6 4

Сульфанол 3 -

Характеристики пожаро - и взрывоопасности объектов нефтедобычи рпедставлены в таблице 6.2. Пожароопасные и токсические свойства сырья готовой продукции и материалов представлены в таблице 7.1.

4. Анализ расположения мест на территории УПН, в которых необходимы измерения концентраций горючих газов и паров

Взрывопожарные ситуации на территории УПН могут создаваться из-за утечек сырой или товарной нефти и утечек попутного нефтяного газа, вызванных разгерметизацией соответствующих узлов технологической схемы узла подготовки нефти. Это прежде всего, площадка резервуарного парка (резервуары сырой №6, №7, и товарной №2, №4, №5, нефти), площадка отстойников (отстойник подтоварной воды ОГ - 50 и напорный отстойник аппарата БОВ - блока очистки воды), площадка газосепараторов С - 1, С - 2, ГС - 1, площадка аварийно - дренажной емкости ЕП, площадка насосной, площадка дополнительной газосепарации ГС - 2, площадка факела. Всего семь площадок, содержащих четырнадцать точек отбора проб ГВС, рис 4-1.

Площадки отбора проб ГВС и собственно точки отбора определялись, во-первых, на основе здравого смысла (вблизи элементов технологической схемы, способных стать источником паров нефти или попутного газа). Во-вторых - на основе опыта эксплуатации принятой системы контроля содержания горючих газов и паров в приземном воздухе территории УПН.

Перспектива прихода нефти с Гураринского месторождения и опыт контроля газовоздушной среды за предыдущие годы дает основание для ряда изменений в системе контроля

Во-первых, с Гураринского месторождения нефть придет холодная, а по технологии отделения попутного нефтяного газа и пластовой воды от сложной смеси нефти, газа, воды и механических примесей (сырая нефть) последняя должна быть подогретой. Значит, возникает необходимость в площадке подогревателей и вероятность эмиссии паров нефти или попутного нефтяного газа и, значит, необходимость контроля ГВС в месте расположения подогревателей (площадка подогревателей).

С другой стороны, опыт подсказывает, целесообразен отбор проб ГВС в районе расположения устройства очистки нефтяного газа (УОНГ), на площадке шкафных пунктах и котельной (в зимний период), а также на газораспределительной площадке.

В связи с установкой нового факельного устройства, исключающего нештатный выброс нефти вместо газа оказался нецелесообразным отбор проб ГВС в районе факела (каре факела), а также на площадке ГС - 3.

Таким образом новый, усовершенствованный вариант схемы отбора проб ГВС предусматривает добавление четырех новых площадок контроля ГВС и исключение двух из прежней схемы контроля. То есть в новой схеме контроля ГВС предусматривает добавление девять площадок контроля с семнадцатью точками контроля, рис. 4 - 2.

5. Анализ характеристик газоанализаторов для измерения концентраций горючих газов и паров в газовоздушной среде УПН

Сигнализатор горючих газов типа СГГ-4М

Общие сведения

Сигнализатор предназначен для контроля довзрывоопасных концентраций многокомпонентных воздушных смесей горючих газов и паров во взрывоопасных зонах помещений и открытых пространств полупогружных буровых установок (ПБУ), объектах речного и морского транспорта, объектах газовых хозяйств и общепромышленного назначения в условиях макроклиматических районов с умеренным, умеренно-холодным морским или тропическим климатом.

Сигнализаторы СГГ-4М имеет следующие модификации и может использоваться:

на объектах коммунального хозяйства и других инженерных сооружениях (колодцах, водопроводных камерах, канализационных газовых сетях и др.).

Сигнализатор предназначен для контроля довзрывоопасных концентраций горючих газов (метана, пропана, водорода и др). СГГ-4М-Х:

СГГ - сигнализатор горючих газов;

М - номер серии;

Х - обозначение области применения (1; 2; 3; 4). Рассмотрению подлежит сигнализатор СГГ -4М-1. Температура окружающей и контролируемой среды:

от минус 40 до 50°С для датчика и блока сигнализации и индикации со стрелочной индикацией;

от минус 40 до 50°С для датчика и от минус 30 до 50°С для блока сигнализации и индикации с индикаторами типа ИЖЦ;

от минус 10 до 50°С для блока сигнализации и индикации с индикаторами типа АЛС;

Относительная влажность окружающей и контролируемой среды до 98% при температуре 25°С или 35°С для исполнения Т.

Атмосферное давление от 84 до 106,7 кПа (от 630 до 800 мм рт. ст.).

Удары с ускорением 3g при частоте 40-80 ударов в минуту.

Вибрация с частотой от 5 до 100 Гц и ускорением до 6, 7g.

Длительные крены до 15° от вертикали во всех направлениях, а также качка до 22,5° с периодом от 7 до 9 с для сигнализаторов СГГ-4М-1.

Напряженность внешних постоянных и переменных магнитных полей не более400А/м.

Напряженность внешнего однородного переменного электрического поля не более 10 кВ/м.

Содержание механических и агрессивных примесей в окружающей и контролируемой среде (хлора, серы, фосфора, мышьяка, сурьмы и их соединений), отравляющих каталитически активные элементы датчика углеводородов, не должно превышать санитарные нормы согласно ГОСТ 12.1.005-88 и уровня ПДК (для сероводорода Н₂S уровень ПДК не должен превышать 10 мг/м³).

Аккумуляторную батарею в сигнализаторе можно заряжать с помощью любого устройства (приспособления). Время заряда, обеспечивающее ее разряд до напряжения 4 В током 360 мА и заряд током 180 мА (для аккумуляторов типа НКГЦ - 1,8-1), не более 16 ч.

В случае применения аккумуляторов других типов ток заряда аккумулятора должен быть увеличен в соответствии со значением, указанным на аккумуляторе.

При контроле метановоздушной среды (если другие горючие компоненты отсутствуют) показания индикатора (% НКПР - нижнего концентрационного предела распространения пламени) соответствуют содержанию метана (% НКПР).

При контроле совокупности горючих компонентов индикатор позволяет судить о динамике контролируемой среды.

Измерения производятся при вертикальном положении датчика, располагая вниз торец, противоположный вводу кабеля.

Технические характеристики

Сигнализаторы имеют взрывобезопасный уровень взрывозащиты по ГОСТ 12.2.020-76, обеспечиваемый видами «взрывонепроницаемая оболочка» по ГОСТ 22782.6-81, «искробезопасная электрическая цепь» по ГОСТ 22782.5-78, «специальный» по ГОСТ 22782.3-77 и могут применяться во взрывоопасных зонах согласно требованиям действующих «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ) и других нормативно-технических документов, регламентирующих применение электрооборудования во взрывоопасных зонах.

Сигнализаторы выполнены с маркировкой по взрывозащите 1ЕхibdsIIСТ6Х согласно ГОСТ 12.2.020-76.

Газы и вещества, образующие газо- и паровоздушные смеси и контролируемые сигнализаторами:

СГГ-4М-1 (3) - для помещений и открытых пространств ПБУ, объектов речного и морского транспорта: метан, этан, пропан, бутан, пентан, гексан;

для объектов общепромышленного назначения: амилены (смесь);

ацетилен; ацетон, диметилкетон; ацетальдегид; бензин А-72; бензин А-76; бензин АИ-93; бензин АИ-98; бензин Б-70; бензин «Калоша»;

бензол; бензин экстракционный марки А (гексановая фракция); бутан;

бутадиен - 1,3; бутилен; бутилены (различные изомеры); бутиловый спирт, бутанол; водород; водяной газ; газ коксовых печей; газ природный топливный сжатый (ГОСТ 27577-87); газы углеводородные сжиженные (ГОСТ 27578-87); газ пиролиза керосина; газ пиролиза этана; газ каталитического крекинга; гексан; дивинил; двоксан, диэтилен-диоксан;

диэтиловый эфир, этиловый эфир; двойной водяной газ; изобутан;

изобутиловый спирт, изобутанол; изобутилен; изопропиловый спирт, изопропанол; изопентан; изопрен; метиловый эфир акриловой кислоты, метилакрилат; метиловый спирт, метанол, карбинол, древесный спирт;

метан; метилэтилкетон, этилметилкетон; окись пропилена; окись углерода, угарный газ; окись этилена; пентан; пропан; пропилен;

пропиловый спирт; попутный нефтяной газ; уксусная кислота;

формальдегид (в виде формалина); пары нефти (смесь газов и паров бутана, гексана, метана, пентана, пропана, этана).

Диапазон измерения сигнализаторов СГГ-4М-1 по поверочному компоненту 0-50% НКПР.

Поверочным компонентом в поверочной газовой смеси (ПГС) является метан.

При:

температуре, относительной влажности окружающей и контролируемой среды и изменении атмосферного давления, указанных выше;

изменении напряжения питания аккумуляторной батареи от 5,2 до 4,1 В;

длительных отклонениях до 15° от вертикали во всех направлениях, а также при качке до 22,5° с периодом от 7 до 9 с.

Номинальная функция преобразования измерительного преобразователя по функции измерения горючих газов имеет вид:

=К_п·C,

где N - показания цифрового или стрелочного индикатора, % НКПР;

К_п - коэффициент пропорциональности, равный: по метану 1; по гексану 0,5; по пропану 0,8; по метилакрилату 0,5;

С - концентрация измеряемого компонента и поверочной смеси, % НКПР.

Предел допустимой основной абсолютной погрешности  сигнализаторов по поверочному компоненту метану +5% НКПР.

Предел допустимой основной абсолютной погрешности  по поверочному компоненту кислороду +1,5% об.

Предел допустимой вариации выходного сигнала измерительного преобразователя для сигнализатора СГГ-4М-1 2,5% НКПР.

Предел допустимой основной абсолютной погрешности сигнализатора СГГ-4М-1по гексану + 10% НКПР.

Предел допустимой основной абсолютной погрешности сигнализатора СГГ-4М-1 по метилакрилату (неповерочный компонент) + 15% НКПР.

Дрейф выходного сигнала измерительного преобразователя за 8 ч не более + 2,5% НКПР для сигнализаторов СГГ-4М-1;

Предел допустимой основной абсолютной погрешности срабатывания порогового устройства сигнализаторов + 1% НКПР для СГГ-4М-1.

Предел допустимой дополнительной абсолютной погрешности сигнализаторов от изменения температуры окружающей и контролируемой среды в диапазоне рабочих температур на каждые 10°С от номинального значения (20+5)°С +1% НКПР для сигнализаторов СГГ-4М-1.

Предел допустимой дополнительной абсолютной погрешности сигнализаторов от изменения влажности окружающей и контролируемой среды от 80 до 98% при температуре 25 или 35°С (исполнение Т) +4,5% НКПР для сигнализаторов СГГ-4М-1.

Предел допустимой дополнительной абсолютной погрешности сигнализатора СГГ-4М-1 от изменения атмосферного давления в пределах условий эксплуатации на каждые 4 кПа (30 мм рт. ст.) от номинального значения (97+4) кПа (730+30 мм рт. ст.) +0,9% НКПР.

Предел допустимой дополнительной абсолютной погрешности сигнализатора СГГ-4М-1 при наклонах и качке датчика на угол до 90° от вертикали и любом направлении +7% НКПР.

Сигнализаторы имет:

цифровую трехразрядную индикацию концентрации в диапазоне измерения в процентах НКПР, реализуемую на цифровом индикаторе типа АЛС или жидкокристаллическом индикаторе типа ИЖЦ, либо стрелочную индикацию концентрации (% НКПР);

световую сигнализацию красного цвета и звуковую прерывистую о достижении концентрации уровня срабатывания предупредительной сигнализации, заданного значением «ПОРОГ 1»;

световую сигнализацию красного цвета прерывистую и звуковую прерывистую (с частотой, вдвое большей частоты предупредительной сигнализации) о достижении концентрации уровня срабатывания аварийной сигнализации, заданного значением «ПОРОГ 2»;

световую сигнализацию красного цвета прерывистую и звуковую непрерывную об отказе датчика (перегорание чувствительных элементов);

световую сигнализацию красного цвета и звуковую непрерывную о разряде аккумуляторной батареи;

непрерывную звуковую сигнализацию и световую (мигание цифрового индикатора), или высвечивание символа «П» на табло жидкокристаллического цифрового индикатора при достижении концентрации 100% НКПР и больше либо колебание стрелки стрелочного индикатора с частотой 1 Гц при достижении концентрации более 70% НКПР;

световую сигнализацию красного цвета и звуковую прерывистую о снижении концентрации до уровня (18+0,5)% об.

Электрическое питание сигнализаторов осуществляется от батареи из четырех аккумуляторов через токоограничивающее устройство.

Напряжение аккумуляторной батареи от 5,2 до 4,1 В.

Ток КЗ источника питания не более 0,48 А.

Аккумуляторная батарея поставляется в разряженном состоянии.

Сигнализаторы могут комплектоваться зарядным устройством УЗУ-1 для заряда аккумуляторной батареи, что оговаривается при их заказе.

Способ подачи в датчик контролируемой среды конвекционный.

Габаритные размеры сигнализаторов не более 155x60x195 мм.

Масса сигнализаторов не более 1,4 кг.

Норма средней наработки на отказ сигнализаторов с учетом технического обслуживания 30 000 ч.

Полный средний срок службы сигнализаторов 10 лет.

Средний ресурс до среднего ремонта 25 000 ч.

Среднее время восстановления работоспособного состояния сигнализаторов текущим ремонтом 2 ч.

Длина кабеля выносного датчика 900 мм.

Гарантийный срок эксплуатации - 1 год со дня отгрузки сигнализаторов потребителю.

Принцип действия сигнализатора канала углеводородов - термохимический, основанный на измерении теплового эффекта от окисления горючих газов и паров на каталитически активном элементе датчика и дальнейшем преобразовании полученного сигнала в цифровую или аналоговую индикацию концентрации в процентах НКПР, а также световую и звуковую сигнализацию при достижении сигнальных концентраций.

Принцип действия канала О₂ - электрохимический, основанный на реакции, вызывающей образование тока в щелочном гальваническом элементе. Гальванический элемент состоит из свинцового анода и серебряного катода. Взаимодействие кислорода в анализируемой газовой смеси с электродами гальванического элемента, увлажненными растворами едкого калия, сопровождается следующими реакциями:

на катоде: 2е + ¹/₂О₂ + H₂O 2OH^-;

на аноде: Рb Рb⁺⁺ + 2е;

в растворе: Рb⁺⁺ + 2OH^- Рb(OH);

Рb(OH)₂ + KOH KHРb(O₂)² + H₂O.

Свинцовый электрод является расходуемым.

При восстановлении кислорода на катоде гальванического элемента во внешней цепи возникает ток, значение которого пропорционально концентрации кислорода в газовой смеси, % об.

Сигнализаторы являются автоматическими приборами непрерывного действия, переносными с помощью ремня.

Датчик соединен с корпусом сигнализатора с помощью кабеля, что позволяет контролировать среду на расстоянии до 0,9 м от корпуса сигнализатора. При свернутом кабеле и датчике, закрепленном в держателе на корпусе сигнализатора, контроль среды производится в месте нахождения сигнализатора.

Сигнализатор СГГ-4М-1 может производить контроль довзрывоопасных концентраций воздушных смесей горючих газов и паров в труднодоступных для датчика местах через заборную трубку длиной до 20 м диаметром входного отверстия 10 мм с помощью резиновых мехов. Взрывозащищенность датчика сигнализаторов обеспечивается заключением его чувствительных элементов во взрывонепроницаемую оболочку. Взрывонепроницаемая оболочка образуется корпусом, стаканом и держателем.

Прочность этой оболочки проверяется при изготовлении датчика. Она испытывается гидравлическим давлением 588,6 кПа в течение 2 мин.

Взрывонепроницаемость оболочки обеспечивается применением взрывозащиты по резьбе.

5.2 Газоанализатор ALTAIR 4X

Газоанализатор ALTAIR 4X - надёжный многоканальный газоанализатор, измеряющий одновременно до четырёх газов: кислород, сероводород, угарный газ а так же взрывоопасные газы и пары, предназначен в целях обеспечения безопасности персонала на предприятиях нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей и прочих отраслей промышленности. Внесен в Государственный реестр средств измерений Российской Федерации. Имеет взрывозащищенное исполнение и допущен к применению Ростенадзором России. Удобный, прочный, прорезиненный корпус обеспечивает высочайшую ударопрочность и позволяет прибору выдерживать падение с высоты до 6 метров на бетонный пол. Большие, легко нажимаемые в перчатках кнопки и дисплей высокой контрастности позволяют без труда использовать AlTAIR 4X в любых условиях, в том числе с низкой освещённостью.

Наиболее весомое преимущество ALTAIR 4X заключается в новой технологии датчиков.

Датчики MSA XCell имеют вдвое больший, чем средний по индустрии срок службы, и разработаны с применением запатентованной MSA технологией ASIC. Электроника, контролирующая работу каждого датчика находится в корпусе самого датчика. Датчики XCell:

Новые датчики MSA XCell отличаются превосходной стабильностью, точностью и воспроизводимостью показаний. Они имеют долгий срок службы, который всреднем составляет 4 года. Индикатор окончания срока службы датчиков заранее информирует пользователя о необходимых сервисных операциях. Микроэлектроника, втроенная в датчик существенно снижает время отклика, а так же время, затрачиваемое на калибровку и проверку.

Особенности и преимущества

Датчики MSA XCell	- Стандартное время отклика и восстановления менее 15 секунд - Выдающаяся стабильность и воспроизводимость показаний при изменяющихся экстримальных внешних условиях - Средний срок службы более 4 лет - Индикация окончания срока службы датчиков позволяет уменьшить время обслуживания и количество хранимых запчастей, т.к. время и объём работ известны заранее
Датчик неподвижности MotionAlert	Включает сигнализацию, если пользователь абсолютно неподвижен более 20 секунд, например в случае внезапной потери сознания
Ручная сигнализация InstantAlert	Позволяет пользователю вручную активировать сигнализацию прибора чтобы предупредить окружающих о той или иной опасности
Тройная система сигнализации	Световая, звуковая и вибрационная сигнализация
Большой ЖК дисплей	Легко читаемые показания отображаются по всем каналам одновременно
Отметка о работоспособности прибора на 24 часа	Подтверждает, что газоанализатор был успешно проверен контрольной газовой смесью перед использованием
Прочный прорезиненный корпус	Выдерживает падение с шести метров на бетонный пол
Пылебрызгозащита IP 67	Устойчив к проникновению пыли и влаги
Литий-полимерный аккумулятор	Длительное время непрерывного использования (24 часа) при минимальном времени зарядки позволяет иметь в штате меньше газоанализаторов, что особенно актуально для использования при долгих рабочих сменах
Фотолюминесцентный корпус (опция)	Обеспечивает высокую видимость прибора, что повышает уровень безопасности в замкнутых пространствах, шахтах и других тёмных помещениях
Совместимость с проверочной станцией QuickCheck	Позоляет проводить проверку работоспособности приборов в автоматическом режиме с простой индикацией «Пройдено» или «Не пройдено», что исключает ошибки, связанные с человеческим фактором. Все данные о проверках записываются во внутреннюю память прибора и могут быть просмотрены и распечатаны с помошью ПО MSA Link
Совместимость с ПО MSA Link	Соединение по средством ПО MSA Link, позволяет получить доступ ко всем записям внутренней памяти газоанализатора. Также можно распечатать отчёт о калибровке и установленных значениях порогов тревог на любом языке из предложенных
Запись истории событий	Встроенная память на 500 последних событий позволяет бысторо просмотреть историю прибора. Если нужна самая полная и детальная информация о работе газоанализатора, её также можно получить
Эргономичный дизайн, большие резиновые кнопки	Удобно использовать даже в перчатках
Технология MSA XCell	- Низкая стоимость содержания на балансе благодаря малому расходу контрольной газовой смеси (быстрая калибровка и проверка) и долгому сроку службы датчиков - Стандартный гарантийный период 3 года (с возможностью расширения до 4 лет)
Совместимость с системой GALAXY	Позволяет проводить автоматическую калибровку, проверку и ведение журнала событий для 10 приборов одновременно, что позволяет минимизировать человеческий фактор
Автоматическая калибровка	Автоматическая одновременная калибровка всех датчиков экономит время и контрольные газовые смеси.

5.3 Сравнительный анализ сигнализатора СГГ - 4М и газоанализатора ALTAIR 4X. Выводы

Проведем сравнительный анализ сигнализатора СГГ - 4М и газоанализатора ALTAIR 4X (таблица 5.3.)

Таблица 5.3.

Технические характеристики газоанализатора	СГГ - 4М	ALTAIR 4X
Защита от пыли и влаги	-	IP67
Влажность	80-98% отн. влаж., без конденсации	15-90% отн. влаж., без конденсации
Диапазон рабочих температур	от -20 до +50	-20°C …+50°C
Масса	1,6кг	210 г.
Габариты, мм (ВxШxТ)	150х55х185	112x76x35
Звуковой сигнал	45 см, прерывистая	>95 dB на расстоянии 30 cм
Световой сигнал	Красный индикатор	4 ярких светодиода сверху и снизу
Гарантия	10 1,5	2 года, включая аккумулятор
Вибрация	стандартно	стандартно
Корпус	Степень защиты IP3I	армированный обрезиненный
Дисплей	Цифровой, стрелочный индикатор	37x37 мм электронный дисплей
Подсветка	-	регулируемое время работы
Аккумулятор	Тип НКТЦ	Li-полимер
Непрерывное время работы	8	16 часов при 20 °С
Время зарядки	Не более 16 часов	Не более 4 часов
Испытание падением	Высота 1 метра	высота 3 метра
Память	Нет	Стандарт, 50 часов
Журнал событий	Нет	Стандарт, 500 событий

Вывод: Анализ характеристик газоанализаторов СГГ - 4М и ALTAIR 4X показал, что более перспективным является использование газоанализатора ALTAIR 4X. Он имеет меньшие габариты, помещается в руке, вес (210 г.), более высокую ударную прочность, дисплей высокой контрастности. Электроника, контролирующая работу датчика, находится в корпусе самого датчика. Зарядка обеспечивает работу датчика в течении месяца. Индикатор окончания срока службы датчиков заранее информирует пользователя о необходимых сервисных операциях. Позволяет проводить проверку работоспособности в автоматическом режиме.

6. Обеспечение производственной и экологической безопасности на УПН.

.1 Основные опасности и вредности при работе на территории УПН и защита от них

Как уже отмечалось в начале раздела 3, основными факторами, влияющих на организм работающих на нефтеперерабатывающих предприятиях, являются месторождения, наличие вредных веществ, вибрации, шума, а также опасности взрывов и электропоражения.

Метеоусловия, вредные вещества, взрывоопасные пары и газы

Метеорологические условия

Работы на нефтегазодобывающих предприятиях часто проводятся на открытом воздухе, поэтому они связаны с воздействием на работающих различных метеорологических условий (температуры, влажности воздуха, ветра, естественных излучений). Метеорологические условия подвержены сезонным и суточным колебаниям.

Неблагоприятные метеорологические условия могут явиться причиной несчастных случаев. При высокой температуре воздуха понижается внимание, появляются торопливость и неосмотрительность; при низкой - уменьшается подвижность конечностей вследствие интенсивной теплоотдачи организма. Влияет на теплоотдачу организма и влажность воздуха: нормально при температуре 18*С влажность должна находиться в пределах от 35 до 70%. При меньшей относительной влажности воздух считается сухим, при большей - с повышенной влажностью. Как то, так и другое, отрицательно сказывается на организме человека. Сухой воздух приводит к повышенному испарению, в связи с чем появляется ощущение сухости слизистых оболочек и кожи. Очень влажный воздух, наоборот, затрудняет испарение.

Описание основных вредных веществ и горючих паров и газов и их источников, а также мер по защите персонала от воздействия вредных веществ представлено в разделе 3.

Шум и вибрация

Виброакустические условия на рабочих местах определяются вибрационными и шумовыми характеристиками машин и оборудования, режимами и условиями их работы, размещения (на территории или в помещении) и рядом других факторов. К числу наиболее типичных источников шума и вибраций на объектах ООО «Томская нефть» следует отнести электродвигатели, двигатели внутреннего сгорания и турбореактивные двигатели, насосы, компрессоры и вентиляторы, разнообразные машины и механизмы (редукторы, лебедки, станки и прочие), системы транспорта и перепуска газа и воздуха (газопроводы и воздуховоды) и многие другие.

Воздействие на рабочих, повышенных уровней шума и вибрации осуществляется при реализации целого ряда технологических процессов. С этой точки зрения наиболее неблагоприятные условия труда создаются на некоторых рабочих местах при строительстве, текущем капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин, гидравлическом разрыве пласта и т.д. Так в машинных залах компрессорных и насосных станций уровни шума в зависимости от типа применяемых насосов и нагнетателей могут достигать 90 - 110 дБ, при этом превышая на 5-25 дБ допустимые нормы. При гидравлическом разрыве пласта уровень шума составляет 110-115 дБ.

Многочисленными исследованиями доказано, что шум снижает работоспособность на 30%. Так в 2002 году выявлено 146 человек с невритом слухового нерва.

Основными источниками шума и вибрации в ЦДНГ-3 являются технологические площадки дожимной насосной станции и кустовой насосной станций. Максимальному уровню воздействия этих вредных факторов подвергаются операторы УПН, КНС, слесари-ремонтники оборудования, находящиеся большую часть времени на территории насосных блоков. Результаты замеров общего уровня шума превышает предельно допустимые значения уровня. Для уменьшения вредного воздействия этого фактора на организм человека, предлагается использовать специальные наушники, но широкого применения в силу различных причин они не нашли (результаты замеров общего уровня шума и характеристика вибрации на рабочих местах ЦДНГ-3 приведены таблице 6.1).

Из сказанного выше ясно, что основными видами вибрации на рабочих местах в ЦДНГ-3 являются транспортная и технологическая. Можно сделать следующий вывод: на месторождении Соболином, в частности в цехе по добыче нефти и газа № 3 обслуживающий персонал часто подвергается вредному воздействию вибрации и шума.

Таблица 6.1. Анализ виброакустического воздействия в ЦДНГ-3

Участок рабочей зоны	ХАРАКТЕРер шума	ПДУ общего уровня звука, дБ	Общий уровень звука, дБ	Характеристика вибрации
УПН НБ (насосный блок)	постоянный	80	94	общая
Операторная	постоянный	65	62	общая
КНС НБ	постоянный	80	98	общая
Операторная	постоянный	65	58	общая

Проведя краткий анализ представленных данных можно заключить следующее:

уровни шума на УПН превышают допустимые значения. Работники, занятые производством на территории УПН должны быть обеспечены средствами индивидуальной защиты по ГОСТ 12.4.051 - 87.

значения вибрации на УПН выше допустимых пределов (по ГОСТ - 12.1.003 - 83).

Источником повышенной вибрации может служить неисправное оборудование, или же нарушение правил при эксплуатации насосных агрегатов. Поэтому с целью снижения уровней шума и вибрации рекомендуется проводить ревизию и своевременный ремонт оборудования.

Электробезопасность

Более 70% электротравм на объектах нефтяной и газовой промышленности происходит при обслуживании различного электрооборудования и электропроводки (распределительных устройств, воздушных, кабельных линий, электросварочной установки и т.д.).

Организация безопасного обслуживания электроустановок требует четкого определения границ обслуживания электроустановок персоналом. Работники неэлектрических профессий, обслуживающих электротехническое оборудование, проходят соответствующий инструктаж по электробезопасности с последующим присвоением квалификации.

При добыче нефти механизированным способом используется оборудование, питающееся электрическим током 380В, имеют электрический привод. Всё электрооборудование должно быть заземлено. Должна так же быть молниезащита.

Все более широкое применение электрического тока при добыче, подготовке, транспортировке и переработке нефти и газа при бурении и ремонте скважин и других работ значительно увеличивает потенциальную опасность этих сложных технологических процессов.

Повышенной опасности на месторождении Соболином подвергаются машинисты передвижных агрегатов, электрослесари, механики, сварщики.

Безопасность труда при обращении с электрическим током предполагает высокое качество работ по устройству электроустановок, периодический контроль их состояний, а так же высокий контроль и уровень производственной дисциплины, строгое соблюдение действующих правил устройства электроустановок, правил технической эксплуатации электроустановок.

К работе с ними допускаются только высококвалифицированный персонал, ознакомленный с правилами техники безопасности при обслуживании электроустановок. Для защиты людей от поражения электрическим током все электроустановки оборудуются элементами защиты, плавными предохранителями, реле - выключателями заземления. Для предотвращения прикосновения человека к токоведущим частям применяют: изоляцию, ограждения, дистанционное управление.

Продолжает оставаться актуальной проблема защиты объектов от статического электричества. На промышленных предприятиях широко используют и получают в больших количествах вещества и материалы, обладающие способностью к электронизации, т.е. к возникновению зарядов статического электричества. Электрические заряды часто являются причиной пожаров и взрывов. Кроме этого статическое электричество - причина нарушения технологического процесса, снижения точности показаний приборов и автоматики. Для отвода зарядов статического электричества, используют устройство электропроводящих полов или заземленных зон, мостов и рабочих площадок, заземление ручек дверей, поручней, лестниц, рукояток приборов и аппаратов. Для предотвращения накопления зарядов используется антистатическое покрытие, антистатические прокладки (из хрома). Добавки таких присадок снимают способность горючих веществ к электронизации.

Каждый производственный объект на Соболином месторождении имеет комплекс защитных устройств от грозовых зарядов. Все эти устройства предназначены для безопасности людей, сохранности зданий и сооружений, предотвращений возможных взрывов, загораний и разрушений, возникающих при воздействии молнии. Как правило, такими устройствами служат молниеотводы. На промыслах используются два типа молниеотводов: стержневые и тросовые.

Обеспечение пожарной и производственной безопасности

В соответствии с нормами технологического проектирования (НПБ 105-95) по взрывопожарной опасности основное производство относится к категории А. Огнестойкость здания по СНиП 2.01.02-85 относится к III степени.

У взрыво - и пожароопасных зон в помещениях или на открытых установках указываются классы по ПЭУ: взрывоопасные В-1г и категории IIА-Т3, IIВ-Т3, IIС-Т1.

На промысле применяется следующие средства пожаротушения: огнетушители типа ОП-5 - ГОСТ (82-60). Также существуют противопожарные щиты, на которых находятся багры, ломы, ведра, огнетушители.

Характеристика пожаро- и взрывоопасности объектов нефтедобычи

Производства (отдельные помещения и сооружения)	Характеристика	Категория пр-ва по пожароопасности	Класс взрыво- и пожароопасности (по ПУЗ)	Категория и группа взрывоопасной смеси
1. Устья нефтяных скважин	Нефть и нефт. газ	А	В-1г	2Т3
2. Устья нагнетательных скважин по закачке очищенных сточных вод	Вода с небольшим содерж. нефти, газа	В	-	-
3. Замерная установка «Спутник»	Нефть и нефт. газ	А	В-1а	2Т3
4. Водораспределительный пункт	Вода с небольшим содерж. газа	В	В-1а	1Т1
5. Канализационная емкость	Нефть и нефт. газ	А	В-1а	2Т2
6. Установка по закачке ингибитора коррозии	Раствор ингибитора	А	В-1а	2Т2
7. Дожимная насосная станция	Нефть и нефт. газ	А	В-1а	2Т3
8. Сепараторы, буферные емкости, отстойники	Нефть и нефт. газ	В-1а	2Т3
9. Конденсатосборник	Нефть, газ, конденсат	А	В-1т	2Т3
10. Резервуар сырой нефти	Нефть и нефт. газ	А	В-1т	2Т3
11. Основные подогреватели	Нефть и нефт. газ	А	-	-

Средства индивидуальной защиты

Люди, трудящиеся в нефтегазодобывающей промышленности, а именно, непосредственно на нефтепромыслах (операторы по добыче нефти), должны быть обеспечены средствами индивидуальной защиты в соответствии с ГОСТ 12.4.011-89, ГОСТ 12.4.103-83 и отраслевым стандартам, утвержденным в установленном порядке. В местах производства работ должны быть средства индивидуальной защиты: спецодежда из сукна или шерсти; резиновые сапоги, резиновые перчатки и прорезиненные фартуки, универсальный респиратор РУ-60М. Например, при кислотной обработке ПЗП, на кислотной базе должен быть душ, а на скважине шланг от водовода для моментального и интенсивного смыва водой кислот. На рабочем месте, связанном с применением кислот, должна быть аптечка для оказания первой помощи. К проведению кислотных обработок должны допускаться лица, прошедшие медицинскую проверку, обучение по ТБ и дополнительный инструктаж по конкретному виду обработки.

К средствам индивидуальной защиты на нефтегазодобывающих предприятиях при выполнении тех или иных видов работ относят специальную одежду, а также элементы, дополняющие ее. Это такие как защитные шлемы, очки, перчатки для работы с высоким напряжением и т. д. При работах, связанных с присутствием в атмосфере вредных для здоровья человека веществ, применяются респираторы, противогазы.

На рабочих местах при уровне шума свыше 80 Дб предполагается средство защиты.

7. Ìåðîïðèÿòèÿ ïî çàùèòå îêðóæàþùåé ñðåäû íà Ñîáîëèíîì ìåñòîðîæäåíèè

7.1 Санитарные требования

Согласно требованиям трудового законодательства, каждый гражданин имеет право на охрану здоровья от неблагоприятного воздействия, возникающего в процессе ведения производственных работ (в том числе в результате аварий, катастроф и стихийных бедствий).

При обустройстве и эксплуатации месторождения особое внимание планируется уделять сохранению здоровья человека. Учитывая особенности сложившихся биолого-генетических, биоритмических, социально-психологических и природных стереотипов, предлагается разработка соответствующей системы для трех групп людей:

1 здоровье местного населения, проживающего в районе рассматриваемого месторождения (в данном случае под районом понимается территория месторождения и прилегающая к ней зона, на которую будет оказываться прямое или косвенное влияние при обустройстве и эксплуатации этого месторождения);

2 здоровье персонала, работающего на месторождении вахтовым методом;

3 здоровье работающего на месторождении персонала, постоянно проживающего в районе нефтедобычи.

Решение поставленной задачи предлагается за счет создания служб адаптации, разработки и внедрения комплекса адаптогенных воздействий, разработки рекомендаций по организации труда и отдыха работающих, а так же путем подготовки соответствующих специалистов и пропаганды здорового образа жизни.

При работе на открытом воздухе правилами безопасности предусмотрены мероприятия по защите рабочих от воздействия неблагоприятных метеорологических факторов: снабжение рабочих спецодеждой и спецобувью; устройство укрытий, зонтов над рабочими местами, помещений для обогрева рабочих (культбудки) и т. д.

Во время сильных морозов, ветров, ливней всякие работы запрещаются. К числу мероприятий по улучшению условий труда при работе на открытом воздухе относится также создание микроклимата на рабочих местах с помощью соответствующих агрегатов и устройств.

Освещение производственных помещений, площадок и кустов нефтегазодобывающих предприятий считается рациональным при соблюдении следующих требований.

Световой поток должен ярко и равномерно освещать рабочее место, чтобы глаз без напряжения различал нужные ему предметы и не испытывал слепящего действия от чрезмерной яркости как источника света, так и отражающих поверхностей.

На полу в проходах не должно быть резких и глубоких теней. Освещение должно быть взрывобезопасным и как в помещениях, так и наружных установок, где возможно образование опасных по взрыву и пожару смесей.

.2 Промышленная безопасность и противопожарные мероприятия

Промышленная безопасность

Основные факторы производственной среды, влияющие на здоровье и работоспособность операторов ООУ в процессе труда - это метеорологический фактор, влияние вредных веществ, высокое давление на оборудовании, повышенная пожаро - и взрывоопасность, наличие высокого напряжения. Наиболее опасными местами на территории УПН считаются: резервуарный парк, насосная внешней перекачки нефти, насосная реагентного блока, площадки нефтегазосепараторов, площадки ЕП, факельное хозяйство.

Основными мероприятиями, обеспечивающими безопасную эксплуатацию технологической площадки УПН и резервуарного парка, являются:

к самостоятельной работе в качестве оператора обезвоживающей и обессоливающей установки (ООУ) допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обучение по профессии, инструктажи, стажировку и проверку знаний. Срок стажировки не менее двух недель;

- ведение технологического процесса осуществлять в строгом соответствии с требованиями технологического регламента УПН. Контроль за параметрами и управление технологическим процессом осуществлять по возможности дистанционно по приборам КИПиА, установленным в операторной. Необходимые параметры ведения процесса контролировать с записью в режимные листы и соответствующие журналы;

действия персонала при нормальной работе, пусках, остановках, аварийных ситуациях должны быть регламентированы соответствующими инструкциями;

своевременно осуществлять ревизию, ремонт и профилактическое обслуживание оборудования. Работать только на исправном оборудовании, исправными контрольно-измерительными приборами и предохранительными устройствами. Соблюдать правила технической эксплуатации установок и оборудования;

- оборудование УПН должно иметь необходимые для обслуживания технологические площадки и переходы с ограждениями. Территория УПН должна быть обустроена дорогами и проездами, наружным освещением, знаками безопасности.

при достижении предельно допустимых и аварийных значений параметров процесса определяющих его взрывопожароопасность, предусмотреть срабатывание исполнительных механизмов, предотвращающих развитие аварийной ситуации (открытие предохранительных клапанов, срабатывание световой и звуковой сигнализаций). На аппаратах, где это необходимо, предусмотреть установку соответствующих приборов КИПиА (предохранительные клапаны, блокировки);

- во избежание образования взрывоопасных концентраций паров нефти и газов необходимо обеспечить герметичность трубопроводов и аппаратов. Не допускать розлива нефти и химреагентов. Перекачка нефти, отвод попутного нефтяного газа и подтоварной воды производится по закрытой схеме. Для освобождения оборудования в случае аварии предусмотреть аварийные емкости ЕП;

в насосных, на технологической площадке, площадке аварийных емкостей резервуарного парка должен осуществляться автоматический контроль довзрывоопасных концентраций горючих веществ. Кроме этого, должен вестись контроль загазованности на всей территории объектов переносными газоанализаторами. ПДК вредных веществ в воздухе рабочей зоны приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1. - Пожароопасные и токсические свойства сырья, готовой продукции и материалов

Наименование веществ	Температура, °С			Концентрационный предел воспламенения		Класс опасности по ГОСТ12. 1.007-76	Характеристика токсичности (воздействия на организм человека)	ПДК вредных веществ в воздухе рабочей зоны производственных помещений ГОСТ 12.1. 005-88, мг/м³
	вспышки	воспламенения.	самовоспламения	Нижний предел, объемная доля, %	Верхний предел, объемная доля, %
Нефть	21	>200	230-250	0,7	5,0	3	Наркотический нервный яд	10
Нефтяной газ	-	-	250-300	4,9	15,4	4	Наркотический яд, учащается пульс, увеличивается объем дыхания, ослабляется внимание	300
Деэмульгаторы	10	>300		-	-	3	Раздражитель кожи, глаз, дыхательных путей и пищеварительного тракта	5
Метанол	8			6,7	84,7	3	Яд, вызывающий слепоту	5

насосные, БРХ оборудовать принудительной вентиляцией;

- не допускать эксплуатацию оборудования без надежного заземления от статистического электричества, молниезащиты;

не включать в работу механизмы, имеющие поврежденную изоляцию токоведущих частей;

движущиеся части оборудования должны иметь защитные кожухи и ограждения; ремонт и ТО механизмов производить после остановки;

с целью предупреждения о виде опасности трубопроводы должны быть окрашены в следующие цвета: трубопровод газа - желтый, горючие жидкости - коричневый, трубопровод воды - синий, трубопровод пожаротушения - красный;

работы в закрытых емкостях, резервуарах производить с оформлением наряда допуска. Приступать к ремонту или очистке резервуара вручную можно только после полного опорожнения остатка нефти, промывки и пропарки резервуара, отсоединения всех трубопроводов и открытия всех отверстий (лазов, люков), проведения анализа воздушной среды резервуара на содержание горючих газов и паров. Работы должны производиться в шланговых противогазах и в непроницаемой для нефтепродуктов спецодежде. Поверх спецодежды иметь пояс с крестообразными лямками, к которому прикрепляется сигнально-спасательная веревка. У люка должны постоянно находиться не менее двух рабочих, имеющих при себе шланговые противогазы для оказания в случае необходимости помощи работающему в резервуаре;

Противопожарные мероприятия

Условиями или обстоятельствами, способствующими возникновению пожаров, могут быть: определенные физико-химические и пожароопасные свойства нефти, техническое и технологическое состояние сооружений, опасные отклонения от норм технологического режима, ошибочные действия персонала, опасные метеорологические условия и др.

Технологический процесс УПН по показателям пожаро- и взрывоопасности относится к взрывопожароопасному. Технологический процесс ведется под избыточным давлением (до 5,0 кгс/см²) и при повышенной температуре (до 60°С) с возможностью образования взрывоопасных концентраций углеводородов. Все технологические площади согласно ПУЭ относятся по взрывопожароопасности к категории А; к зоне В-1а - внутри помещения и к зоне В-1г - наружные площадки (таблица 7.2.).

Таблица 7.2. - Классификация взрывоопасных помещений, наружных установок и характеристика взрывоопасных смесей

№ п/п	Наименование помещений, наружных установок и оборудования	Категория взрывоопасности помещений и, зданий по НПБ-105-95.наружных установок по НПБ-107-97	Классификация взрывоопасных зон по ПУЭ		Группа производственных процессов СНиП 2.09.04-87
			Класс зоны	Категория и группа взрывоопасных смесей
1	Резервуарный парк	ан	В-1г	IIА-ТЗ	2г
2	Площадка сепараторов	ан	В-1г	IIА-ТЗ	2г
3	Блок подогревателей (П1, П2)	ан	В-1г	IIA-T3	2г
4	Подземная дренажная емкость (Е - 1,2,)	ан	В-1г	IIА-ТЗ	По нефти
5	Насосная	А	В-1а	IIA-T3	1в
6	Факельная система	Ан	В-1г	IIА-Т1	2г
7	Площадка отстойников	Ан	В-1г	IIА-ТЗ	2г
8	РВС - 2,4,5,6,7	Ан	В-1г	IIА-ТЗ	2г

Основными источниками взрывопожароопасных продуктов являются выхлопы от дыхательных клапанов дренажных емкостей и резервуаров, нарушения герметичности фланцевых соединений и арматуры, превышения максимально допустимого давления, отказы или выходы из строя оборудования, регулирующих, предохранительных, дыхательных клапанов.

В случае возникновения аварийной ситуации, обслуживающий персонал должен быть готов к действиям по ликвидации последствий согласно «Плана ликвидации аварий УПН «Соболиного» месторождения». Для этого все работники должны проходить своевременный инструктаж. Каждой рабочий должен четко знать технологическую схему установки, назначение всех аппаратов, трубопроводов, арматуры и приборов КИПиА. Все оборудование, аппаратура и запорные устройства должны иметь четко обозначенные номера, соответствующие технологической схеме.

Главная задача при борьбе с пожарами - ограничение времени истечения и объема вытекающего газа. Для локализации небольших возгораний персонал УПН должен использовать первичные средства тушения. Для этого на территории установки расположены пожарные щиты (таблица 7.3.). Согласно правилам пожарной безопасности в Российской Федерации тип пожарного щита площадок категории пожароопасности А - ЩП-В (Правила пожарной…, 1987).

Таблица 7.3. - Нормы комплектации пожарного щита ЩП-В немеханизированным инструментом и инвентарем

Тип щита	Защищаемая площадь, м²	Огнетушители		Ящики с песком		Лопаты		Пожарные ведра	Кошма 2х2 м
		пенные, 10 л	углекислотные, 10 л	1 м³	0.5 м³	совковая	штыковая
ЩП-В№1	200	-	2	-	1	1	1	1	1
ЩП-В№2	200		2	-	1	1	1	1	1
ЩП-В№3	200		2	1	-	1	1	1	1

На территории УПН категорически запрещается курение. Запрещается применять инструменты из необмедненной стали. Ударный и режущий инструмент при работе необходимо смазывать консистентными смазками. Вскрывать люки на аппаратах следует по порядку сверху вниз, чтобы не создать через аппарат ток воздуха. Запрещается применять ломы, трубы и т.п. при открытии запорной арматуры на трубопроводах. Запорную арматуру необходимо смазывать, она должна легко открываться. Запрещается повышение температуры выше 60°С на поверхности изоляции для труб на наружной площадке Горячие поверхности оборудования и трубопроводов должны быть теплоизолированы. В случае разлива на территории установки или на пол производственного помещения нефти необходимо срочно принять меры, исключающие воспламенение. Места разлива засыпать песком с последующей уборкой или промыть водой при помощи шланга.

.3 Охрана атмосферного воздуха

На Соболином месторождении источниками выброса ЗВ в атмосферу являются: ФВД, ФНД, ДЭС, ГПС, товарные и сырьевые РВС и АЗС. Вредными веществами, выбрасываемыми в атмосферу, являются углеводороды, продукты сгорания газа и дизельного топлива. Загрязняющие вещества, выбрасываемые в атмосферу, относятся к 2 - 4 классам опасности.

Минимизация негативного воздействия на атмосферный воздух достигается:

полной герметизацией всего технологического оборудования;

контролем швов сварных соединений трубопроводов;

защитой оборудования от коррозии;

оснащением предохранительными клапанами всей аппаратуры, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное;

сбросом газа с предохранительных клапанов на факел;

испытанием оборудования и трубопроводов на прочность и герметичность после монтажа;

утилизацией попутного нефтяного газа на нужды промысла и выработки электроэнергии.

Источники выброса ЗВ в атмосферу рассредоточены на площади, что способствует рассеиванию выбрасываемых ЗВ в приземном слое атмосферы. В условиях равнинного рельефа Соболиного месторождения и отсутствия препятствий, вытянутых в одном направлении, возможность длительного застоя выбрасываемых ЗВ исключена.

7.4 Охрана водной среды

Негативное воздействие УПН на водную среду возможно при строительстве основания для технологического оборудования и резервуарного парка, коридора инженерных сетей к ним; при использовании подземного водозабора пресных вод для хозпитьевых нужд, сбросе сточных вод, аварийных разливах минерализованных вод и нефти.

В целях снижения негативного воздействия на водную среду предусматриваются следующие мероприятия:

изъятие подземных вод в количествах, обеспечивающих сохранность основных свойств используемых водоносных горизонтов;

организация зон санитарной охраны артезианской скважины;

применение сорбентов и микробов-деструкторов аборигенной микрофлоры для борьбы с возможными разливами нефти на земную поверхность;

- строительство площадки УПН с гидроизоляцией обваловки и тела площадки глинистым грунтом;

- утилизация промливневых сточных вод, после соответствующей очистки с попутными пластовыми водами, закачкой их через нагнетательные скважины в систему ППД;

покрытие внутренней поверхности водоводов и емкостей системы ППД антикоррозийными составами;

применение антикоррозионной защиты нефтесборных трубопроводов;

устройство водопропускных труб для перепуска поверхностных вод при строительстве автодорог на суходолах;

предупреждение нарушения фильтрационного потока болотных вод устройством фильтрационных насыпей автодорог из песчаного грунта.

Реализация перечисленных мероприятий обеспечит рациональное использование водных ресурсов и позволит снизить до минимума негативное воздействие разработки месторождения на поверхностные и подземные воды.

.5 Охрана земель, флоры и фауны

При строительстве УПН были отведены земли в долгосрочное пользование (под технологическую площадку, подъездную автодорогу, площадки под опоры линий электропередачи) и земли - в краткосрочное пользование на период строительства планируемых объектов.

Негативное воздействие на почвенный покров при строительстве планируемых объектов определяется разрушением и заменой естественных почвенных горизонтов на минерализованные грунты при отсыпке площадок строительства и насыпи автодорог минеральным грунтом (песком).

Суходольные участки земли, изымаемые в краткосрочное пользование, рекультивируются в ходе проведения основных работ, при отсутствии возможности - в месячный срок после завершения работ, но не позднее одного года после окончания строительных работ. Заболоченные участки не рекультивируются. В процессе проведения рекультивационных работ нарушенные земельные участки приводятся в состояние, пригодное для использования в лесном хозяйстве.

Растительный покров территории представлен южно-таежными формациями лесной и болотной растительности. Выделяются особо охраняемые участки леса с ограниченным режимом лесопользования: берегозащитные участки леса в водоохранных зонах рек. В насаждениях, входящих в берегозащитные полосы, запрещается проведение сплошных рубок. Коридор коммуникаций пересекает берегозащитные участки леса в водоохранной зоне р. Чижапки от площадки УПН с учетом пересечения минимальной ширины водоохранной зоны.

Для рационального использования растительных ресурсов и снижения отрицательного воздействия на растительность рекомендуется:

использовать вырубаемую древесину для нужд строительства;

ликвидировать порубочные остатки - сучья и ветки сжигать с соблюдением мер пожарной безопасности, пни захоранивать в специально отводимых траншеях в местах вырубки;

выполнять строительные работы строго в полосе отвода, в целях предотвращения механического нарушения почвенно-растительного покрова на прилегающих участках;

проводить своевременную рекультивацию нарушенных и замазученных земель;

устанавливать водопропускные трубы для перепуска поверхностного стока на суходольных участках в насыпи автодороги;

соблюдать правила пожарной безопасности при работе в лесных массивах.

Животный мир территории типичен для южно-таежных районов. Данные о наличии редких и исчезающих видов животных и путях их миграций на рассматриваемой территории отсутствуют. Рыбы ценных охраняемых видов здесь не обитают и не заходят в период миграций. Промысловый лов рыбы не проводится.

С целью минимизации отрицательных воздействий на животный мир предусматривается:

концентрация оборудования УПН на одной площадке;

устройство гидроизоляции глинистым грунтом обваловки и основания технологической площадки и резервуарного парка;

размещение химреагентов и сыпучих материалов в закрытой таре;

проведение планово-предупредительного ремонта эксплуатируемого оборудования для предупреждения возможных аварийных разливов токсичных загрязнителей на рельеф.

На территории месторождения отсутствуют заповедники, заказники, памятники культуры и природы; коренное население не проживает. Реализация перечисленных мероприятий позволит ограничить негативное воздействие УПН на животный мир пределами технологической площадки. Беспокойство животных производством работ при отсутствии браконьерства будет сказываться в пределах нескольких сотен метров от объектов УПН.

8. Технико-экономический расчет

8.1 Введение

Для того чтобы показать рациональность данного проекта, необходимо сделать технико-экономический расчет. Расчет включает в себя: планирование работ, расчет затрат (затраты на заработную плату участников, на оборудование, а также на прочие расходы).

В работе по разработке предложения по совершенствованию системы контроля содержания горючих паров и газов УПН «Соболиное» участвуют руководитель и исполнитель.

8.2 Планирование работ

Задачей планирования работ является оптимальное распределение использования времени и ресурсов, обеспечивающее выполнение работ в срок при наименьших затратах средств.

Планирование работ заключается в следующем:

составление перечня работ;

назначение команды исполнителей;

установление продолжительности работ.

Данные представим в виде таблицы 8.1.

Продолжительность работы каждого участника приведена в таблице 8.2.

Таблица 8.1

№	Наименование работ	Количество исполнителей	Должность	Количество дней
1	Выдача задания	2	НР, И	1
2	Выбор и изучение литературы	1	И	10
3	Изучение документации, материала, предоставленной предприятием	1	И	3
4	Разработка программы выполнения работы	2	НР, И	4
5	Обработка материала	1	И	18
6	Проведение расчетов	1	И	15
7	Технико-экономическое обоснование проекта	1	И	9
8	Разработка графической части	1	И	5
9	Выводы	2	НР, И	3
10	Проверка дипломной работы, окончательная корректировка	2	НР, И	5
Всего				73

Таблица 8.2. Продолжительность работ участников

Исполнители	Продолжительность работы по теме
Научный руководитель	13
Инженер	73

8.3 Расчет затрат на разработку дипломного проекта

Затраты на любой вид деятельности рассчитываются по следующим элементам расходов с последующим суммированием:

С_{вкр (проекта)} = ЗП + З_мат + З_пр + З_со + З_ам + З_нр,

где С_{вкр (проекта)} - затраты на разработку проекта, руб;

ЗП - зарплата участников разработки, руб.;

З_мат - затраты на материалы, руб;

З_пр - прочие отчисления, руб;

З_со - отчисления на социальные нужды, руб;

З_ам - амортизационные отчисления, руб;

З_нр - накладные расходы, руб.

Расчет затрат на оплату труда

В состав затрат на оплату труда включаются выплаты заработной платы за фактически выполненную работу, исходя из сдельных расценок, тарифных ставок и должностных окладов в соответствии с принятыми на предприятии нормами и системами оплаты труда;

выплаты, обусловленные районным регулированием оплаты труда (выплаты по районным коэффициентам). Для г. Томска районный коэффициент равен 1,3.

выплаты за неотработанное время (коэффициент 8 - 16%).

Необходимо также учесть доплаты за ученую степень и должность.

Рассчитываем месячную заработную плату инженера 10 разряда:

где БО - минимальный размер оплаты труда, (БО = 8000 руб.);

К₁ - оплата в соответствии с действующим законодательством очередных и дополнительных отпусков, К₁ = 1,1;

К₂ - выплаты, обусловленные районным регулированием оплаты труда (выплаты по районным коэффициентам), К₂ = 1,3.

Заработная плата:

Рассчитываем заработную плату каждого исполнителя за отработанное время:

Фонд заработной платы (ФЗП) исполнителей составляет:

ЗП = += 60258,58 руб.

Итого затраты на оплату труда на реализацию проекта (73 дня): 60258,58 рублей.

Отчисления на социальные нужды

В этом пункте необходимо отобразить обязательные отчисления по нормам, установленным законодательством:

· Пенсионному фонду;

· Государственному фонду медицинского страхования, от элемента «Затраты на оплату труда».

Единый социальный налог составляет 30% от оплаты труда.

Материальные затраты

Материальные затраты включают в себя:

· стоимость основных материалов;

· стоимость вспомогательных материалов;

· стоимость комплектующих материалов.

Затраты на материалы представим в виде таблицы 8.3

Таблица 8.3. Затраты на материалы

Наименование	Сумма, руб
Канцелярские товары	200
Бумага А4	250
Краска для принтера	550
Итого:	1000

Общие затраты составили - 1000руб.

Амортизационные отчисления

Амортизация компьютерной техники

В работе используется следующее оборудование:

ноутбук SONY, стоимостью 32000 рублей;

принтер hp LaserJet 510, стоимостью 5000 рублей.

Общая стоимость оборудования - 37000 рублей.

Прочие затраты

К элементу «Прочие затраты» себестоимости продукции (работы, услуг) относятся налоги, сборы, отчисления в специальные внебюджетные фонды, платежи по обязательному страхованию имущества и прочее.

Накладные расходы

К элементу «Накладные» принимаем коэффициент 200% от фонда заработной платы.

Себестоимость проекта

Себестоимость проекта:

С_{вкр (проекта)} = ЗП + З_мат + З_пр + З_со + З_ам + З_нр

С_{вкр (проекта)} = + 1000 +++ + =

209821,93 Полученные результаты представим таблицей 8.4

Таблица 8.4. Себестоимость проекта

N⁰	Наименование элемента затрат	Затраты, руб.
1	Материальные затраты	1000
2	Затраты на оплату труда	60258,58
3	Единый социальный налог (34 %)	18077,57
4	Амортизация (10 %)	1850,0
5	Прочие расходы (10 %)
6	Накладные расходы (200 %)
Итого:	Себестоимость	209821,93

8.4 Затраты на внедрение

Затраты на установку сухой газоочистки

Для замера газовоздушной среды на месторождении требуется приобрести:

Таблица 8.5. Необходимое оборудование

Наименование	Единицы измерения	Кол-во	Цена за ед., руб.	Сумма, руб.
Газоанализатор ALTAIR 4 X c полным спектром принадлежностей()	шт	1	97968	97968

В таблице 8.5. представлена смета затрат на эксплуатацию газоанализатора ALTAIR 4 X.

Таблица 8.6. Смета затрат на эксплуатацию

Материалы	Единицы измерения	Расход в год	Цена, руб.	Сумма, руб.
Электроэнергия	кВт×ч	72	1,50	105120
З/п обслуживающему персоналу				1205171,6
Затраты на соц. отчисления (30%)				361551,4
Амортизация				36999,99
Итого по смете:				1708843

Заключение

В данной работе было изучено технологическое назначение узла подготовки нефти, готовой продукции. Были проанализированы существующие точки замера горючих паров и газов. Так же были рассмотрены и проанализированы два прибора по замеру газовоздушной среды на территории узла подготовки нефти.

Выводы по работе:

. Источники выброса ЗВ в атмосферу равномерно рассредоточены на рассматриваемой площади месторождения, что способствует рассеиванию выбрасываемых ЗВ в приземном слое атмосферы.

. Предусматриваемые гидротехнические сооружения исключают загрязнение поверхностных и подземных вод.

. Негативное воздействие на недра сводится к минимуму применением в основном малотоксичных химреагентов при строительстве скважин, цементированием заколонного пространства скважин, использованием ингибиторов коррозии для защиты нефтепромыслового оборудования.

. Предупреждение возможных аварийных ситуаций, связанных с фонтанированием скважин, обеспечивается установкой противовыбросовых устройств на устьях скважин.

. Анализ характеристик газоанализаторов СГГ - 4М и ALTAIR 4X показал, что более перспективным является использование газоанализатора ALTAIR 4X. Он имеет меньшие габариты, помещается в руке, вес (210 г.), более высокую ударную прочность, дисплей высокой контрастности. Электроника, контролирующая работу датчика, находится в корпусе самого датчика. Зарядка обеспечивает работу датчика в течении месяца. Индикатор окончания срока службы датчиков заранее информирует пользователя о необходимых сервисных операциях. Позволяет проводить проверку работоспособности в автоматическом режиме.

Список использованных источников

1. М.А. Жданов. Нефтегазопромыслсвая геология и подсчет запасов нефти и газа. м., Недра, 1981 г.

. Л.Ф. Дементьев. Статические методы обработки и анализа промыслово-геслогических данных. Изд-во «Недра», М., 1968 г.

. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Ш.К. Гиматузинов, Ю.П. Борисов, М.Д. Розенберг и др. М., Недра, 1983 г.

. Пояснительная записка к балансу запасов за 1987 г. ПГО «Томск-нефтегазгеология», Томск, 1987 г.

. Проект пробной эксплуатации Столбового месторождения. Тсмск-НИПИнеФть, Томск, 1991 г.

. Комплекс промыслово - геофизических исследований поисковых, разведочных и эксплуатационных оценочных), наблюдательных, подсчетных, добывающих, нагнетательные, водозаборных и поглощающих скважин Западной Сибири. Москва, 1983 г.

. Обязательный комплекс промысловых, гидродинамических и промыслово-геофизических исследований по контролю за разработкой нефтяных месторождений Главт

. РД 39-23-1055-84. Инструкция по методам анализа минерального состава пластовых вод и отложений солей. Тюмень, СибНЙИНП, 1984 г.

. ОСТ 39-112-80. Нефть. Типовые исследования пластовой нефти. Форма представления результатов.

. Компьютерная база данных компании РуссНефть, ЗАО «Соболиное»

. Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов, утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 22.05.2002г. №22.

. Регламент ЗАО «Соболиное»

. РД 153-39.0-110-01 Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.

. Инструкция о порядке ведения работ по ликвидации и консервации опасных производственных объектов, связанных с пользованием недрами, утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 2 июня 1999г. №33.

. Лысенко В. Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. Москва, Недра, 1987.

. Справочная книга по добыче нефти. Под редакцией Ш.К. Гиматудинова. Москва., Недра, 1974г.

.Л.А. Коршунова, Н.Г. Кузьмина «Основы технико - экономического обоснования экологических проектов»

18. Усачев П.М. Константинов СВ. и др. «Инструкция по технологии глубоко проникающего гидравлического разреза пласта» - Москва, 1988 год.

. Голованов П.К. Константинов СВ. «Критерии выбора скважин для проведения гидравлического разрыва пласта» - Краснодар, 1991 год.

. Атрофьян М.О. «Технология разобщения пластов в осложненных условиях» - Недра, 1989 год.

. «Отсчет по теме: подсчет запасов нефти и растворенного газа

месторождений Васюганского нефтегазоносного района». -

«ТомскНИПИнефть», 1993 год.

. «Анализ эффективности ГРП на месторождениях Васюганского нефтегазоносного района».

. «Методическое руководство по определению технологической

эффективности гидравлических методов повышения нефтеотдачи пластов». - Москва, Недра, 1987 год.

. Периодическое издание: «Нефтяное хозяйство» № 11 ноябрь 1996 года.

Совершенствование контроля газовоздушной среды в узле подготовки нефти месторождения 'Соболиное' ООО 'Томская нефть'