Принцип работы днс в нефти. Дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (днс с упсв). Рис.1- принципиальная технологическая схема уппсв в емкостном варианте

Интенсификация процессов разделения водонефтяных эмульсий и очистки пластовой воды от диспергированной нефти и механических примесей.

Общий вид

Характеристики

Аппараты, установленные на объектах подготовки нефти в начальный период разработки месторождений, со временем перестают отвечать в полной мере изменившимся условиям эксплуатации, а показатели их работы ухудшаются вследствие изменения свойств поступающей на ДНС, УПН, УПСВ продукции скважин (температура, обводненность, газовый фактор и т.п.).

Компанией накоплен значительный опыт по интенсификации процессов разделения водонефтяных эмульсий, очистки пластовой воды от диспергированной нефти и механических примесей путем проведения реконструкции оборудования на действующих объектах. Последовательность действий заключается в проведении нескольких этапов работ:

обследование работы аппаратов и диагностические исследования их состояния
изучение свойств продукции скважин, условий ее сбора, определение физических параметров (давление, температура, газовый фактор, вязкость, плотность, обводненность эмульсии) и подбор наиболее эффективного реагента-деэмульгатора.
выбор конструкции внутренних устройств на основе полученных данных по свойствам продукции скважин
разработка конструкторской документации
изготовление и монтаж новых внутренних устройств
пуск и вывод на режим реконструированных аппаратов.

Реконструкция могут подвергаться двух- и трехфазные сепараторы, отстойники нефти и отстойники воды, газовые сепараторы и другое оборудование.

Двухфазные сепараторы модернизируются за счет замены входного узла распределения газожидкостной смеси для более эффективно отделения газа, установки пеногасящей насадки и внутреннего каплеотбойного устройства на выходе газа из аппарата.

В трехфазных сепараторах изменяется конструкция входного узла в зависимости от свойств продукции скважин для более равномерно- го распределения газожидкостной смеси и быстрого отвода свободной воды, конструкция узла перелива нефти в нефтяной отсек для предотвращения образования промежуточного слоя. В аппарат установливают пакет коалесцирующих элементов, служащих для повышения степени обезвоживания нефти и улучшения качества отводимой из аппарата воды (содержание воды в нефти 0,5-5%, нефтепродуктов и механических примесей в сбрасываемой воде не более 30 мг/л).

Отстойники нефти, модернизированные путем переоборудования внутренних устройств, отличаются от серийных аппаратов особой конструкцией входного узла, позволяющего добиться лучшего распределения эмульсии, наличием успокоительной перегородки из просечно-вытяжного листа, пакета коалесцирующих пластин для достижения высокой глубины обезвоживания нефти и хорошего качества сбрасываемой из аппарата воды. Образование промежуточных слоев практически исключено. Содержание воды в нефти на выходе не превышает 0,3-0,5%, нефтепродуктов в воде 30-40 мг/л.

Модернизированные отстойники воды, вы-полненные переоборудованием существующего оборудования, предназначены для глубокой очистки пластовой воды от нефтепродуктов и механических примесей. Отличаются наличием внутренних осадительных устройств для улавливания следов нефтепродуктов и устройства сбора уловленной нефти (колпак на верхней образующей аппарата), что позволяет периодически сбрасывать собранную нефть без остановки процесса подготовки воды. Качество воды на выходе из аппарата составляет 30-40 мг/л по нефти, 20-30 мг/л по механическим примесям при исходном содержании нефти в очищаемой воде до 1000 мг/л.

В 2007-2009 г.г. было переоборудовано более 50 аппаратов в АНК Лукойл, Роснефть, ТНК ВР и др.

Принципиальная технологическая схема

Принципиальная технологическая схема установки

Принцип работы ДНС.

Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется, затем подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на установку компримирования природного газа (УКПГ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией.

На каждой ДНС должны находиться технологическая схема и регламент работы, утвержденные техническим руководителем предприятия. Согласно этим нормативным документам производится контроль над режимом работы ДНС.

предварительного сброса воды (УПСВ)

Установка предварительного сброса воды напоминает упрощенную схему установки подготовки нефти. Принципиальное различие состоит в отсутствии оборудования для окончательного обезвоживания нефти до соответствия ГОСТ 51858-2002.

На УПСВ осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ месторождения используется для нужд котельных и подается на УКПГ.

Жидкость, добываемая на месторождении, проходит предварительное обезвоживание на УПСВ. После сепараторов она поступает в параллельно работающие отстойники, где происходит расслоение эмульсии. Затем частично обезвоженная нефть поступает на конечную сепарационную установку (КСУ), где производится отбор газа при более низком давлении, и затем направляется на УПН или ЦПС для окончательной подготовки нефти. Подготовленная вода направляется на кустовую насосную станцию, где закачивается в пласт для поддержания пластового давления.

б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа и окончательной дегазацией;

Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды.

Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения или, при необходимости, на очистные сооружения без установки дополнительных насосных.

На рис. 10 приведён один из вариантов принципиальной технологической схемы установки УПСВ.

Рис. 10. Принципиальная технологическая схема установки

предварительного сброса воды (УПСВ):

Потоки: I – пластовая нефть; II – деэмульгатор; III – попутный нефтяной газ; IV – нефть после первой ступени сепарации; V – пластовая вода; VI – уловленная нефть из отстойника воды; VII – механические примеси, шлам; VIII – очищенная от механических примесей и нефти пластовая вода; IX – нефть на ЦППН; X – газ на факел; XI – вода на кустовую насосную станцию;

Оборудование: 1 – сепаратор первой ступени сепарации; 2 – компенсатор-депульсатор; 3 – каплеуловитель (газосепаратор); 4 – трубчая печь; 5 – сепаратор; 6 – отстойник для обезвоживания нефти; 7 – буферная ёмкость; 8 – отстойник пластовой воды; 9 – дегазатор; 10, 11 – насосы; 12 – узел учёта попутного нефтяного газа; 13 – узел учёта нефти; 14 – узел учёта пластовой воды

Нефть на УПСВ поступает с автоматизированной групповой замерной установки (АГЗУ), смешивается с деэмульгатором и поступает в сепаратор 1, где производится первая ступень сепарации нефти. Как правило, на первой ступени устанавливается сепаратор с предварительным отбором газа, он имеет компенсатор-депульсатор 2 и выносной каплеуловитель (газосепаратор) 3.

Далее нефть поступает сразу в отстойник 6 для обезвоживания. Для тяжёлых и вязких парафинистых нефтей перед отстойником 6 может быть предусмотрен нагрев в печи 4 с дополнительной сепарацией (или без неё) в сепараторе 5. При необходимости перед печью 4 может быть установлен насос (на схеме не показан). В отстойнике 6 производится обезвоживание нефти. Нефть из отстойника 6 поступает в буферную ёмкость 7 насоса 10, который через узел учёта нефти 13 подаёт её на ЦППН.

Если отделившаяся в отстойнике 6 пластовая вода не удовлетворяет требованиям для закачки её в пласт, воду подвергают очистке. Для этого сначала в отстойнике 8 пластовая вода освобождается от механических примесей, шлама и от унесённых капелек нефти. Уловленная нефть из отстойника 8 смешивается с основным потоком нефти перед ёмкостью 7.

Далее пластовая вода поступает в дегазатор 9 для удаления сероводорода и остатков углеводородных газов, которые сбрасываются на факел. Подготовленная пластовая вода далее насосом 11 подаётся через узел учёта воды 14 на кустовую насосную станцию (КНС) для закачки в пласт.

При высокой производительности установки УПСВ может быть предусмотрена очистка воды в резервуарах типа РВС. В некоторых случаях дегазатор размещают в составе КНС.

В схеме УПСВ могут использоваться аппараты типа НГВРП, Heater-Treater фирмы Sivalls (США) и др.

дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ)

Технологический комплекс сооружений ДНС с УПСВ включает в себя:

1) первую ступень сепарации нефти;

2) предварительный сброс воды;

3) нагрев продукции скважин;

4) транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

5) бескомпрессорный транспорт нефтяного газа на УКПГ;

6) транспортирование подготовленной пластовой воды в систему ППД;

7) закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов - деэмульгаторов) по рекомендациям научно-исследовательских организаций.

Объекты предварительного разделения продукции скважин должны рассматриваться как составная часть единого технологического комплекса сооружений по сбору, транспорту, подготовке нефти, газа и воды.

На ДНС с УПСВ (см. рис. 11)осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ месторождения используется для нужд котельных и подается на УКПГ.

Как уже указывалось, жидкость, добываемая на месторождении, проходит предварительное обезвоживание на УПСВ с ДНС. После сепараторов она поступает в параллельно работающие отстойники, где происходит расслоение эмульсии. Затем частично обезвоженная нефть поступает на УПН и ЦПС для окончательной подготовки нефти. Подготовленная вода направляется на кустовую насосную станцию, где закачивается в пласт для поддержания пластового давления.

Технологическая схема процесса должна обеспечивать:

а) подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в "отстойные" аппараты;

б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;

в) предварительное обезвоживание нефти до содержания в ней воды не более 5 – 10% (масс.).

Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению должна предусматриваться подача реагента - деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти), а при наличии соответствующих рекомендаций научно-исследовательских организаций - подача воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти.

Рис. 11. Принципиальная схема дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ).

Оборудование: С-1; С-2 – нефтегазосепараторы (НГС), ГС – газосепараторы; ОГ – отстойник горизонтальный; Н-1,Н-2 – центробежные насосы.

Потоки: ГВД на УКПГ – газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа; ГНД – газ низкого давления

Процесс предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться при обводненности поступающей продукции скважин не менее 15-20% и осуществляться, как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин с применением деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти.

Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качество, как правило, обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки (предусматривается только дегазация воды).

Установка подготовки нефти предназначена для обезвоживания и дегазации нефти до параметров, удовлетворяющих требованиям ГОСТ Р 51858-2002.

Установку подготовки нефти размещают на ЦППН. В зависимости от физико-химических свойств нефти, обводнённости нефти, удалённости ЦППН от месторождений, наличия или отсутствия предварительной подготовки на ДНС, схемы УПН могут существенно отличаться друг от друга. Так, если нефть не подвергалась предварительному обезвоживанию на ДНС и её обводнённость составляет не менее 20…30%, то в схеме УПН необходимо предусматривать блок предварительного обезвоживания.

На рис. 12 приведена принципиальная схема установки УПН, включающая в себя разные возможные варианты подготовки.

Рассмотрим вариант схемы УПН с блоком предварительного обезвоживания (верхний ряд аппаратов).

Блок предварительного обезвоживания. Нефть смешивается с деэмульгатором, ингибитором коррозии и поступает в сепаратор 1 первой ступени сепарации с предварительным отбором газа, имеющим компенсатор-депульсатор 2 и выносной каплеуловитель (газосепаратор) 3. При высокой засолённости в нефть перед сепаратором 1 может подаваться вода из аппаратов 12, 13 или 14 для промывки нефти и растворения кристаллов солей. Далее нефть поступает в отстойник 6 для предварительного обезвоживания. Для тяжёлых и вязких парафинистых нефтей перед отстойником 6 может быть предусмотрен нагрев в печи 4 с дополнительной сепарацией (или без неё) в сепараторе 5.

Рис.12. Принципиальная схема установки подготовки нефти (УПН):

Потоки: I – нефть с ДНС или с АГЗУ; II – деэмульгатор; III – попутный нефтяной газ; IV – нефть после первой ступени сепарации; V – пластовая вода; VI – нефть с блока предварительного обезвоживания; VII – вода со второй ступени электродегидратации; VIII – товарная нефть;

Оборудование: 1 – сепаратор; 2 – компенсатор-депульсатор; 3 – выносной каплеуловитель (газосепаратор); 4,10 – трубчатые печи; 5,11,15 – сепараторы; 6,7,12 – отстойники; 8 – буферная ёмкость; 9,17 – насосы; 13,14 – электродегидраторы; 16 – резервуар; 18 – узел учёта количества и качества нефти

Высокообводнённые (с содержанием воды 70% и выше) тяжёлые и высоковязкие нефти должны проходить предварительное обезвоживание в две ступени – в отстойниках 6 и 7. При этом первую ступень обезвоживания в отстойнике 6 лучше производить при естественной температуре без нагрева, чтобы сбросить основную массу воды. На второй ступени обезвоживания в отстойнике 7 возможно использование подогрева в печи (на схеме не показано) или применение вместо отстойника аппаратов типа НГВРП или Heater-Treater. Вместо отстойников 6 и 7 для тяжёлых нефтей можно использовать также резервуары типа РВС.

Качество сбрасываемой воды из отстойников 6 и 7 должно соответствовать требованиям для закачки в пласт.

Процесс предварительного обезвоживания нефти предназначен для существенного снижения энергозатрат при нагреве пластовой воды в блоке подготовки нефти (в печи 10).

Блок подготовки нефти. В этот блок (нижний ряд аппаратов) нефть может поступать либо из блока предварительного обезвоживания нефти, либо с УПСВ, либо непосредственно с АГЗУ (при низкой обводнённости).

Подготовка нефти может производиться в двух вариантах: с сырьевым насосом и без него. Если давление нефти на входе в блок составляет не менее 0,6 МПа, то насос 9 можно не устанавливать (и буферную ёмкость 8 тоже). Без насоса 9 давление насыщенных паров (ДНП) товарной нефти всегда ниже, чем в схеме с насосом, но в этом случае в составе попутного нефтяного газа будет больше тяжёлых углеводородов (от пропана и выше).

Нефть насосом 9 (или под собственным давлением) поступает для нагрева в печь 10, затем в сепаратор 11, отстойник 12, электродегидратор 13 (или два электродегидратора 13 и 14) и конечный сепаратор 15 (КСУ). Затем товарная нефть поступает в резервуар 16, откуда она насосом 17 подаётся в узел учёта количества и качества нефти 18.

Если электрообезвоживание производится в одну ступень в электродегидраторе 13, то перед ним необходимо подавать деаэрированную воду для промывки нефти в количестве 3…5% на нефть и при необходимости деэмульгатор (на схеме не показано). Если применяется две ступени электрообезвоживания, то воду со второй ступени (из аппарата 14) необходимо подавать для промывки нефти перед первой ступенью (перед аппаратом 13). Если нефть слабо минерализована, то пресную воду можно не применять.

Для слабоминерализованных пластовых вод и низкоэмульсионных нефтей в блоке подготовки нефти может быть реализован один из четырёх вариантов минимального набора аппаратов схемы:

1) печь 10 – отстойник 12 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17;

2) печь 10 – сепаратор 11 – отстойник 12 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17;

3) печь 10 – сепаратор 11 – электродегидратор 13 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17;

4) печь 10 – электродегидратор 13 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17.

Для высокоэмульсионных нефтей средней и высокой плотности необходимы следующая последовательность аппаратов: печь 10 – отстойник 12 – электродегидратор 13 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17. Первая ступень обезвоживания в этом случае должна быть термохимической, вторая – электрической.

Для тяжёлых и очень тяжёлых нефтей подготовка должна происходить в две электрических ступени: печь 10 – электродегидратор 13 – электродегидратор 14 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17.

Данный вид установок системы сбора и подготовки является конечной стадией в пути добываемой продукции от скважины до подготовленной и очищенной нефти, предназначенной для дальнейшей переработки.

Билет № 21

Назначение вентиляции. Вредные выделения и ПДК вредных веществ в помещении.

Назначение вентиляции - поддерживать химический состав и физическое состояние воздуха, удовлетворяющее гигиеническим требованиям, т.е. обеспечивать определенные метеорологические параметры воздушной среды и чистоту воздуха.

Под предельно допустимыми концентрациями понимается содержание в воздухе такого количества вредных веществ, которое при ежедневной работе в течении всего рабочего стажа не может вызвать заболеваний или отклонений в состоянии здоровья человека. К вредностям относятся избыточные тепло и влага, газы, аэрозоли, пары и пыль, не соответствующие гигиеническим требованиям.

Общие требования организации воздухообмена

Эффективность вентиляции зависит от величины и правильности организации воздухообмена в помещении.

Основные принципы организации воздухообмена

1. Местная вытяжная вентиляция локализует вредные выделения в местах их образования, предотвращая распространение их по помещению.

2. Общеобменная вентиляция разбавляет и удаляет вредные выделения, поступающие в помещение, обеспечивая в обслуживаемой зоне допустимые значения параметров – температуры, относительной влажности, скорости движения воздуха и концентрации вредных веществ в нем.

3. Приточный воздух подается так, чтобы при поступлении в зону дыхания людей (обслуживаемую зону помещения) он был чистым и имел температуру и скорость движения в соответствии с требованиями санитарных норм.

Основное оборудование систем вентиляции. Типы и исполнение вентиляционных агрегатов. Классификация вентиляционных агрегатов

Вентиляторами называют машины, предназначенные для подачи воздуха. В движение вентиляторы приводятся электродвигателями.

По конструкции и принципу действия вентиляторы подразделяются на центробежные и осевые.

Центробежный вентилятор (рис. 11) представляет собой расположенное в спиральном кожухе колесо, при вращении которого воздух, поступающий через входное отверстие, попадает в каналы между лопатками колеса и под действием центробежной силы перемещается по этим каналам, собирается спиральным кожухом и направляется в его выпускное отверстие.

Рис. 11

а – общий вид; б – колесо вентилятора;

1 – спиральный кожух; 2 – станина; 3 – шкив; 4 – подшипники; 5 – выхлопные отверстия; 6 – входное отверстие; 7 – ступица; 8 – лопатка; 9 – задний диск; 10 – переднее кольцо.

Центробежный вентилятор (рис. 11) состоит из рабочего колеса с лопатками, спирального кожуха 1 и станины 2 с валом, шкивом 3 и подшипниками 4. Воздух при вращении колеса входит через отверстие 6 и, проходя между лопатками, выбрасывается в выхлопное отверстие 5, изменяя первоначальное направление движения на 90 0 .

Ступица 7 рабочего колеса вентиляторов предназначается для насаживания колеса на вал. Задний диск 9 крепится к ступице. Лопатки 8 крепятся заднему диску и переднему кольцу 10.

1 – рабочее колесо с лопатками; 2 – входное

отверстие; 3 – выходное отверстие;

4 – спиральный кожух.

В зависимости от направления движения воздуха центробежные вентиляторы подразделяются на вентиляторы правого вращения и вентиляторы левого вращения.

Переодичность проведения занятий устанавливается согласно графика проведения занятий ПЛВА. График утверждается гл. инженером. 1раз в месяц или на усмотрение руководства цеха.

8.Автоматическая система пожаротушения ЦППН.

Автоматизированная система управления технологическим комплексом противопожарной защиты (АСУ ППЗ)

В качестве управляющего вычислительного комплекса (УВК) системы обнаружения пожара, сигнализации и управления технологическим оборудованием автоматического пожаротушения принята система производства ООО «Элеси» г. ТОМСК, имеющая сертификат пожарной безопасности ССПБ.RU.ОПО21.В00075.

В состав АСУ ППЗ входят:

-Щит управления на базе контроллера Modicon,
-Компьютер оператора пожарного поста.

Щит управления обеспечивает:

-Подключение до 12-ти шлейфов пожарной сигнализации,
-Связь с адресными ППКП по интерфейсу RS-485,
-Управление 6-ю насосами,
-Управление электромагнитным клапаном,
-Управление задвижками подачи пены,
-Подключение датчиков минимального уровня и температуры для трех резервуаров.

Щит управления размещается в противопожарной насосной станции. Компьютер оператора пожарного поста размещается в операторной УПН.

Система оповещения

В случае возникновения пожара предусмотрено организация системы оповещения людей о пожаре.

Оповещение людей осуществляется посредством светозвуковой (типа «Маяк»),звуковой (типа «Корбу-2М»,ПСВ-С),световой(типа ССВ-5-2М) сигнализации.

Пожаротушение

Для тушения резервуаров предусмотрено автоматическое подслойное пожаротушение с помощью низкократных пенообразователей « Подслойный » , производства «Новороссийск»,либо пенообразователя ПО-6А3F по ТУ 241279002-49888190-98.Синтетические,фторосодержащие пенообразователи представляют собой смесь фторсодержащих поверхностей- активных веществ со стабилизирующими добавками.

Система подслойного пожаротушения в резервуаре - это совокупность специального оборудования, пенообразователя и технологии, позволяющей генерировать, транспортировать и вводить низкократную пену непосредственно в слой нефти или в подтоварную воду, обеспечивая быстрое тушение пожара.

При возникновении пожара в резервуаре и срабатывании обнаружения пожара автоматически включаются насосы противопожарного водоснабжения,открываются задвижки с электроприводом в направлении горящего объекта, с помощью насосов –дозаторов концентрированный пенообразователь поступает в водный поток и уже готовый раствор пенообразователя по системе трубопроводов поступает в высоконапорный пеногенератор (ВПГ-У) .Далее пена,разрывая предохранительную мембрану поступает в горящий резервуар. Суть подслойного способа пожаротушения заключается в следующем. Пена низкой кратности вводится с расчетной скоростью в холодный нижний слой нефтепродукта.Не смешиваясь с нефтью, всплывая через слой нефти, пена способна обтекать конструкции, равномерно растекаться по всей поверхности, образуя устойчивый пенный слой высотой 5 см. В результате конвективного тепло- массообмена (интенсивного перемешивания):

Разрушается прогретый слой горящей нефти,

Холодные слои нефти всплывают на поверхность и снижают температуру на поверхности,

На поверхности горящей жидкости образуется тонкий водный слой пены, который обеспечивает надежную устойчивость к поворотному загоранию,препятствует испарению горячей жидкости, способствующей продолжению пожара.

Система подслойного автоматического пожаротушения (СПТ) ВКЛЮЧАЕТ В СЕБЯ:

- баки с концентрированным пенообразователем V=16мз, содержащие каждый 3-х кратный запас пенообразователя, рассчитанный на 15 минут тушения пожара низко кратной пеной и заполнение трубопроводов,

Насосы-дозаторы,

Узлы ввода пенопровода СПТ равномерно рассредоточенные в резервуарах с Т-образными насадками

Напорный пенопровод СПТ (с коренной задвижкой, задвижками с электроприводом, обратным клапаном и с высоконапорным пеногенератором, соединяющим узел ввода и напорный узел, расположенные в обваловании резервуара вблизи гидрантов противопожарного водопровода),

Насосы противопожарного водоснабжения, обеспечивающие подачу воды на приготовление раствора пенообразователя на потоке и подающие воду в противопожарный водопровод,

Трубопроводную обвязку оборудования.

Размещение задвижек с электроприводом относительно защищаемых объектов обеспечивает подачу раствора пенообразователя к пеногенераторам в течении 3 минут с момента поступления сигнала о пожаре.

ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ТРАНСПОРТИРОВКЕ ГРУЗОВ НА ВНЕШНЕЙ ПОДВЕСКЕ.

4.1. При транспортировке груза из числа работников Заказчика назначается ответственный руководитель, в обязанности которого входит:

Общее руководство работниками на площадке;

Наблюдение за подготовкой грузов;

Контроль веса транспортируемых грузов; определение центра тяжести груза и мест крепления тросов на грузе

Проверка стропов и тары;

Сигнализация экипажу вертолета о начале и окончании работ по подцепке груза и его транспортировке;

Выполнение распоряжений руководителя полетов.

4.2. При подготовке груза к транспортировке и перевозке его к месту подцепки на постоянных аэродромах бригада стропальщиков должна быть обеспечена:

Автокраном;

Автотягачом или трактором, транспортирующим грузы к месту подцепки;

Необходимым приспособлениями для транспортировки груза на внешней подвеске, а также мягкой проволокой диаметром 3-5 мм.

4.3. Транспортировка грузов на внешней подвеске без взвешивания и проверки положения в подвешенном состоянии запрещается, поэтому необходимо:

с помощью динамометра и автокрана определить вес груза, при отсутствии автокрана и динамометра транспортируются только маркированные по весу и имеющие документацию грузы; причем должны выполняться следующие требования к маркировке грузов:

Каждое место груза должно иметь отдельную бирку.

Бирки должны быть металлические, пластмассовые или фанерные.

Краска, применяемая для маркировки, должна быть водостойкой, устойчивой к воздействию высоких и низких температур, быстро высыхающей, прочной на стирание и размазывание.

Бирки прикрепляют к упаковке (грузу) болтами, шурупами, проволокой, шпагатом и другими материалами, обеспечивающими сохранность груза.

Размеры бирки должны быть 100 х 150 мм с указанием: веса груза; ФИО ответственного за маркировку, даты маркировки.

ОБРАЗЕЦ:

Вес груза Ф.И.О. маркировщика Дата маркировки

проверить состояние тросов и элементов подвески; тары.
установить прокладки из резины и дерева, чтобы тросы не касались острых кромок конструкций груза;
крепить страховочные кольца из системы внешней подвески к выбранным местам, предварительно визуально проверив их.

4.4. Транспортировать сыпучие и мелкоштучные грузы разрешается только в специально предназначенной таре.

4.5. Жидкие материалы разрешается транспортировать в емкости с обязательной герметизацией для предохранения от расплескивания и выдувания в полете.

4.6. Легковоспламеняющиеся жидкости, обладающие сильной токсичностью, разрешается транспортировать в специальных герметичных контейнерах. Во избежание утечки ядовитых паров контейнер следует проверить на прочность и герметичность в соответствии с инструкцией по его эксплуатации.

4.7. Тара для перевозки спецжидкостей должна иметь ярлык с указанием спецжидкости и соответствующую предупредительную надпись.

4.8. Кислородные баллоны должны транспортироваться на внешней подвеске вертолета в контейнерах СКГ-1,5, прошедших статические испытания.

4.9. При приближении вертолета к площадке необходимо:

Учитывать, что вертолет заходит на посадку только против ветра;

Удалить все транспортные средства с площадки в заранее отведенное место, расположенное не ближе 70 метров от места посадки для вертолета Ми-6 и 50 метров для вертолетов Ми-2 и Ми-4;

Удалить с площадки людей, не имеющих прямого отношения к выполняемой работе;

Руководителю работ подать команду об отходе стропальщиков на расстояние 50 метров от груза в левую сторону по направлению полета вертолета.

4.10. К работе по подцепке грузов приступить только после разрешения командира вертолета.

4.11. Подходить к вертолету для подцепки груза можно только по команде руководителя работ.

После подцепки стропальщикам необходимо отойти в безопасное место, при этом одному остаться (на расстоянии 3-5 м от груза) и следить, чтобы не нарушалась система строповки груза до выбора послабления тросов (т. е. тросы натянуты).

4.12. Конкретные операции по подцепке грузов к вертолету следует закрепить за отдельными стропальщиками.

4.13. Руководитель работ подает команду борт.оператору на подъем груза только после проверки:

Надежности закрепления груза;

Отсутствия людей возле груза;

Отсутствия препятствий, за которые груз может зацепиться.

4.14. Во избежание возможных травм рабочих наземных бригад при непреднамеренном открытии замка (автоматического расцепляющего устройства) соединения крюка основного троса с подвеской системы вертолета необходимо проводить в стороне от грузового люка.

4.15. Место для укладки груза необходимо обозначить двумя флажками, расположенными впереди и сзади по оси транспортируемого груза.

4.16.Стропальщикам после укладки груза и сброса тросов
подвески необходимо:

По команде руководителя работ подойти к грузу и отцепить от него подвеску; после окончания работ быстро отойти в безопасное место.

III. СХЕМА ДЕЙСТВИЙ

Билет № 21

Назначение и состав ДНС, УПСВ, УПН.

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). Для получения товарной нефти ее необходимо подвергнуть специальной подготовке, а газ перед поступлением к потребителю проходит сепарацию и осушку. Ввиду того, что пластовая вода и различные механические примеси вызывают износ трубопроводов и оборудования, нефть отделяют от воды, газа и механических примесей до подачи в магистральный трубопровод. Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами. Обычно на месторождениях применяется напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, почти полностью исключающая потери углеводородов. Со скважин жидкость (нефть, газ и вода) поступает на замерные установки, где производится учет количества нефти и газа с каждой скважины. С АГЗУ жидкость поступает на дожимные насосные станции (ДНС) или установки предварительного сброса воды (УПСВ). На ДНС осуществляется первая ступень сепарации, газ отводится по отдельному коллектору потребителю или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Частично дегазированная жидкость подается центробежными насосами ЦНС на УПСВ или центральный пункт сбора (ЦПС).

На УПСВ жидкость проходит последовательно две ступени сепарации. Перед первой ступенью сепарации в жидкость подается реагент – деэмульгатор. Газ с обеих ступеней сепарации подается на узел осушки газа, а затем потребителю или на ГПЗ. Жидкость со второй ступени сепарации поступает в резервуарный парк, где происходит частичное отделение механических примесей и предварительный сброс воды с подачей ее на блочную кустовую насосную станцию (БКНС) для закачки в пласт. На БКНС производится подготовка, учет и закачка воды по направлениям на водораспределительные батареи (ВРБ). С ВРБ вода подается на нагнетательные скважины.

После ДНС или УПСВ нефть поступает на подготовку.

Технологические процессы подготовки нефти проводятся на установке подготовки нефти (УПН) или центральном пункте подготовки нефти (ЦППН), и включают в себя следующие процессы:

Сепарация (1,2 ступень) и разделение фаз;

Обезвоживание продукции;

Обессоливание;

Стабилизация нефти.

На УПН (ЦППН) жидкость поступает на узел сепарации. После сепарации жидкость направляется в печи для подогрева эмульсии с реагентом. Нагревается до 50 о и поступает в отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Вода сбрасывается в очистные резервуары, где происходит гравитационный отстой остаточных нефтепродуктов, содержащихся в воде, и далее направляется на БКНС. Нефть из отстойников направляется в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды.

Нефть с содержанием воды до 10% с установок предварительного сброса воды насосами ЦНС подается на установки подготовки нефти (УПН) в печи-нагреватели ПТБ-10. В поток нефти, на прием насосов подается дозируемый расход реагента - деэмульгатора в количестве до 20 г/т. Нагрев в печах производится до 45-50 о С, после чего нефть поступает в электродегидраторы, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти. Нефть, с содержанием воды до 1% и температурой 44-49 о С поступает в сепараторы “горячей сепарации” для дальнейшего разгазирования (стабилизации), оттуда следует в товарные резервуары РВС. Нефтяные резервуары представляют собой емкости, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти. Наибольшее применение нашли резервуары типа РВС (резервуар вертикальный стальной). Товарная нефть проходит проверку качества с помощью лабораторных методов и подается насосами ЦНС через узел учета нефти (УУН) на нефтеперекачивающую станцию (НПС). С НПС нефть подается в магистральный нефтепровод, а затем для окончательной переработки на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

Контроль над качеством товарной нефти и учет ее ведется на объединенном коммерческом узле учета нефти. Подготовленная нефть проходит через автоматическую систему “СМИТ”, обеспечивающую точность учета до 0,1 %.

Рассмотренная схема сбора и подготовки является обобщенной для всех месторождений. При выборе конкретной схемы расположения объектов подготовки нефти и их количества определяющую роль играют такие факторы, как объемы подготовки нефти, территориальное размещение месторождения, расстояния между отдельными скважинами или кустами скважин.

Установка предварительного сброса воды УПСВ предназначена для отделения от нефти воды и попутного газа. УПСВ состоит из следующих комплексов оборудования:

· Узел сепарации.

· Резервуарный парк.

· Насосный блок (УПСВ может быть оборудовано несколькими насосными блоками).

Дожимные насосные станции (ДНС) применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ или ЦППН. Обычно ДНС применяются на отдаленных месторождениях.

Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. В зависимости от пропускной способности по жидкости существует несколько типов ДНС.

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

· буферной емкости;

· сбора и откачки утечек нефти;

· насосного блока;

· свечи аварийного сброса газа.

· 2.Требования безопасности перед началом и по окончании ремонта аппаратов, резервуаров и оборудования.

· К ремонту аппаратов, резервуаров и оборудования допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование и не имеющие противопоказаний по здоровью, прошедшие инструктаж по безопасному ведению работ и проверку знаний, получившие допуск к самостоятельной работе.

· Перед проведением ремонтных работ аппаратов, резервуаров, оборудования на подводящих трубопроводах должны устанавливаться заглушки, аппараты очищаются от продукта, пропариваются и проветриваются. Перед проведением работ проводится анализ загазованности воздушной среды в аппарате, резервуаре. Перед ремонтом установки распоряжением начальника цеха назначаются лица, ответственные за организацию и проведение ремонта, подготовку к нему аппаратуры, оборудования и коммуникаций, выполнение мероприятий по безопасности труда, предусматриваемых планом организации и проведением работ. Запрещается проводить ремонтные работы без разработки плана, составленного с учетом максимальной безопасности их выполнения.

· К проведению ремонтных работ аппаратов, резервуаров и оборудования можно приступать только после оформления наряда- допуска с указанием лиц ответственных за подготовку и проведение ремонтных работ.

· Ремонтные работы разрешается производить после сдачи установки в ремонт по акту в соответствии с «Положением о планово- предупредительном ремонте». При невозможности подготовки всей установки к ремонту допускается сдача в ремонт по акту отдельного оборудования.

· Объем и содержание подготовительных работ, последовательность их выполнения, меры безопасности, которые следует выполнять при подготовке и проведении ремонта, периодичность проведения анализов загазованности воздушной среды, средства защиты, а также ответственные лица за подготовку и проведения ремонта, определяются начальником цеха и за его подписью заносятся в наряд- допуск.

· При выполнении ремонтных работ сторонней организацией ответственное лицо за проведение ремонта назначается этой организацией: об этом сообщается начальнику цеха для внесения его в наряд- допуск. К наряду допуску должна быть приложена принципиальная схема обвязки аппарата с обозначением трубопроводов, арматуры и мест установки заглушек.

· Наряд- допуск составляется в двух экземплярах и передается лицу, ответственному за проведение подготовительных работ для реализации намеченных мероприятий. После завершения подготовительных работ лицо, ответственное за их выполнение, проверяет полноту и правильность выполнения подготовительных работ, дает заключение о готовности к производству ремонтных работ, в чем расписывается в наряде- допуске.

· После заполнения наряд- допуск сдается руководителю ремонтных работ, другой наряд- допуск остается у начальника цеха.

· ЗАПРЕЩАЕТСЯ проведение ремонтных работ без оформления наряда- допуска и записи в вахтовом журнале.

· Ремонтные работы должны проводиться в дневное время, их можно проводить только с письменного разрешения начальника цеха. В случае проведения ремонтных работ в ночное время место работ должно быть освещено.

· Работы по вскрытию и ремонту любого электрооборудования и освещения должны производиться только электротехническим персоналом.

1. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПЕРЕД НАЧАЛОМ РАБОТЫ

1.1 Перед началом ремонтных работ на рабочих местах должны быть вывешены плакаты и предупредительные знаки по безопасному ведению этих работ.

1.2 Если анализ воздушной среды, взятого из аппарата, очищенного и подготовленного к ремонту, показывает, что концентрация паров и газов не превышает допустимые санитарные нормы, содержание кислорода не менее 19% объемных, и исключена возможность попадания в аппарат извне вредных паров и газов, то работы разрешается проводить без противогаза, но с применением спасательного пояса.

1.3 Подготовка аппарата, резервуара и оборудования к ремонтным работам осуществляется работниками цеха. Начальник цеха может назначить ответственным за выполнение подготовительных работ своего заместителя, старшего инженера и т. д.

1.4 Аппараты, резервуары, оборудование подлежащие вскрытию для ремонта, должны быть освобождены от продукта, отключены от трубопроводов и других аппаратов. В зависимости от находящегося в аппарате продукта он должен быть промыт водой, пропарен, проверен.

1.5 Аппарат, нагретый в процессе эксплуатации или подготовки его к ремонтным работам, перед спуском в него людей должен быть охлажден до температуры, не превышающей 30 о С. В случае необходимости проведение работ при более высокой температуре разрабатываются дополнительные меры безопасности (непрерывная обдувка свежим воздухом, частые перерывы в работе и т. д.). Работы внутри емкостей при температуре 50 о С и выше ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

2. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПО ОКОНЧАНИЮ РАБОТЫ

2.1 О проведенном ремонте аппаратуры, резервуара, оборудования, должна производиться запись в паспортах на аппараты, резервуары, насосы, трубопроводы в журналах.

2.2 После работы все аппараты, емкости, трубопроводы должны быть опрессованы.

2.3 Пуск в работу аппаратов и оборудования должен производиться с письменного разрешения начальника цеха.

2.4 Рабочие и инженерно- технические работники несут ответственность за выполнение требований настоящих инструкции в порядке, установленном законодательством РФ.

3. Назначение и типы вентиляционных установок.

Действующая система сбора, сепарации нефти

В настоящее время действующая система сбора, сепарации нефти отличается от проектной по количеству ДНС и по выполняемым функциям. В эксплуатации находятся ДНС: 1; 2; 3,3Р; 4; 5; 10 и ВПНН Икилорской площади. На ДНС - 2; 3,3Р; ДНС - 4 УПСВ; ДНС - 5 УПСВ, ДНС-10 УПСВ и ВПНН «Икилор» осуществляется I и II ступень сепарации нефти от газа, оперативный цеховой учёт добываемой продукции. Предварительный сброс пластовой воды осуществляется на УПСВ ДНС-1, ДНС-4, ДНС-5 с 2005г, ДНС-10 УПСВ с 2008г. Сброс воды осуществляется без дополнительного подогрева с применением деэмульсатора ХПД-002 (удельный расход 39 г/т нефти). Остаточная обводнённость нефти составляет 5%.

Попутный нефтяной газ (ПНГ) первой ступени сепарации в большей его части бескомпрессорным способом транспортируется по системе внутрипромысловых газопроводов на Когалымскую ГКС. Остальная часть газа используется на технологические топливные и нетопливные нужды. От Когалымской ГКС объединённый поток газа Южно-Ягунской, Тевлинской, Дружнинской группы месторождений транспортируется на ГПЗ УППНГ ТПП «Лангепаснефтегаз». Продукция скважин ЦДНГ-1 и 2, ДНС-3; 4 и 5 поступает на ЦПС, проходит двухступенчатую сепарацию и полную подготовку нефти в ЕТБ-1;2. Предварительный сброс воды продукции с ВППН «Икилор», ДНС-2 и ДНС-10 осуществляется на УПСВ ДНС-1, после чего поступает на ЦПС. ПНГ низких ступеней сепарации (II, III, IV ступень) от ЕТБ-1 и 2, УПСВ ДНС-1 подается на ВКС при ЦПС и транспортируется на Когалымскую ГКС.

Товарная нефть, прошедшая полную подготовку на ЦПС транспортируется через СИКГ-540 в магистральный трубопровод «Холмогоры - Западный Сургут».

Обводнённость продукции, поступающей на ДНС, составляет:

ДНС-1 УПСВ(ЦППН) - 74.7 %

ДНС-2 (ЦДНГ-2) - 80.6 %

ДНС-3 (ЦДНГ-3) - 84.9 %

ДНС-4 УПСВ (ЦДНГ-4) 93.9 %

ДНС-5 УПСВ (ЦДНГ-5) 93.6 %

ДНС-10 УПСВ - 93.3 %

Жидкость после первой ступени сепарации с ВПНН «Икилор» вместе с продукцией ДНС-2 транспортируется по трубопроводу Ш273мм на УПСВ ДНС-1 для предварительного обезвоживания. После предварительного сброса воды продукция ДНС-1 перекачивается на ЦПС для полной подготовки совместно с продукцией ДНС-3,4,5. Принципиальная схема Южно-Ягунского месторождения представлена на рисунке 1.

Рис. 1

Обводненная нефть с ЦДНГ-2 и ВПНН Икилор поступает на устройство предварительного отбора газа (УПОГ) ДНС-2. Устройство предварительного отбора газа предназначено для расслоения и усреднения потока газожидкостной смеси (ГЖС) за счет увеличения диаметра и уменьшения скорости движения потока. При этой скорости начинают происходить процессы расслоение ГЖС на нефть и воду и «сглаживаются» влияние пульсаций давления со сборных коллекторов промыслов. Выделившийся в УПОГ газ собирается вдоль верхней образующей УПОГ и отбирается через газоотводящее устройство.

Газонефтяная смесь поступает в сепараторы I, II ступени для отделения газа от жидкой продукции скважин.

Газ с УПОГ и сепаратора I ступени поступает в газосепаратор, для очистки от жидкости, откуда большая транспортируется на газокомпрессорную станцию. Остальная часть газа используется на технологические топливные и не топливные нужды.

Частично разгазированная продукция ДНС-2 с насосной внешней откачки через оперативный узел учета нефти транспортируется на ДНС-1 УПСВ для предварительного сброса воды.

В случае аварийной ситуации сырая нефть может быть подана в аварийный резервуар.

Принципиальная технологическая схема ДНС-2, ДНС-3 приведена на рисунке 2,3.

Рис. 2

Условные обозначения:

I - Продукция скважин; II - газ на КС; III - газ на котельную; IV - газ на факел/газ на ВКС; V - нефть на ДНС-1 УПСВ Южно-Ягунского месторождения

Рис. 3

Условные обозначения:

1 - УПОГ; 2 - сепаратор первой ступени; 3 - газосепаратор; 4 - сепаратор второй ступени; 5 -аварийный резервуар; 6 - насос откачки нефти; 7- оперативный узел учета нефти.

I - Продукция скважин; II - газ на КС; III - газ на факел; IV - нефть на ЦПС Южно-Ягунского месторождения

Предварительный сброс воды на УПСВ

Эффективное и более глубокое обезвоживание нефти на ДНС УПСВ возможно при сохранении баланса между поступающими объёмами добываемой жидкости и производительностью (пропускной способностью) установленного технологического оборудования по сепарации, обезвоживанию нефти и очистке воды.

Не менее важным фактором является наличие в самих аппаратах соответствующей оснастки для ведения эффективной сепарации и обезвоживания нефти. В таблице 1 дана сравнительная оценка фактической загрузки и пропускной способности установленного сепарационно-отстойного оборудования. Данные по фактической загрузке по жидкости взяты за март 2012г.

	Наименование объектов	Мощность проектная
по жидкости, м 3 /сут	по жидкости, м 3 /сут	по жидкости, %


	ДНС-4 (УПСВ)
	ДНС-5 (УПСВ)
	ДНС-10 (УПСВ)

Обезвоживание нефти производится на УПСВ ДНС-1,4,5,10. На ДНС-2,3 не производится сброс пластовой воды. По состоянию технологической схемы подготовки и перекачки нефти на сегодняшний день производится повторное обезвоживание продукции ДНС-2,10,4,5. Это вызывает повышенный расход деэмульгатора и нерациональное использование оборудования, как сепарационного, так и насосного.

Согласно таблице 1 загрузка сепарационного блока ДНС-3 превышает проектную и составляет 135%. ДНС-2 по сепарационно-насосному блоку загружен на 111%. Согласно рекомендуемому варианту разработки месторождения, в районе ДНС-2,3 ожидается поддержание уровня добычи продукции за счет вновь вводимых кустов скважин. Кроме того проведено сравнение загруженности оборудования на перспективу до 2021г. Результаты анализа в динамике даны на рисунке 4,5.

Рис. 4

Рис. 5

По рисунку 4 динамика добычи жидкости ДНС-2 превышает проектную мощность ДНС на весь период до 2021г. Необходимо предусмотреть комплекс мероприятий для наращивания мощности ДНС-2.

Согласно таблице 1 и рисунку 5 загруженность сепарационного блока ДНС-3 превышает проектную мощность в настоящее время и сохраняется в перспективе развития разработки месторождения в районе нефтесбора ДНС. Здесь предусматривается наращивание фонда добывающих и нагнетательных скважин, обустройство новых кустовых площадок, строительство новых и реконструкция эксплуатируемых нефтесборных трубопроводов для увеличения пропускной способности.

Согласно расчётной динамике добычи жидкости на 2011-2021г эксплуатируемый напорный нефтепровод Ш273мм по своей максимальной производительности 2.4 млн. м3/год не обеспечит совместную транспортировку на ДНС-1 УПСВ ожидаемых объёмов добычи продукции 3 млн. м3/год с ВПНН «Икилор» и ДНС-2.

Согласно рисунку 5, в связи с сохранением объемов добычи продукции в районе нефтесбора ДНС-3, необходима её реконструкция: строительство УПСВ. При выполнении данных рекомендаций ликвидируется необходимость обратной подачи подтоварной воды с ЦПС на КНС-3 (ДНС-3), снизится потребление электроэнергии на транспортировку воды с ЦПС. Потребность воды для закачки в пласты с целью поддержания пластового давления обеспечивается сбрасываемой водой на ДНС-3, подачей попутной воды с ДНС-4УПСВ и добычей сеноманской воды.

Согласно динамике добычи жидкости в районе нефтесбора двух ДНС совместная транспортировка продукции с ВПНН «Икилор» и ДНС-2 требует увеличения напоров и производительности насосов внешней перекачки ДНС-2 и ВПНН «Икилор». Пропускная способность эксплуатируемого напорного нефтепровода тоже ограничена. В тоже время подача продукции с высокой (85%) обводнённостью на ДНС-1 УПСВ, с возвращением подтоварной воды на кусты скважин ДНС-2 является нерациональной. Данный способ обеспечения водой вызывает повышенный расход электроэнергии на транспортировку обводнённой нефти и балластной воды. Кроме того, пропускная способность эксплуатируемого напорного нефтепровода ДНС-2 - ДНС-1 УПСВ не беспредельна.

Требуется укладка дополнительного трубопровода или замена существующего новым трубопроводом Ш426мм с годовой производительностью 4.4млн.т/г. Таким образом, альтернативным вариантом является реконструкция ДНС-2 со строительством УПСВ для совместного предварительного обезвоживания нефти, поступающей от ВПНН «Икилор» и ДНС-2.

Реконструкция ДНС-2,3

Перед блоком сепарации необходимо построить площадку УПСВ, где от продукции скважин, поступающей с устройства предварительного отбора газа, будет отделена вода и направлена в буферную емкость блочной кустовой насосной станции (БКНС), откуда насосами откачки воды будет подаваться на кусты скважин ДНС-2 для поддержания пластового давления. УПОГ может входить в состав КДФТ (концевой делитель фаз трубный), но может изготавливаться и поставляться отдельно.

Первая ступень сепарации будет производиться непосредственно на УПСВ, далее, после низких ступеней сепарации частично обезвоженная и разгазированная нефть будет транспортироваться на ЦПС.

Принципиальная технологическая схема ДНС-2,3 после реконструкции показана на рис.6,7.

Рис. 6

Условные обозначения:

I - нефть со скважин; II - газ на КС; III - газ на котельную; IV - газ на факел/газ на ВКС; V - нефть на ЦПС; VI - вода на БКНС-2.

Рис. 7

Условные обозначения:

1 - УПОГ; 2 - площадка УПСВ; 3 - сепаратор второй ступени; 4 - газосепаратор; 5 - сепаратор третьей ступени; 6 -аварийный резервуар; 7 - насос откачки нефти; 8- оперативный узел учета нефти.

I - нефть со скважин; II - газ на КС; III - газ на факел; IV - нефть на ЦПС; V - вода на БКНС-3.

При сооружении УПСВ ДНС-2 значительно уменьшится объем жидкости, перекачиваемый на ЦПС. При действующей схеме подготовки и перекачки нефти транспортируется 8429 м3/сут. жидкости, при сооружении УПСВ и отделении на ДНС-2 пластовой воды объем перекачки продукции скважин составит 1650м3/сут. Предусмотрена замена агрегатов насосной внешней откачки ДНС-2 для оптимизации расходов на электроэнергию для транспортировки нефти для её подготовки на ЦПС. Из представленного гидравлического расчета напорного нефтепровода ДНС-2 - ЦППН «Я» следует, что для перекачки 1650 м3/сут. жидкости необходимое давление составит 0,76 МПа в начальной точке. Для обеспечения соответствующих объемов перекачки жидкости необходимо установить 2 насоса (1 в работе, 1 в резерве) ЦНС105/147 с электродвигателями 75 КВт, взамен использующихся. В настоящее время на ДНС-2 используется 4 насоса (2 в работе, 2 в резерве): 1. ЦНС 180/340 с электродвигателем 290 КВт;

2. ЦНС 180/340 с электродвигателем 360 КВт;

3. ЦНС 180/297 с электродвигателем 250 КВт;

4. ЦНС 180/340 с электродвигателем 250 КВт.

Гидравлический расчет находящегося в эксплуатации трубопровода ДНС-2 - ДНС-1 Ш273мм, при действующей схеме подготовки и перекачки нефти

Гидравлический расчет трубопровода УПСВ ДНС-2 - ЦПС Ш273мм, при реконструкции

Реконструкция ДНС-3 с сооружением УПСВ обеспечит уменьшение обводненности и объема нефти, транспортируемой на ЦПС для полной подготовки. Объем жидкости, доставляемой с ДНС-3 при реконструкции, уменьшится до 2050 м3/сут. Рекомендуется замена насосного оборудования ДНС-3, для рационализации расходов на электроэнергию. Для обеспечения соответствующих объемов перекачки жидкости необходимо установить 2 насоса (1 в работе, 1 в резерве) ЦНС105/147 с электродвигателями 75 КВт, взамен использующихся. В настоящее время на ДНС-2 используется 4 насоса (2 в работе, 2 в резерве):

1. ЦНС 300/240 с электродвигателем 315 КВт;

2. ЦНС 300/240 с электродвигателем 315 КВт;

3. ЦНС 300/120 с электродвигателем 200 КВт;

4. ЦНС 300/120 с электродвигателем 200 КВт.

Гидравлический расчет находящегося в эксплуатации трубопровода ДНС-3 - ЦПС Ш426мм, при действующей схеме подготовки и перекачки нефти

Гидравлический расчет трубопровода УПСВ ДНС-3 - ЦПС Ш426мм, при реконструкции

Баланс и распределение воды на Южно-Ягунском месторождении. Капитальный ремонт БКНС-2.

Необходимым условием для строительства УПСВ ДНС-2 является проведение после консервации капитального ремонта БКНС-2, для сброса подтоварной воды с УПСВ. Для вывода из консервации БКНС-2 необходимо сооружение высоконапорных и низконапорных водоводов для организации закачки в кусты и транспортировки воды от водозаборных скважин до блока сепарации.

В связи с проведением после консервации капитального ремонта БКНС-2 Южно-Ягунского месторождения и запуском его в работу необходимо сооружение водоводов с целью увеличения пропускной способности и организации закачки на нагнетательные скважины действующих кустов от БКНС-2, согласно рисунку №8.

нефтяной месторождение гидравлический трубопровод

Рис. 8

При сооружении УПСВ на ДНС-3 сброс пластовой воды будет осуществляться на КНС-3, исключая возвращение подтоварной воды с ЦПС.

Система ППД на Икилорской площади обеспечивается водой сеноманских скважин по действующей схеме.

Система сбора, сепарации нефти после реконструкции

При запуске УПСВ на ДНС-2,3 появится возможность исключения ДНС-1 из технологической схемы Южно-Ягунского месторождения. Консервация невозможна при действующей схеме по причине высокой загруженности ЕТБ ЦПС по жидкости (4,5млн.мі/год - проектная мощность, 5,5 млн.мі/год - нагрузка в настоящее время) . При сооружении УПСВ на ДНС-3 будет разгружен ЕТБ-2 ЦПС, вследствие чего появится необходимый запас мощности ЕТБ на случай аварийной ситуации, остановки УПСВ на ДНС. Для вывода из технологического режима УПСВ ДНС-1 потребуется сооружения пункта нефтеналива на ЦПС, взамен используемого на ДНС-1 и реконструкция блока ЧРП. Продукция с ДНС-2,10 с низким уровнем обводненности будет транспортироваться на ЦПС, минуя ДНС-1. Значительно уменьшится нагрузка на существующий нефтепровод. Принципиальная технологическая схема Южно-Ягунского месторождения после реконструкции ДНС-2 и консервации УПСВ ДНС-1 представлена на рисунке 9.

Рис. 9 - Принципиальная технологическая схема Южно-Ягунского месторождения после реконструкции ДНС-2 и консервации УПСВ ДНС-1

Общие положения.

После ДНС или УПСВ нефть поступает на подготовку.

Сепарация (1,2 ступень) и разделение фаз;

Обезвоживание продукции;

Обессоливание;

Стабилизация нефти.

· Узел сепарации.

· Резервуарный парк.

· Насосный блок (УПСВ может быть оборудовано несколькими насосными блоками).

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

· буферной емкости;

· сбора и откачки утечек нефти;

· насосного блока;

· свечи аварийного сброса газа.

2. Порядок допуска к самостоятельной работе оператором ООУ.

К самостоятельной работе в качестве оператора обезвоживающих и обессоливающих установок (ООУ) допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование и годные по состоянию здоровья, имеющие соответствующее профессиональное образование и соответствующее квалификационное удостоверение, прошедшие инструктаж по безопасному ведению работ, стажировку и проверку знаний. Срок стажировки устанавливается предприятием, но не может быть менее двух недель.

Каждый поступающий на предприятие оператор ООУ, не зависимо от квалификации и стажа работы по данной профессии, должен пройти вводный инструктаж. После вводного инструктажа руководителем работ (мастером) должен быть проведен первичный инструктаж на рабочем месте.

Не реже одного раза в 6 месяцев оператор ООУ должен проходить повторный инструктаж на рабочем месте и не реже 1 раза в год проверку знаний по технике безопасности, электробезопасности и зачеты по пожарно-техническому минимуму.

Внеплановый инструктаж должен проводиться:

§ при изменении технологического процесса, замене и модернизации оборудования, приспособлений и инструментов, сырья, материалов и других факторов, в результате которых изменяются условия труда;

§ когда на предприятии, в цехе, на участке, в бригаде произошел несчастный случай или авария;

§ при перерывах в работе более чем на 30 календарных дней;

§ в случае, когда выявленные нарушения рабочими требований правил безопасности и инструкций могли привести к травме или аварии;

§ при необходимости доведения до рабочих дополнительных требований, вызванных введением в действие новых правил или инструкций по безопасному ведению работ, стандартов ССБТ;

§ по приказу или распоряжению руководства предприятий, указанию вышестоящих органов и представителей органов государственного надзора и в других подобных случаях.

Также проводится целевой инструктаж перед выполнением разовых работ, не входящих в круг постоянных (прямых) обязанностей по профессии.

Оператор ООУ, прибывший на объект для работы, должен быть ознакомлен с правилами внутреннего трудового распорядка, характерными опасностями и их признаками.

Режим работы оператора определяется приказом (распоряжением) по предприятию:

1 смена - с 08.00 до 20.00 час,

2 смена - с 20.00 до 08.00 час, с перерывом на обед продолжительностью 1 час в течение рабочей смены.

Дополнительные перерывы для обогрева работающих, приостановка работы на объектах осуществляются в зависимости от предельных значений температуры наружного воздуха и скорости ветра в данном климатическом районе, установленных для субъекта Российской Федерации.

Оператор ООУ должен работать только в выдаваемых ему предприятием спецодежде, спецобуви, средствах индивидуальной защиты. Их выдача производится в соответствии с утвержденными нормами, разработанными на предприятии, на основании «Типовых отраслевых норм бесплатной выдачи спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты».

Оператор должен соблюдать правила пожарной безопасности, уметь пользоваться средствами пожаротушения, знать места их нахождения.

Использование первичных средств пожаротушения не по назначению запрещается.

Курить на взрывопожароопасных объектах разрешается только в специально отведенных (согласованных с пожарной охраной) и оборудованных местах, обозначенных табличкой «Курить здесь».

Запрещается пользоваться открытым огнем для прогревания трубопроводов, задвижек, кранов и т. д., для этих целей рекомендуется пользоваться горячей водой, паром.

При травмировании или несчастном случае очевидец (при возможности, и сам пострадавший) должен немедленно сообщить об этом руководителю работ (мастеру, нач. цеха), принять меры к сохранению обстановки (если это не угрожает жизни и здоровью окружающих и не приведет к аварии). Оператор обязан знать и уметь практически применять приемы и способы оказания первой (доврачебной) помощи пострадавшим, иметь на рабочем месте укомплектованную медицинскую аптечку.

Работник обязан знать номера телефонов и другие средства экстренной связи, уметь ими пользоваться и немедленно осуществлять вызов: пожарной охраны - при возникновении загорания или возможности его возникновения вследствие выхода (выброса) горючих паров, газов и жидкостей; скорой помощи - при ожогах, травмах, отравлениях и т. д.

До прибытия соответствующих служб работники должны срочно принять меры по ликвидации загорания или аварии и оказать помощь пострадавшему.

Оператор ООУ при выполнении работ должен соблюдать правила личной гигиены, содержать в чистоте специальную одежду и средства индивидуальной защиты. Мыть руки, детали оборудования и стирать спецодежду в легковоспламеняющихся жидкостях и химреагентах запрещается. Спецодежда должна стираться в комплексном пункте химчистки и стирки. По мере загрязнения, но не реже, чем один раз в 90 дней, сдавать рабочую загрязненную спецодежду лицам, ответственным за ее сбор. На время чистки загрязненной спецодежды должен выдаваться другой комплект соответствующего наименования и размерности из обменного фонда.

Операторы ООУ должны ежегодно проходить медицинскую комиссию.

Запрещается проезд на работу и обратно на личном автотранспорте без наличия соответствующего договора или распоряжения работодателя о его использовании в производственных целях.

Перевозка людей осуществляется вахтовым автотранспортом к месту работы и обратно.

Порядок предоставления транспорта для перевозки людей между предприятием и заказчиком должен осуществляться на основе заявок и договоров между ними.

За невыполнение требований настоящей инструкции оператор ООУ несет ответственность в установленном порядке.