Автоматическая групповая замерная установка АГЗУ модель «Спутник АМ-40-14-400»

Содержание

Введение

Общая характеристика объекта — установки подготовки нефти

Расчёт

Описание технологического процесса и технологической схемы установки

Впрыск реагента на АГЗУ

Безопасная эксплуатация производства

Литература

Введение

Дебит продукций скважин измеряют с помощью индивидуальных групповых замерных установок.

Индивидуальная сепарационно-замерная установка обслуживает только одну скважину. Она состоит из одного газосепаратора, мерника и трубопроводной обвязки. Продукция скважины по выкидной линий поступает в газосепаратор, где газ отделяется от нефти, а затем нефть направляется в сборный коллектор или мерник для замера. Газ поступает в газосборную сеть. В мернике после отстоя вода и механические примеси осаждаются на дне и периодический удаляются через отвод. Замер количества продукций скважины заключается вопределений высоты наполнения мерника за какой-либо промежуток времени.

Автоматизированная установка «Спутник-А» предназначена для автоматического замера дебита скважин, контроля за их работой, а также автоматической блокировки коллекторов при аварийном состояний технологического процесса. Расчетное давление контроля и блокировки составляет 1,6 и 4 Мпа соответственно.

Общая характеристика объекта — установки подготовки нефти

Наименование объекта

Автоматизированная групповая замерная установка (здесь и далее, как АГЗУ).

Назначение объекта.

Автоматическая групповая замерная установка АГЗУ модель «Спутник АМ-40-14-400» предназначена для сбора, замера и транспорта продукции скважин, а также для разделения жидкости и газа. Подключение скважины к АГЗУ осуществляется по лучевой схеме по территориальному принципу без учёта принадлежности к объектам разработки. На АГЗУ продукция каждой скважины подводится по одному отдельному трубопроводу (выкидной линии). Попутный газ сжигается на факеле, частично утилизируется для собственных нужд — подачей в качестве топливного газа на горелки путевого подогревателя нефти.

Состав технологических блоков АГЗУ.

Установка АГЗУ включает в себя следующие стадии технологического процесса:

-замер дебита скважин

-сепарация;

-подогрев нефти;

-откачка насосами на УПН.

В состав АГЗУ входят следующие основные сооружения, участки и системы. Участок добычи: нефтедобывающие скважины с выкидными линиями к автоматизированной групповой замерной установке замера дебита скважин АГЗУ

Установка АГЗУ имеет в своем составе следующие площадки и технологическое оборудование:

-Автоматизированная групповая замерная установка (АГЗУ) модель «Спутник АМ-40-14-400», Q=400 м3/сут;

-Установка блочная сепарационная (УБС) V=50м3; производительность 1500 м3/сут; Рраб=1,4 МПа;

-Путевой подогреватель нефти;

-Насосы подачи нефти на УПН;

-Блок дозировки реагента;

-Емкость дренажная горизонтальная подземная;

-Продувочная свеча;

-Факел;

-Операторная АГЗУ;

-Электрощитовая АГЗУ.

Производительность установки.

Расчетная производительность АГЗУ:

-по жидкости — 600 м3/сут по жидкости.

-количество отсепарированного газа определяется величиной газового фактора нефти.

Расчет

Состав фаз (газ, нефть), которые выделяются в сепараторе, можно регулировать изменением давления и температуры сепарации.

Суммарное количество газа (свободного и растворенного), поступающего на первую ступень сепаратора (м3/сут.), определяется по формуле

. (3.3)

Если нефть добывается вместе с пластовой водой, то формула (3.3) запишется иначе

, (3.4)

где W -обводненность нефти, %.

Количество газа (м3/сут.), оставшегося в растворенном состоянии в нефти Vр

и поступающего из первой ступени во вторую (без учета обводненности нефти), равно

.

Дебит отсепарированного свободного газа будет равен:

в первой ступени

; (3.5)

во второй ступени

; (3.6)

в n-ой ступени

. (3.7)

В формулах (3.3) и (3.4) обозначены: V -количествогаза, поступающегоизскважины, м3/cyт, Г-газовыйфакторскважины, м3/м3; Qн

-дебитнефти, м3/сут.; V1, V2, …, Vn -количествогаза, сепарируемогосоответственнопридавлениях р1, p2,…, рn (в 1, 2, …, n-ой ступени), м3/сут.;

-коэффициентрастворимостигазавнефтипритемпературеидавлениивсепараторе 1/Па; р1, p2,…, рn -давлениев первой, второй n-ой ступенях, Па.

Коэффициент растворимости газа в нефти при давлениях выше 0,981 МПа (10 кгс/см2) обычно изменяется линейно. Коэффициенты для давлений сепарации, меньших 0,981 МПа, будут различными (рис. 3.17).

Поэтому для точных определений необходимо построить кривую изменения от давления на основе анализа глубинной пробы соответствующей скважины.

Перейдем к расчетам сепараторов.

Расчет вертикального гравитационного сепаратора по газу. Выпадение капелек и твердых частиц из газа в гравитационном сепараторе происходит в основном по двум причинам: вследствие резкого снижения скорости газового потока и вследствие разности плотностей газовой и жидкой (твердой) фаз.

Для эффективной сепарации необходимо, чтобы расчетная скорость движения газового потока в сепараторе была меньше скорости осаждения жидких и твердых частиц, движущихся под действием силы тяжести во встречном потоке газа, т. е.

.

Рис. 3.17. Растворимость газа в нефти и воде в зависимости от давления в сепараторе: 1 -внефти; 2 -в воде

Скорость подъема газа в вертикальном сепараторе (м/с) с учетом рабочих условий определяется из выражения

, (3.8)

где V -дебит газа при нормальных условиях (т. е. прир0 = 1,033.9,81.104

= 0,1 МПа и Т0=273 К), м3/сут.; -внутренняя площадь сечения вертикального сепаратора, м2; D -внутренний диаметр сепаратора, м; р -давление в сепараторе, Па; Т—абсолютная температура в сепараторе, К; z -коэффициент, учитывающий отклонение реальных газов от идеального при давлении в сепараторе.

Скорость осаждения капельки жидкости (твердой частицы), имеющей форму шара (при , где -скорость оседания частицы в газе, м/с; d -диаметр частицы, обычно принимаемый равным 10-4 м; -кинематическая вязкость газа в условиях сепаратора, м2/с), можно определять по формуле Стокса:

(3.9)

где uч-скорость осаждения частицы, м/с; d -расчетный диаметр частицы, м; и -соответственно плотность нефти и газа в условиях сепаратора, кг/м3; g -ускорение свободного падения, м/с2; —динамическая вязкость газа в условиях сепаратора, Па.с (кг/м.с).

Если за положительное направление принимается направление падения частицы в газовом потоке вниз, то она выпадает при скорости

.

На практике при расчетах принимается

. (3.10)

Подставив в (3.10) значения uч

и vг

из (3.9) и (3.8), получим

. (3.11)

или

. (3.12)

По формуле (3.12) можно определить пропускную способность вертикального сепаратора, если задаться диаметром капелек жидкости d (обычно принимают d= 10-4 м) или диаметром сепаратора D при известных р, Т, , и в сепараторе.

Расчет вертикального гравитационного сепаратора по жидкости сводится к тому, чтобы получить скорость подъема уровня жидкости vж

в нем меньше скорости всплывания газовых пузырьков, т. е. должно быть

. (3.13)

Скорость всплывания пузырьков газа vг

в жидкости обычно определяется по формуле Стокса (3.11) с заменой в ней абсолютной вязкости газа на абсолютную вязкость жидкости .

Учитывая соотношение (3.13), пропускную способность вертикального сепаратора по жидкости можно записать

(3.14)

Или

. (3.15)

После подстановки в данную формулу величины площади F=0,785D2

и значения ускорения свободного падения g получим

. (3.16)

При расчетах сепараторов на пропускную способность приходится иметь дело с плотностью газа в условиях сепаратора. Для определения плотности необходимо пользоваться формулой:

, (3.17)

где -плотность газа при нормальных условиях, кг/м3; рир0 -соответственнодавлениевсепаратореидавлениепринормальныхусловиях, Па; Т0 иТ-абсолютная нормальная температура (Т0 =273) и абсолютная температура в сепараторе (Т= 273+t), К; z -коэффициент сверхсжимаемости .

Пример 1.

При прохождении через штуцер нефтегазовой смеси в вертикальном сепараторе образуются капельки нефти диаметром dн=30 мкм. Давление в сепараторе 2 МПа (20 кгс/см2) и температура Т = 293 К.

Найти скорость осаждения капель и определить пропускную способность сепаратора Vг, имеющего диаметр D=0,9 м, если =800 кг/м3 и коэффициент сверхсжимаемости z=1. Плотность газа при нормальных условиях=l,21 кг/м3, а вязкость газа в рабочих условиях =0,012.10-3

Па.с.

Решение. Плотность газа в сепараторе определим по формуле (3.17)

.

Скорость осаждения капли определим по формуле (3.9)

.

При условии (120) скорость восходящего потока газа будет равна

.

По формуле (3.8) определим суточную производительность сепаратора по газу

Определим режим движения газа в сепараторе

.

Пример 2.

Через вертикальный сепаратор диаметром D=1 м проходит нефть вязкостью =10 сП (10 сП=10.10-3

Па.с) и плотностью =0,8 г/см3 в количестве Qн=200 т/сут. В сепараторе поддерживаются давление 20 кгс/см2 (20.9,81.104 Па

2 МПа) и температура Т=300 К. Определить скорость подъема уровня нефти и диаметр пузырьков газа, которые успевают доплывать при этой скорости нефти.

Задача решается без учета времени, затрачиваемого на сброс нефти из сепаратора.

Решение. Скорость подъема уровня нефти в сепараторе

или vн= 3,6 мм/с.

Пузырьки газа успеют всплыть при . Примем vг

=5 мм/с. Диаметр пузырьков газа определится по формуле Стокса (119)

4. Описание технологического процесса и технологической схемы установки

Краткое описание технологических процессов установки АГЗУ.

Основными технологическими процессами на технологических площадках установки АГЗУ являются:

-замер дебита скважин

-сепарация;

-подогрев нефти;

-откачка разгазированной нефти насосами на УПН;

-подача газа сепарации на УПН;

-впрыск ингибитора коррозии в нефтяной поток к УПН.

На АГЗУ предусмотрен замер дебита скважины, 1-ая ступень сепарации, подогрев нефти и раздельный транспорт нефти и газа по самостоятельным трубопроводам на объекты подготовки. Процесс сепарации происходит непрерывно за счёт диффузии растворённых в нефти молекул газа в пространство над нефтью.

Наавтоматизированной групповой замерной установки АГЗУ модель «Спутник АМ-40-14-400» производится автоматическое поочередное определение дебита скважин по нефти и газу, а также дляблокировка скважин при возникновении аварийных ситуаций.

Описание технологической схемы установки АГЗУ.

Технологическая схема групповой замерной установки АГЗУ, оборудованной установкой блочной сепарационной (УБС)

Газожидкостная смесь (ГЖС) поступает с эксплуатационных скважин на АГЗУ “Спутник”- АМ-40-14-400 (1,2).

Автоматизированные групповые установки (АГЗУ) “СпутникАМ-40-14-400”предназначеныдляизмерениядебитажидкостиигаза, эксплуатационных скважин в системах группового сбора, в которых продукция каждой скважины направляется на групповую установку по одному трубопроводу (выкидной линии).

АГЗУ “Спутник АМ-40-14-400”можно классифицировать следующим образом:

-по методу измерения: объемный;

-по устройству переключения на замер: с многоходовым переключателем скважин (ПСМ);

-по режиму измерения: накопительный, импульсный с поочередным подключением на замер;

-по числу замеряемых параметров: однопараметровый.

Читайте также:  Состав административного правонарушения

В указанных шифрах первое число рабочее давление (40 кГ/см2), на которое рассчитана установка, второе — число подключенных к ней скважин (14) и третье — наибольший дебит (400 м3/сут) измеряемой скважины.

Продукция одной эксплуатационной скважины через ПСМ поступает в замерной гидроциклонный двухёмкостный сепаратор, установленный в “Спутнике”, в котором происходит отделение газа от жидкости (нефть+вода) и замеряется их количество по каждой скважине отдельно. Продукция остальных скважин через ПСМ по сборному коллектору транспортируется в блок УБС. В “Спутнике” предусмотрен счетчик газатурбинный“АГАТ-IМ-65”, предназначенныйдляизмеренияпопутногогазасцельюосуществленияоперативногоконтролязарежимами эксплуатации нефтяных скважин. В шифре 65-обозначает диаметр условного прохода в мм. Отсепарированный газ после замера через счетчика “АГАТ”вновь смешивается с жидкостью и вместе с продукцией остальных скважин транспортируется по сборному коллектору в блок двухфазного сепаратора (БС-2400-1,6) , где при давлении 0,1- 0,2 МПа осуществляется I-ая ступень сепарации.

Блок двухфазного сепаратора типа БС-2400-1,6 предназначен для первой ступени сепарации нефтяного газа от жидкости, с одновременным оперативным учетом их расходов в системах герметизированного сбора и транспорта продукции эксплуатационных скважин.

В шифре установки принято следующее обозначение: БС- блок двухфазного сепаратора; первое число — диаметр аппарата (2400 мм); второе расчетное давление (16 атмосфер). В блок входят; сепаратор, депульсатор, площадка обслуживания, комплектующие изделия и средства КИПиА.

Отсепарированный газ по самостоятельному трубопроводу O159х5мм через узел учёта газа поступает на факельную линию через задвижку или в коллектор выдачи газа сепарации на установку УПН через счетчик газа СГ — 16М200 и задвижку.

Счетчик СГ — 16М200, предназначен для замера газа, отсепарированного в БС.

Дегазированная жидкость из блочной сепарационной установки (УБС) откачивается через задвижки поршневыми насосами типа НБ-125/1,2 или центробежным насосом ЦНС-38/176/1 через путевой подогреватель типа ПП-0,63 в нефтесборный коллектор на УПН через фильтр и счетчик жидкости.

Путевой подогреватель типа ПП-0,63 представляет собой блочную печь с промежуточным водяным теплоносителем.

В технологической схеме АГЗУ дополнительно предусмотрены дренажные емкости с электронососным агрегатом для сбора дренажей с оборудования АГЗУ.

Центробежный насос типа НВ-50/50 — предназначен для откачки жидкости из дренажной емкости в нефтесборный трубопровод выхода жидкости из Спутника-1,2 на вход в сепаратор УБС. В тот же трубопровод врезана линия горячей циркуляции нефтяной жидкости от печи ПП-0,63.

Путевой подогреватель типа ПП-0,63 — предназначен для подогрева пластовой жидкости, откачиваемой поршневыми насосами в нефтесборный коллектор.

Счетчик “НОРД” — предназначен для учета объема жидкости, откачиваемого поршневыми насосами в напорный коллектор.

Для регулирования давлений (в аварийных случаях) на блочной сепарационной установке, на гидроциклонном сепараторе “СпутникаАМ-40-8-400”установлены предохранительные клапаны, отводящие трубы которых выведены на дренажную линию, а из гидроциклонного сепаратора — в дренажный колодец.

В зимнее время года, для предотвращения застывания нефти в технологический цикл “печь подогрева>спутник>поршневой насос”подается подогретая нефтьдо 50-55Споциркуляционнойлиниичереззадвижки.

Система контроля и автоматизация технологического процесса

На АГЗУ установлена система КИПиА, которая предназначена для поддержания заданных значений параметров технологического режима, предотвращения возникновения аварийных ситуаций, для оперативного учёта и контроля уровней жидкости и управления процессом откачки жидкости насосами для раздельного замера дебита скважин, суммарного учёта жидкости и газа. замерный установка автоматический газ

Для автоматического контроля уровней жидкости в УБС и управления процессом откачки применяется ультразвуковой прибор типа XPS 10 ECHOMAX. Управление насосами откачки можно также, при необходимости, осуществлять на ручном режиме кнопками “Пуск”и“Стоп”щита управления. Все сигналы идущие от точек контроля насосами откачки поступают на вторичные показывающие приборы, установленные на щите управления в операторной АГЗУ. Сигналы на щите выдаются в виде цифровой и световой индикации.

Давление жидкости и газа в трубопроводах, аппаратах, приёмно-выкидных линиях насосов контролируется техническими манометрами. Температура газожидкостной смеси контролируется термометрами.

Система КИПиА подогревателя ПП-0,63.

На входе нефти в ПП-0,63 производится контроль давления по манометрам, по месту.

Температура воды в ПП-0,63 контролируется стеклянным ртутным термометром.

Подогреватель нефти ПП-0,63 оснащен приборами контроля, управления и автоматического регулирования, обеспечивающими:

-технологический контроль:

-давления (манометрами показывающими сигнализирующими взрывобезопасными ДМ);

-температуры (манометрическим показывающим термометром ТКП);

-уровня теплоносителя внутри сосуда (ДРУ-1ПМ);

-автоматическое регулирование:

-температуры (РТ-ДО-50);

-давление топливного газа перед горелкой и запальником;

-автоматическое отключение подачи топлива к горелкам с расшифровкой и запоминанием первопричины в соответствии со СНиП 11-35-76 в случае:

— повышения давления газообразного топлива перед горелками;

— понижения давления топливного газа перед горелками;

— погасания факелов горелок;

— повышения температуры теплоносителя;

— повышения давления в змеевике.

Указанные параметры контролируются:

— манометрами показывающими сигнализирующими МП-4-1У;

— преобразователями ультрафиолетового излучения ПУИ;

-автоматический переход с режима большого на малое горение и обратно;

-автоматический переход из режима розжига в режим автоматического контроля технологических параметров;

-автоматический контроль неисправности преобразователя ультрафиолетового излучения.

Система автоматики печи снабжена блоком БУК-5.С помощью указанных блока осуществляется управление работой печи, защита, сигнализация и блокировка при отклонениях параметров работы печи от нормы.

Примечание: Регулировку системы автоматики печей см. схему автоматики в Паспорте на печь ПП-0,63 поставщика оборудования. Эскиз печи ПП-0,63 с промежуточным теплоносителем представлен на рис. 2 в приложении к документу.

Описание схемы подачи ингибитора коррозии (БР-2,5)

Для впрыска ингибитора коррозии на АГЗУ применены блоки дозирования реагента (модель БР-2,5).

Краткая характеристика блока БР-2,5

В блоке БР-2,5 смонтированы:

-безнапорный расходный бак, оснащенный электрическим обогревателем (при наличии такового);

-насос шестеренчатый;

-насос дозировочный.;

-технологические трубопроводы с запорно-регулирующей арматурой, первичными приборами КИПиА.

Дозировочные блоки выполняют следующие функции:

-прием концентрированного химреагента из бочек в бак;

-подогрев химреагента в баке (при условии комплектации);

-дозированная подача химреагента в трубопровод.

Система контроля и автоматики блоков дозирования реагента предусматривает:

-местный контроль уровня и температуры химреагента в баке (поз.LIA, LA,TA);

-автоматическое управление электрическим обогревателем СЭМ-ЗУЗ для поддержания температуры реагента по сигналам датчика температуры (контур TISA) в пределах от +20 до +60оС (при условии комплектации);

-автоматическое отключение дозировочных насосов при повышении давления нагнетания выше установленного (контур PISA), при снижении уровня химреагента в баке ниже допустимого (контур LSA), включение аварийной вытяжной вентиляции при повышении концентрации горючих газов в блоке до 10%НКПВ (контур QISA), отключение электропитания при пожаре, при Т=70оС (контур TSA).

-защиту всех электроприемников от короткого замыкания и перегрузок.

Электрооборудование и средства КИПиА применены во взрывозащищенном исполнении.

Характеристика и принципиальная схема блока закачки химреагента представлена в таблице 6 и на рис. 1 ниже.

Таблица 6

Позиция на схеме

Наименование оборудования (тип, назначение аппарата)

Кол, шт

Краткая техническая характеристика

БР-2,5

Блок дозирования реагента Насос НД

1

Комплектная поставка Q=20 л/час, Р=6,4 МПа

Е

Емкость технологическая (расходная)

1

V=1,0 м3

Все оборудование установки БР-2,5 смонтировано в теплоизолированном блоке, установленном на сварной раме-санях. В будке блока предусмотрено освещение, автоматический обогрев, вытяжная и приточная вентиляция.

Будка герметической перегородкой разделена на два отсека — технологический и приборный.

Емкость технологическая заполняется реагентом из бочек или от передвижной емкости (автоцистерны) или из герметичных бочек объемом 200 л с помощью заправочного насоса блочной установки.

После заполнения технологической емкости включается насос-дозатор, устанавливается расход подачи ингибитора коррозии в нефтесборный коллектор на входе сырой нефти в УБС. Расход ингибитора коррозии устанавливается на основании рекомендаций производителя, научных организаций, испытывающих реагент в лабораторных и промысловых условиях и опыта применения реагента.

В емкости технологической имеется местный указатель уровня.

Предусмотрено аварийное отключение дозировочного насоса, электронагревателя реагента, автоматическое управление вытяжным вентилятором (при наличии).

5.Впрыск реагента на АГЗУ

Ингибитор коррозии из бочек подается заправочным шестеренчатым насосом в емкость, обогреваемый электронагревателем. Указатель уровня установленный на емкости служит для визуального контроля за уровнем жидкости в емкости. Два манометрических термометра служат для контроля температуры реагента в емкости в пределах от +20 до +60°Сиаварийногосигналаприотклоненииотзаданныхтемператур. Ингибитор коррозии подается в нефтесборный коллектор O159x5мм на входе сырой нефти в депульсатор УБС на площадке АГЗУ

6. Безопасная эксплуатация производства

Общие требования безопасности к технологическому процессу.

Технологический процесс предусматривает:

— устранение непосредственно контакта работающего персонала с сырьем, реагентами, готовой продукцией и отходами производства, оказывающими вредное воздействие на организм человека; токсикологическая характеристика которых приведена выше в таблицах 7.1, 7.2;

— комплексную механизацию производства;

— использование системы управления производством на базе микропроцессорной техники (контроллеров), обеспечивающую защиту работающих при отклонениях процесса от норм технологического режима;

— аварийное опорожнение оборудования в закрытые системы и на факел АГЗУ, герметизацию оборудования;

— обеспечение двумя независимыми источниками электроэнергии.

— все сосуды, содержащие легковоспламеняющиеся жидкости, оборудованы, как минимум, двумя уровнемерными приборами;

— отсечную запорную арматуру, на подаче сырья на установку АГЗУ от скважин, на сепаратор УБС, прием и выход насосов, на технологических коммуникациях, гарантирующую максимальное снижение выбросов в окружающую среду взрывопожароопасных веществ при аварийной разгерметизации;

— своевременный отбор проб на анализ воздушной среды в соответствии с утвержденной план-схемой в строгом соответствии с графиком отбора проб воздушной среды на рабочих площадках АГЗУ, утвержденным главным инженером» с помощью переносного газоанализатора.

— своевременное получение информации о возникновении опасных и вредных производственных факторов на отдельных технологических звеньях;

— рациональную организацию труда и отдыха с целью профилактики монотонности и гиподинамии, а также ограничения тяжести труда;

Читайте также:  Классификация топливно-энергетических ресурсов. Виды возобновляемых энергоресурсов

— четкую организацию связи и оповещения работающих на установке в случае аварийной ситуации, отклонения процесса от норм режима;

— своевременное удаление и обезвреживание отходов производства, являющихся источниками опасных и вредных производственных факторов.

— все электрическое оборудование (насосы, вентиляторы) защищено нулевым заземлением, причем следует отличать рабочее заземление от защитного заземления.

— утилизация попутного нефтяного газа (частичная для собственных нужд -на горелках печи нагрева нефти ПП-0,63).

Причины возникновения аварий

Процессы сепарации, замера и откачки нефти по напорному трубопроводу являются взрывопожароопасными. Разгерметизация оборудования и трубопроводов ведет к выбросу легковоспламеняющихся жидкостей и воспламеняющихся газов в производственные помещения и на территорию промышленного объекта с возможностью последующего воспламенения или взрыва от источника воспламенения.

Основными взрыво- и пожароопасными, вредными и токсичными веществами, находящимися в производстве, являются нефть с попутным нефтяным газом, химические реагенты, метанол (для предупреждения гидратообразования в выкидных трубопроводах скважин).

Причины возникновения аварийных ситуаций и неполадок технологического процесса можно условно объединить в следующие группы:

-отказы (неполадки) оборудования;

-ошибочные действия персонала;

-внешние воздействия природного и техногенного характера.

К основным причинам, связанным с отказом оборудования, относятся:

-прекращение подачи энергоресурсов (электроэнергии, газа и т.п.);

-коррозия и эрозия оборудования и трубопроводов;

-физический износ, механические повреждения или температурная деформация оборудования и трубопроводов;

-причины, связанные с типовыми процессами.

Прекращение подачи энергоресурсов может привести к нарушению нормального режима работы установки, выходу параметров за критические значения и созданию аварийной ситуации.

Коррозия и эрозия оборудования и трубопроводов может стать причиной разгерметизации оборудования. Чаще всего подобные разрушения имеют локальный характер и не приводят к серьёзным последствиям.

Физический износ, механические повреждения или температурная деформация оборудования и трубопроводов может привести как к частичному, так и полному разрушению конструкций и возникновению аварийной ситуации любого масштаба.

Все типовые процессы, протекающие на установке, можно разделить на гидродинамические и массообменные.

1. Гидродинамические процессы связаны со следующим типом оборудования:

-насосное оборудование;

-емкостное оборудование;

-трубопроводные системы (трубы и арматура).

Аварийная остановка насосов может привести к нарушению гидравлического, теплового и массообменного режима и разрушению оборудования. Отдельные элементы конструкции насосов обладают низким уровнем надежности (особенно торцевые уплотнения), что является источником утечек горючих жидкостей и газов и может привести к локальным взрывам и пожарам, которые при их развитии могут быть источниками цепного вовлечения в аварию оборудования с большими объёмами опасных веществ. Кроме этого при эксплуатации насосных агрегатов представляет опасность высокое напряжение электрического тока, подаваемого на электродвигатели.

Емкостное оборудование является источником повышенной опасности из-за значительных объемов сжатых паров, газов и жидкостей, содержащих горючие газы.

Трубопроводные системы являются источником повышенной опасности из-за большого количества сварных и фланцевых соединений, запорной и регулирующей арматуры, жестких условий и значительных объемов горючих веществ, перемещаемых по ним. Причинами разгерметизации трубопроводных систем могут быть:

-остаточное напряжение в материале труб в сочетании с напряжением, возникающем при монтаже и ремонте, что может вызвать поломку элементов запорных устройств, прокладок, образование трещин, разрыв трубопровода;

-разрушения под воздействием температурных деформаций;

-гидравлические удары;

-вибрация;

-превышения давления и т.п.

2. Массообменные процессы разделения сложных смесей углеводородов (пластовой нефти, воды, попутного нефтяного газа, конденсата, химреагентов) проводятся в крупногабаритном оборудовании, работающем при давлении 0,25…0,35 МПа. По характеру протекания массобменных процессов, участвующие в них вещества не представляют опасности как источники внутренних взрывных явлений, но под влиянием внешних воздействий (механические повреждения, аварии на соседних блоках и т.п.) может произойти высвобождение больших количеств опасных веществ с образованием паровых облаков.

Ко второй группе причин возникновения аварийной ситуации на объекте относятся ошибки персонала, которые представляют особую опасность при пуске и остановке оборудования, ведении ремонтных и профилактических работ, связанных с неустойчивыми переходными режимами, с освобождением и заполнением оборудования опасными веществами. В случае неправильных действий обслуживающего персонала существует возможность разгерметизации системы и возникновения крупномасштабной аварии.

К внешним воздействиям природного и техногенного характера относятся:

-грозовые разряды и разряды от статического электричества;

-смерч, ураган, лесные пожары;

-снежные заносы и понижение температуры воздуха;

-подвижка, посадка, пучение грунта;

-опасности, связанные с опасными промышленными производствами, расположенными в районе объекта;

-опасности, связанные с перевозкой опасных грузов в районе расположения объекта;

-аварии воздушных судов;

-специально спланированная диверсия.

Опасные факторы, действующие на установке.

Процесс сепарации, замера и перекачки нефти, осуществляемой на объекте, связан с рядом опасных факторов: высокое давление в аппаратах и трубопроводах, большие объемы нефти и газа, токсичность нефти и газа, токсичность химреагентов (ингибитора коррозии, деэмульгатора, метанола) — все это создает опасность для обслуживающего персонала.

Попутный нефтяной газ способен в смеси с атмосферным воздухом образовывать взрывоопасные смеси, которые могут взрываться при наличии огня или искры, что в свою очередь, может вызвать взрыв, пожар, несущие большие разрушения и грозящие опасностью для жизни персонала.

Наличие высокого давления может привести к разрыву трубопроводов и аппаратов, что тоже опасно для жизни персонала.

Наиболее опасными местами являются канализационные и технологические колодцы с технологическими задвижками, различное электрооборудование, факельные свечи, свеча продувочная, места отбора проб.

Наиболее опасными операциями являются: установка или снятие заглушек, прокладок, работа в емкостях, колодцах и на высоте, особенно в условиях обледенения в зимнее время; пропаривание трубопроводов; чистка внутренней поверхности аппаратов; ремонт электрооборудования, недостаточная освещенность.

Вредными веществами на установке являются: нефть, легкие углеводородные газы и их смеси, химические реагенты.

Основные опасности производства:

— возможность отравления при отборе проб газа, нефти, газоконденсата, при пропуске через фланцевые соединения или уплотнения насосов;

— возможность получения термических ожогов при непосредственном контакте с горячим оборудованием, с горячей водой, водяным паром, с огнем при ликвидации загорания, при попадании в зону огня;

— возможность поражения электрическим током при непосредственном контакте с неизолированными токоведущими проводами или оборудованием, находящимся под напряжением (двигатели насосов, вентиляторов и т.п.);

— возможность отравления парами нефтепродуктов, химреагентами, токсического поражения продуктами сгорания, получения травм и ожогов в результате образования взрывоопасных смесей и создания возможных аварийных ситуаций (при разгерметизации оборудования, разливе нефтепродуктов на открытой площадке, пожаре, взрыве).

— недостаточная освещенность на наружной площадке и в производственных помещениях (блок-боксах насосных станций, печи).

Несоблюдение требований техники безопасности и пожарной безопасности, нарушение правил эксплуатации оборудования, отказы в работе оборудования и систем управления процессом могут привести к несчастным случаям, пожару или взрыву, поэтому необходимо строго выполнять требования технологического режима, инструкций по технике безопасности, пожарной безопасности, строго осуществлять контроль за работой оборудования и системами управления процессом.

Все работники установки должны применять средства защиты:

— спецодежду, спецобувь, каски, защитные очки, перчатки, противогазы, автономные дыхательные аппараты (где это необходимо по правилам безопасного выполнения работ.)

Работать в обуви, подбитой железными гвоздями или подковами, запрещается. Работать в открытой летней обуви (босоножках, сандалиях) запрещается.

Стирка спецодежды на территории установки запрещена. Запрещается развешивать для просушки спецодежду и класть на горячие поверхности горючие предметы.

Все работники установки должны четко знать марки фильтрующих и шланговых противогазов, знать условия их применения и правила пользования ими.

Все работники установки должны уметь делать искусственное дыхание и оказывать первую помощь. При несчастном случае своевременное оказание первой помощи может иметь решающее значение для здоровья и жизни пострадавшего.

При ожогах, ранениях, отравлениях и других несчастных случаях сообщать администрации производства, диспетчеру предприятия, вызывать по телефону или через диспетчера предприятия скорую помощь и газоспасательную службу:

При производстве работ в местах, где возможно образование взрывоопасной смеси паров или газов с воздухом, во избежание искрообразования от ударов, запрещается применение ручных инструментов из стали. Инструмент должен быть из металла, не дающего искры при ударе (медь, латунь, бронза) или омеднен, а режущий стальной инструмент надлежит обильно смазать солидолом.

Разлитые нефтепродукты должны немедленно убираться.

Все вентиляционные устройства надлежит содержать в полной исправности, загромождать вентиляционные камеры посторонним предметами запрещается.

Проверка состояния аппаратов, оборудования, трубопроводов, вентиляции, средств пожаротушения и сигнализации должна производиться обслуживающим персоналом установки перед каждой сменой.

Запрещается эксплуатация трубопроводов, оборудования, аппаратуры при наличии неплотностей в соединениях, вызывающих загазованность помещения и территории. При обнаружении пропусков оборудование необходимо отключить, пропуски устранить.

Аппараты, подлежащие вскрытию для внутреннего осмотра, очистки, ремонта, должны быть освобождены от продукта, отключены, провентилированы, отглушены от действующей аппаратуры и оборудования и проветрены.

Необходимо постоянно следить за состоянием осветительной и силовой электропроводки.

Необходимо исключить доступ к токоведущим частям оборудования (насосов), находящегося под напряжением, работникам, не имеющим допуска на эксплуатацию и ремонт вышеуказанного оборудования.

Заземление оборудования, аппаратуры, трубопроводов должно содержаться в исправном состоянии. Перед пуском электродвигателей проверять исправность заземления и ограждений.

Во время работы необходимо обеспечить постоянный контроль за соблюдением норм технологического режима.

Работники установки должны постоянно следить за исправностью схем сигнализации, блокировок, системы ПАЗ, предусмотренных проектом.

Список литературы

Коршак,А.А. Основы нефтегазового дела А.А.Коршак,

А.М.Шаммазов.

Ф.М.Мустафин, Н.И.Коновалов, Р.Ф.Гильметдинов и др. «Машины и оборудование газонефтепроводов» издание 2002.

Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. — М.: Нефть и газ, 1999. — 463 с

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...