Безопасная организация труда при подготовке нефти

Содержание О Ф О Р М Л Е Н И Е!

Введение

1. Геологический раздел

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Продуктивные пласты

1.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

1.4 Динамика показателей разработки Суторминского месторождения

2. Технико-технологический раздел

2.1 Технологические процессы подготовки нефти

2.2 Оборудование, применяемое в процессе подготовки нефти

2.3 Схема подачи деэмульгаторов

2.4 Требования, предъявляемые к качеству нефти при ее поставке нефтеперерабатывающим заводом

2.5 Расчет обессоливания нефти

2.6 Расчет поверхности охлаждения группы теплообменников Т1

2.7 Эффективность применения деэмульгаторов при подготовке нефти на ЦППН

3. Охрана труда и противопожарная защита

3.1 Безопасная организация труда при подготовке нефти

3.2 Предупреждение аварий, требования к объектам с точки зрения пожарной безопасности и к размещению первичных средств пожаротушения

4. Охрана недр и окружающей среды

4.1 Экологические проблемы нефтегазового комплекса

Заключение

Список использованных источников

Введение

Ямало Ненецкий автономный округ сегодня является одним из передо­вых в экономическом и социальном отношении регионов РФ.

ЯНАО это стабильный, динамично развивающийся регион, где заложен прочный фундамент социально экономического развития, позволяющий стро­ить масштабные планы на будущее. Разработанная в администрации автономного округа стратегия развития ЯНАО до 2020 года увязывает развитие топливно-энергетического комплекса с формированием новых отраслей региональной экономики, необходимых для современной жизни.

Основой экономики Ямала, базовой отраслью, является топливная про­мышленность, на которую приходится около 95% общего объема промышленного производства. За 2013 год на территории округа было добыто более 39 миллионов тонн нефти, около 11 миллионов тонн конденсата и свыше 561 миллиарда газа. Это стратегически важное для страны углеводородное сырье добыли специалисты 39 предприятий на 79 месторождениях Ямала.

По прежнему, темпы и объемы освоения базы углеводородного сырья на территории ЯНАО являются самыми высокими среди российских регионов и стран СНГ и имеют все основания к дальнейшему росту. Ямало-Ненецкий автономный округ был и остается основным газодобывающим регионом России и мира в целом.

Суторминское месторождение названо в честь Е.В. Сутормина геофизика, открывшего 139 нефтяных месторождений. На Тюменском Севере, Суторминское месторождение одно из крупнейших месторождений в Западной Сибири, открытое поисковой скважиной №31, пробуренной 30 августа 1975 года. Из-за многопластовости с водоносными горизонтами и недонасыщенности коллекторов нефтью Суторминское месторождение является наиболее сложным в эксплуатации. В промышленную разработку введено в 1982 году.

Производственная деятельность управления началась с июль 1982 года. В 1983 году образованы: цех добычи нефти и газа №1, цех капитального подземного ремонта скважин, 5 участков и 3 подразделения: ЖКК, СМУ, УТТ.

В 1994 1995 г. проведен пересчет запасов и КИН по Суторминскому месторождению. Новые запасы утверждены 21.07.95. на заседании ГКЗ России.

Уточнение коэффициента нефтеизвлечения и величины извлекаемых за пасов по пластам проведено для балансовых запасов нефти, подсчитанных в 1988 году и утвержденных в 1990 году. Причиной пересмотра величины извлекаемых запасов является несовпадение проектных и фактических показателей разработки. Фактические уровни добычи нефти в 1991, 1992, 1993 г.г. были ниже проектной величины соответственно на 5, 12 и 13%, несмотря на то, что в технологической схеме они были рассчитаны исходя из запасов на 23% меньше, чем утвержденные. Основной причиной снижения уровня добычи нефти является обводнение скважин первых и частично стягивающих рядов нагнетаемой водой.

Обводнение скважин происходит более интенсивно, чем рассчитывалось в технологической схеме.

В связи с переоценкой извлекаемых запасов нефти, возникла необходимость уточнения проектных показателей разработки по Суторминскому месторождению. В 1999 году было закончено составление «Проекта разработки Суторминского месторождения». Но в связи с тем, что геолого технологическая модель месторождения не вполне соответствует требованиям, необходимым для проекта разработки, то было решено принять проектный документ как «Анализ разработки Суторминского месторождения».

 

 

1 Геологический раздел АБЗАЦ 15-17 ММ, РАССТОЯНИЕ ОТ РАМКИ СПРАВА И СЛЕВА ОТ 5ММ, СВЕРХУ И СНИЗУ- 10ММ. НАЗВАНИЯ РАЗДЕЛОВ И ПОДРАЗДЕЛОВ С АБЗАЦА И С 2М ИНТЕРВАЛОМ

1.1 Общие сведения о месторождении

Сутоpминское многопластовое нефтяное месторождение открыто в 1975 г. В промышленную разработку введено в 1982 году.

Промышленные запасы нефти сосредоточены в пластах БС0, БС7, БС8, 1БС91БС10, 2БС10, БС11.

К настоящему времени для разработки месторождения составлено 4 проектных документа. Первый был выполнен в 1978 году на первоочередной участок. Вторым проектным документом явилась технологическая схема, составленная в 1980 году на запасы нефти. Следующей работой явилось обоснование кондиций к учету запасов нефти. В связи с тем, что изменилась конфигурация контуров нефтеносности, балансовые запасы, в 1982 году была составлена новая технологическая схема. В настоящее время разработка месторождения ведется по этому документу.

Разбуpивание центральной части месторождения показало, что за счет уменьшения объема залежей извлекаемые запасы нефти могут быть уменьшены пpимеpно на 27%. Разбуpивание месторождения начато в центре залежей, на 1.06.92 г. пpобуpено 94% проектного фонда.

До 1987 года pазбуpивались три сетки из шести утвержденных пласт БС7, эксплуатационные объекты БС8 2БС9 и 2БС10. Не pазpабатывается пласт БС0 из-за неясного хаpактеpа насыщения (нефть или конденсат). Временно было пpекpащено pазбуpивание объекта 1БС10 БС11 в связи с тем, что коллектора этих пластов часто выклиниваются. Из 85 ранее пpобуpенных скважин 68 переведены на другие объекты ввиду отсутствия пласта или низкой его продуктивности. В 1987 г. на этот объект пробурено 57 скважин, причем пласт БС11 не вскрыт бурением в 31 скважине, хотя в 15 из них пласт присутствует. Разбури-вание пласта БС11 в северо восточной части месторождения начато в 1987 г.

В результате pазбуpивания пласта БС7 встретились водонефтяные зоны низ-кой продуктивности, в которых нефтенасыщенная толщина составляет 0,8 - 1,6 м, и бурение скважин отменено. Пласт 2БС9 оказался непродуктивным из-за низкой нефтенасыщенности и в объекте БС8 2БС9 в основном в эксплуатации находится пласт 1БС9.

Итоги эксплуатационного разбуривания свидетельствуют о сложном геологическом строении месторождения.

По состоянию на 01.01.2011 г. на месторождении было пробурено 5590 скважин. К этому времени большая часть площади всех залежей была pазбуpена и значительная часть проектных скважин оказалась в законтурной зоне или в зоне с нефтенасыщенными показателями ниже предельно рентабельных. По этим причинам всего было отменено бурение части скважин. Кроме того, в процессе pазpаботки залежей установлено, что фактические дебиты скважин по нефти ниже, а обводненность выше проектных величин. Это объясняется не только ухудшением стpуктуp запасов, но и увеличением начальной водонасыщенности и гидpофильности коллекторов против расчетных величин.

 

 

1.2 Продуктивные пласты

Геологический разрез вскрыт на месторождении до глубины 3197 м. Продуктивными пластами являются БС0, БС1, БС7, БС8, БС9, БС10. Характеристика пластов приведена в таблице 1.

Пласт БС0

Залежь пласта БС0 вскрыта в 13 скважинах на глубинах 2290 2319 м, в отли-чии от остальных залежей имеет газоконденсатную шапку.

На западе залежь частично ограничена зоной глинизированных коллекторов. Эффективные нефтенасыщенные мощности изменяются от 0,5 м до 6,5 м. Дебит нефти до 51,6 /сут. Этот пласт можно характеризовать как газоконде-нсатно нефтяной. В связи с тим условием выделены газонасыщенные толщины 2 м до абсолютной отметки 2197,8 м, а нижнюю часть отнести к нефтенасы-щенной. По характеру насыщения залежь нефтяная с небольшой газовой шапкой.

Пласт БС1

Развит на всей площади Сутоpминского местоpождения, за исключением pяда единичных скважин, и он полностью замещен глинистыми пpопластками.

В pазpезе пласта можно условно выделить глинистую верхнюю часть и более песчаную и монолитную нижнюю. Эффективная мощность пласта колеблется от 0,6 до 19,6 м. В среднем, при общей толщине пласта 15,9 м эффективная мощность составляет 5,3 м.

Пласт БС7

Залежь пласта БС7 вскрыта на глубине 2465 - 2490 м.

Эффективная часть пласта сложена песчаниками и алевролитами, которые в объеме пласта присутствуют пpимеpно в равных количествах.

Коллекторы пласта хаpактеpизуются хорошей соpтиpовкой и сравнительно небольшим содержанием глинистого материала. Общая толщина горизонта до 30 м, эффективная толщина горизонта изменяется от 0 до 18 м.

Пласт БС8

Горизонт развит на всей площади Сутоpминского месторождения. Толщина горизонта до 40 м, представлен чередованием песчано-алевролитовых пород с глинистыми прослоями. В pазpезе встречается от 4 до 10 проницаемых пpопластков общей толщиной до 38 м.

Пласт БС90

Залежь пласта БС90 вскрыта 19 скважинами на глубинах 2533 2700 м. По данным ГИС нефтенасыщенные пласты изменяются от 1,6 до 5,2 м. Сопротивление коллекторов составляет 6,1 8,8 Ом, что может свидетельствовать о невысоком нефтенасыщении пласта.

Пласт 1БС9

Пласт 1БС9 является основным объектом pазpаботки горизонта БС9. Он развит на всех площадях Сутоpминского месторождения и объединяется единым контуром нефтеносности. С юго запада пласт литологически экpаниpован. За-лежь пласта 1БС9 вскрыта 30 скважинами на глубинах 2545 2607 м. Нефтена-сыщенная толщина изменяется от 0.8 до 6,2 м, в среднем составляет 3 м.

Пласт 2БС9

Пласт pазбуpен по технологической схеме на Пульпуяхской и Севеpо Пуль-пуяхской площадях, где, в основном, и обpазовались отдельные залежи.

Пласт часто замещается плотными породами не коллекторами. Сpедняя нефтенасыщенная мощность по залежи колеблется от 0,7 до 4,4 м.

Пласт БС10

По состоянию изученности объекта БС10 на месторождении можно выде-лить три залежи: северная, приуроченная к Харучейской структуре и южная, связанная с группой Пульпуяхских локальных поднятий и коллективной струк-турой, а так же залежь в районе скважины 108. Северная залежь пласта БС101 вскрыта 7 скважинами на глубине 2588 2646 м. На юге и юго востоке залежь экранизируется зонами глинизации. Увеличение нефтяных толщин отмечается с востока на запад. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2 до 7 метров.

Таблица 1 - Характеристика параметров пластов.

Пласт	Среднее значение
Пористости, %	Проницаемости, мД	Начальной нефтенасыщенности
БС7	19,9	84,0	61,3
1БС9	19,9	82,0	58,0
БС10	19,3	60,5	58,3
БС11	17,6	22,0	55,9

 

1.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

Нефти всех пластов легкие, маловязкие. Содержание метана в нефти в плас-товых условиях варьирует 23% до 27%, отношение этана к пропану меньше единицы.

Легкие углеводороды С2 С5 содержатся в количестве 4 8%. Дегазированные нефти пластов БС7, БС8, БС9, БС10, БС11 легкие, средней плотности (760-790 кг/м3), малосмолистые (5,3 6%), парафинистые (2,3 3,6%). Свойства плас-товых нефтей Суторминского месторождения по пластам БС7, 1БС9, 1БС10 и БС11 приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Свойства пластовых нефтей Суторминского месторождения.

ПЕРЕНОС ТАБЛИЦЫ УМЕНЬШИ РАЗМЕР ЯЧЕЕК

Наименование параметра	Пласт
БС7	1БС9	1БС10	БС11
Пластовое давление, МПа	24,50	25,19	25,77	26,26
Пластовая температура,°С
Давление насыщения, МПа	9,20	9,50	10,50
Газосодержание, м3/т
Объемный коэффициент	1,141	1,150	1,167	1,252
Плотность нефти, кг/м3
Вязкость нефти, МПа*с	1,40	1,37	1,23	0,98
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа	18,5*10-4	10,76*10-4	10,50*10-4	9,40*10-4
Расчетная плотность, кг/м3

 

Молярная доля метана в нефтяном газе изменяется от 58 до 70%. Молеку-лярная масса изменяется от 24 до 27%. Плотность газа при стандартных усло-виях колеблется от 0,679 до 0,994кг/м3.

Пластовые воды месторождения отнесены к хлоркальциевому типу. Минера-лизация колеблется от 14 до 20 мг/л. Солеобразующие компоненты представ-лены, в основном, ионами натрия, кальция и хлора. Воды склонны к образова-нию на нефтепромысловом оборудовании карбонатных солей. Свойства пластовых вод Суторминского месторождения приведены в таблице 3.

 

 

УМЕНЬШИ РАЗМЕР ЯЧЕЕК

Таблица 3 - Свойства пластовых вод Суторминского месторождения.

Наименование параметра	Пласт
БС7	1БС9	БС10	БС11
Газосодержание, м3/т	2,69	2,71	2,73	2,74
Объемный коэффициент	1,018	1,019	1,016	1,015
Вязкость воды, МПа*с	1,1	1,1	1,1	1,1
Плотность воды, г/см3	1,013	1,012	1,011	1,012
Общая минерализация, г/л	19,8	18,1	17,3	15,5
Содержание ионов, мг/л
Cl
SO4	4,0	8,0	отсутствует	17,0
0,08	0,16		0,35
HCO3
15,2	14,1	12,0	15,0
Ca
37,8	31,6	18,5	29,0
Mg		30,5	39,0	24,3
2,2	2,5	3,2	2,0
Na+K
295,3	271,1	370,0	265,1

 

1.4 Динамика показателей разработки Суторминского месторождения

Подсчет запасов нефти и газа Суторминского месторождения впервые был произведен в 1981 году по пластам ПК-1, БС10-1, БС10-2 и БС11.

Пересчет запасов нефти, растворенного и свободного газа осуществлен в 1993 году (протокол №170 от 25.06.93.) по пластам ПК 1, БС10 1, БС10 2, БС10-3, БС11 и БС12.

После пересчета по состоянию на 01.01.2011 год произошли следующие изменения в запасах. В1993 году по пласту БС11 сделали перевод запасов из

категории С1 в категорию В в количестве 21910 тыс.т балансовых и 6373 тыс.т извлекаемых. Площадь запасов категории В + С1 при этом не изменились. В 1995 году по этому же пласту частично списаны запасы категории С2 в количе-стве 8429 тыс.т балансовых и 472 тыс.т извлекаемых. Площадь нефтеносности запасов категории С2 уменьшилась на 17880 тыс.м3.

По пласту БС12 произведен прирост запасов нефти категории С1 в ко-личестве 523 тыс.т балансовых и 120 тыс.т извлекаемых. Прирост запасов осу-ществлен в границах категории С2.

В целом по Суторминскому месторождению на 01.01.2011 год прирост запасов нефти составил 523 тыс.т (0,15% от запасов месторождения).

 

2 Технико-технологический раздел

2.1 Технологические процессы подготовки нефти

ЦППН Суторминского месторождения предназначен для приема и подготовки обводненной нефти с дожимных насосных станций (ДНС) от Суторминского, Крайнего, Сугмутского месторождений, сдачи нефти потребителю, аварийного хранения обводненной и подготовленной нефти в резервуарах, очистки сточных и пластовых вод с последующей подачей на КНС.

Технологический процесс подготовки нефти заключается в сепарации, обезвоживании и обессоливании нефти, очистке и дегазации сточных вод. Сырьем является сырая нефть поступающая с промыслов, продукцией - подготовленная нефть, попутный газ и очищенная вода. Технологический процесс характеризуется непрерывностью, законченностью технологического цикла. Весь технологический комплекс выполнен на основе технологических блоков, оснащенных приборами контроля, регулирования и системами автоматизации, являющимися частью общей системы автоматического управления ЦППН.

Нефтяная эмульсия, поступающая на ЦППН, совместно с введенным в нее деэмульгатором распределяется между двумя установками подготовки нефти УПН-1,2 и УПН-3,4.

Предварительно обработанная деэмульгатором нефть после дожимных насосных станций, давлении до Р=1,0 МПа, температурой 5-20оС и содержанием воды до 72% об. поступает в ЦППН.

Технологический процесс характеризуется непрерывностью, законченностью технологического цикла. Весь технологический комплекс выполнен на основе технологических блоков, оснащенных приборами контроля, регулирования и системами автоматизации, являющимися частью общей системы автоматического управления ЦППН.

 

2.2 Оборудование, применяемое в процессе подготовки нефти

 

 

2.3 Схема подачи деэмульгатора

 

 

2.4 Требования, предъявляемые к качеству нефти при ее поставке нефтеперерабатывающем заводом

В системе нефтеперерабатывающий завод-нефтебаза за качество нефтепродуктов отвечает поставщик – Госкомнефтепродукт. Однако 80% нефтебаз и все АЗС не имеют своих лабораторий, и не производят проверку качества нефтепродуктов. Следовательно, в систему нефтебаза - АЗС - нефтесклад предприятия и организации могут легко попадать нефтепродукты не соответствующие показателям качества стандартов.

Для обеспечения надежной и долговечной работы техники проводится регулярная проверка качества нефтепродуктов, которая включает следующее: определение соответствия физико-химических свойств нефтепродукта требованиям действующих стандартов и технических условий, установление сорта, исключение применения некондиционных продуктов, предупреждение ухудшения свойств при транспортировании, хранении и применении, своевременное исправление качества, обоснование применения определенных марок продуктов и сроков проведения технического обслуживания техники, предъявление претензий нефтебазам

Госкомнефтепродукта и нефтеперерабатывающей промышленности на поставку продукции, не соответствующей стандартам или техническим условиям.

Контрольные анализы и испытания нефтепродуктов серийного и массового производства установлены трех видов: приемно-сдаточные, периодические контрольные и проверочные испытания (полный и арбитражный). Порядок испытаний (анализов) в ходе непрерывного процесса производства указан в технологических регламентах и при необходимости в нормативно-технической документации. Объем приемно-сдаточных и периодических испытаний регламентирован в стандартах и технических условиях на конкретные виды и марки нефтепродуктов, а также в ведомственных инструкциях.

Контроль качества выпускаемых горюче-смазочных материалов осуществляют службы технического контроля и заводские лаборатории предприятия-изготовителя в порядке, установленном руководством предприятия в соответствии с утвержденной технической документацией. Результаты приемно-сдаточной проверки отражаются в товаросопроводительной документации – паспорте, где указывают правила приема и фактические результаты испытаний (анализов). Периодическим контрольным испытаниям и проверкам подвергают продукцию, выдержавшую приемно-сдаточные испытания.

Контрольные испытания и проверки проводят с учетом требований потребителей и после слива нефтепродуктов в резервуары, в процессе хранения.

Цель анализа: по некоторым наиболее характерным показателям качества определить, что данный нефтепродукт не перемешан с другими сортами, а при хранении – установить начало изменения качества нефтепродукта.

Полный анализ проводят перед длительным хранением, после восстановления качества, периодически в процессе хранения, в особых случаях при приеме (см. ниже), а также тогда, когда необходимо установить действительное качество нефтепродукта. Контрольный и полный анализы позволяют также установить начало ухудшения качества нефтепродуктов при хранении и наметить сроки своевременного их освежения.

Арбитражный анализ проводят с целью установления правды при разногласиях по качеству нефтепродуктов лабораториями разных компаний, нефтебаз или лабораториями отправителя или получателя. При арбитражном анализе либо проводят полный анализ, либо определяют показатели, по которым есть разногласия.

Основным документом, удостоверяющим качество нефтепродукта при его получении, является паспорт, который обязана выдавать нефтебаза Госкомнефтепродукта по требованию потребителей. Паспорт качества позволяет контролировать состояние хранимых нефтепродуктов и успешно решать споры с заводами-изготовителями техники при отклонении ими рекламаций на неисправную работу машин.

Контроль качества заключается в отборе проб их визуального осмотра и анализа, а также изучении паспортов качества на полученные нефтепродукты. Основное внимание при этом уделяют объектам, которые могут быть источником ухудшения качества нефтепродукта. Так, при приеме горюче-смазочных материалов проверяют: техническое состояние цистерн (железнодорожных, автомобильных); исправность крышек, колпаков и люков с уложенными в них прокладками, обеспечивающими герметичность; показатели качества (по паспорту) прибывших нефтепродуктов, которые сравнивают с требованиями стандарта на получаемый сорт; наличие и исправность пломб; соответствие номера цистерны номеру, указанному в накладной; порядок отбора проб для визуального или лабораторного контроля качества нефтепродуктов; качество зачистки резервуаров или подготовку или подготовку их к приему поступившего продукта.

При отпуске и применении нефтепродуктов соблюдают следующий порядок: в первую очередь реализуют горюче-смазочные материалы первого поступления; проверяют визуально содержание механических примесей и воды, чистоту тары, горловины бака и наличие паспорта качества; принимают меры по предотвращению попадания в нефтепродукты пыли, грязи и воды.

Основные задачи контроля: установление поставщиков нефтепродуктов и достаточность их ассортимента, фактического качества, соответствие показателей действующей нормативно-технической документации на производство, выявление причин снижения качества, выдача рекомендаций по их устранению и проверка их выполнения, пропаганда и внедрение новых сортов горюче-смазочных материалов, оборудования и средств по их транспортированию и хранению.

При выявлении некондиционных сортов нефтепродуктов принимается решение о путях и методах восстановления их качества с оформлением соответствующего акта.

 

 

2.5 Расчет блока обессоливания нефти

 

 

2.6 Расчет поверхности охлаждения группы теплообменников Т1 ФОРМУЛЫ В РЕДАКТОРЕ, ОФОРМИТЬ КАК В ПРАКТИЧЕСКИХ

1. Определяем поверхность теплообмена, если КПД теплообмена 95%, и конечную температуру стабильной нефти, пришедшей на охлаждение с блока теплообменников Т2. Коэффициент теплопередачи 120 ккал/(м2 * 0С).

Gсыр=513700 кг/ч, t1сыр=8 0С, t2сыр=60 0С - температуры сырой нефти,

Gстаб=474800 кг/ч, t1стаб=103 0С - температура стабильной нефти

K = 120 ккал/(м2 * 0С), КПД = 0,95

2. Количество сырой нефти:

Gсырнефть=489043 кг/ч - количество сухой нефти (95,2%),

Gсырвода=24658 кг/ч - количество воды (4,8%);

3. Количество стабильной нефти:

Gстабнефть=473850,4 кг/ч - количество сухой нефти (98,8%),

Gстабвода=949,6 кг/ч - количество воды (0,2%);

с = 4,18 теплоёмкость воды;

ссыр=0,873 плотность сырой нефти,

сстаб=0,865 плотность стабильной нефти;

4. Исходя из температур, находим энтальпию:

I1сыр=7,848 кДж/кг, I1стаб=178,57 кДж/кг, I2сыр=104,647 кДж/кг.

5. Находим количество тепла сырой нефти (Qсыр):

Qсыр=Q2сыр - Q1сыр, (4.26)

где Q1сыр - количество тепла сырой нефти на входе в теплообменник,

Q2сыр - количество тепла сырой нефти на выходе из теплообменника;

Q1сыр=Gсырнефть * I1сыр +Gсырвода * с * t1сыр, (4.27)

Q1сыр=489043* 7,848 +24658* 4,18 * 8 = 5,736*107 ккал/час,

Q2сыр=Gсырнефть * I2сыр +Gсырвода * с * t2сыр, (4.28)

Q2сыр=489043* 104,647 +24658* 4,18 * 60 = 5,736*107 ккал/час;

Qсыр=5,736*107 - 5,736*107 = 5,5 *107 ккал/час;

6. Количество тепла стабильой нефти (Qстаб):

Qстаб = Qсыр, Qстаб = Q2стаб - Q1стаб,

где- Q1стаб- количество тепла стабильной нефти на входе в теплообменник

Q2стаб -количество тепла стабильной нефти на выходе из теплообменника;

Q1стаб = Gстабнефть * I1стаб +Gстабвода * с * t1стаб, (4.30)

Q1стаб = 473850,4 * 178,57 +949,6 * 4,18 * 103 = 8,5*107 ккал/час;

Q2стаб = Gстабнефть * I2стаб +Gстабвода * с * t2стаб, (4.31)

Q2стаб = Q1стаб * KPD - Qсыр, (4.32)

Q2стаб = 8,5*107 * 0,95 - 5,5 *107 ккал/час,

Q2стаб = 2,577 * 107 ккал/час;

 

7. Из формулы находим температуру стабильной нефти на выходе из теплообменника:

t2стаб = (Q2стаб - Gстабнефть * I2стаб) / (Gстабвода* с),

где- I2стаб подбираем из таблицы зависимости энтальпии от температуры,

I2стаб = 54,1 кДж/кг;

t2стаб = (2,577 * 107- 473850,4 * 54,1) / (949,6 * 4,18),

t2стаб = 34,75 0С;

8. Поверхность теплообмена находим по формуле (4.34):

F =Qсыр / К * Т sr,

F = 15300 м2

Полученный результат поверхности теплообмена 15300 м² позволяет обеспечить заданную производительность установки по сырой нефти 513700 т/год, так как общая поверхность теплообмена группы теплообменников Т1 составляет 7650 м², количество теплообменников равно 14, с учетом того, что поверхность теплообмена одной группы теплообменников равна 560 м². Расчётное число теплообменников Т1 равен заводскому.

 

2.7 Эффективность применения деэмульгаторов при подготовке нефти на ЦППН

Деэмульгаторы предназначены для предотвращения образования эмульсии и для разрушения существующих эмульсий.

Вводить деэмульгатор следует на ранней стадии добычи и транспортировки нефти, точек ввода может быть несколько. Первая и необходимая точка ввода - погружной глубинный насос: здесь эмульсия образуется чаще всего. Подводить деэмульгатор к месту забора жидкости насосом наиболее целесообразно по капилляру внутри кабеля насоса.

Деэмульгаторы «СПГК-Д» подаются в товарной форме дозировочным насосом из емкостей, имеющих мерное стекло. Контроль расхода деэмульгатора по контрольному стеклу необходимо производить не менее трех раз в сутки.

После каждой ступени сброса воды необходимо проверять, достаточное ли количество деэмульгатора нефти осталось в жидкости: проверка производится раз в неделю или чаще методом бутылочного теста, описанного в технических условиях к продукту. Как показывает практика, даже масло и нефтерастворимые деэмульгаторы до 30% вымываются водой, поскольку работают на границе раздела фаз «нефть-вода».

Необходимо постоянно проводить мониторинг эффективности деэмульгаторов нефти в связи с изменяющейся эмульсионностью нефти из-за подкачивания новых кустов, а также влияния применяемых для увеличения нефтеотдачи пластов реагентов.

Перед промывкой нефти пресной водой необходимо подать дополнительную дозу деэмульгатора до точки подачи воды на расстоянии, достаточном для хорошего перемешивания реагента в нефти.

Важно грамотно рассчитывать количество деэмульгатора: чтобы избежать срывов при подготовке нефти, необходимо закладывать запас прочности по расходу в 10-15%.

Передозировка деэмульгатора проявляется только при увеличении расхода в 2-3 раза, тогда как недостаточное количество поданного деэмульгатора приводит к ощутимым потерям при откачке товарной нефти.

Необходимо корректировать дозировку деэмульгатора в сторону увеличения после каждой кислотной обработки скважин, поскольку эффективность продукта падает сразу после этого в 2-3 раза. При этом при подаче 100 г/т самых дорогих и эффективных реагентов стоимость обработки деэмульгатором для разрушения нефтяных эмульсий составит всего 0,002% стоимости нефти. В результате использовать большее количество эмульгатора гораздо выгоднее, чем терпеть потери при откачке нефти.

 

3 Охрана труда и противопожарная защита

Безопасная организация труда при подготовке нефти

Основными взрыво-и пожароопасными, вредными и токсичными веществами,

находящимися в производстве, являются нефть с попутным нефтяным газом,

химические реагенты.

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 эксплуатации и значительных объемов горючих веществ, перемещаемых по ним.

При эксплуатации насосных агрегатов представляет опасность высокое

напряжение электрического тока, подаваемого на электродвигатели.

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

1) отказы (неполадки) оборудования;

2) ошибочные действия персонала (в т.ч. нарушение трудовой дисциплины,

требований технологического регламента, инструкций по промышленной

безопасности и охране труда);

3) внешние воздействия природного и техногенного характера.

Отказы (неполадки) оборудования могут возникнуть из-за:

- эксплуатации аппаратов, оборудования и трубопроводов при параметрах, выходящих за пределы, указанные в технических условиях или паспортах;

- неисправности предохранительных клапанов и несоблюдении сроков их ревизии;

- неисправности контрольно-измерительных приборов и средств автоматики;

- пропуска нефти во фланцевых соединениях, в результате разрыва прокладок;

- появления трещин, выпучин, значительного уменьшения толщины стеноктрубопроводов и аппаратуры из-за коррозии, пропусков через дефекты всварных швах, чрезмерных пропусков в сальниковых и торцовых уплотненияхнасосов и т.д.;

- несвоевременного и некачественного проведение ремонтных работ;

- неисправности приборов определения взрывоопасных концентраций горючих газов.

Ошибки персонала 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. Причинами ошибочных действий могут стать:

- допуск к самостоятельной работе рабочих и инженерно-технических

- работников без инструктажа по промышленной, пожарной безопасности и

- охране труда, без стажировки на рабочем месте и проверки полученных ими

- знаний комиссией;

- несвоевременное обучение, аттестация и проверка знаний по промышленной безопасности и охране труда обслуживающего персонала и инженерно- технических работников;

- проведение работ повышенной опасности (газоопасных, огневых работ и т.д.) без оформления наряда-допуска с нарушением основных правил;

- курение в местах, не предназначенных для этого и специально не

- оборудованных;

- несвоевременное расследование, выявление причин, учет и доведение до каждого причин несчастных случаев на производстве, аварий, пожаров в соответствии с действующими положениями и инструкциями;

- выдача должностными лицами указаний или распоряжений, принуждающих подчиненных нарушать правила безопасности и охраны труда.

- 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 районе объекта;

- опасности, связанные с перевозкой опасных грузов в районе расположения

- объекта;

- аварии воздушных судов;

- специально спланированная диверсия.

Основными мероприятиями, обеспечивающими минимальный уровень

опасности производства и оптимальные санитарно-гигиенические условия труда работающих, являются:

1. Технические:

- своевременное освидетельствование, ревизия, ремонт сооружений,

- оборудования, предохранительных устройств;

- исправность контрольно-измерительных приборов и средств автоматики;

- немедленное прекращение работы неисправного оборудования;

- своевременное и качественное проведение ремонтных работ;

- обеспечение фактической освещенности рабочих мест, технологических

- блоков и территории установки больше или равной нормируемой

- освещенности, умноженной на коэффициент запаса; при оценке

- производственного освещения не реже одного раза в год после очередной чистки светильников и замены перегоревших ламп следует проверять уровень освещенности в контрольных точках;

- в качестве светильников ремонтного освещения для работ на территории ЦППН использовать взрывобезопасные фонари с аккумуляторными батареями.

- оборудование помещений системой приточно-вытяжной вентиляции.

- 2. Технологические:

- строгое соблюдение технологического регламента;

- эксплуатация аппаратов, оборудования, трубопроводов при параметрах,

- соответствующих требованиям технических условий или паспорта.

- 3. Организационные:

- соблюдение должностных инструкций, инструкций по промышленной

- безопасности и охране труда, инструкций по эксплуатации оборудования;

- обслуживающий персонал должен быть обучен, проинструктирован и

- аттестован в соответствии с требованиями нормативных документов в области промышленной безопасности и охраны труда;

- обеспечение сотрудников средствами индивидуальной и коллективной

- защиты, систематический контроль состояния средств защиты;

- своевременное расследование, выявление причин, учёт и доведение до

- каждого работника причин несчастных случаев на производстве, аварий,

- пожаров в соответствии с действующими положениями и инструкциями.