Техника и технология приема-сдачи нефти на "Лугинецком" месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Управление среднего профессионального и начального образования Томской области

Областное государственное бюджетное образовательное учреждение

среднего профессионального образования

"Томский политехнический техникум"

(ОГБОУ СПО "ТПТ")

Техника и технология приема-сдачи нефти на "Лугинецком" месторождении

Томск 2013г.

Задание на курсовой проект по дисциплине

"Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

студента 6 курса 139Р группы заочного отделения спец. 130503 Матыкова Владислава Витальевича

Тема: Техника и технология ПСН на Лугинецком месторождении

Исходные данные: Техника и технология ПСН,"Лугинецкого" НГКМ месторождения.

При выполнении курсового проекта на указанную тему должны быть предоставлены:

1.Пояснительная записка

Представлена общими сведениями о "Лугинецком" НГКМ месторождении, перечень графического материала основной и резервной схемы сдачи нефти на ПСН"Лугинецком", описание системы измерения количества и качества нефти, технологические трубопроводы, производственна охрана труда и охрана окружающей среды.

2.Графическая часть проекта

Лист 1 Технологическая схема основной и резервной сдачи нефти на ПСН "Лугинецкое".

Лист 2 Обзорная карта Южно-Мыльджинского лицензионного блока.

Лист 3 Технологическая (основная)схема СИКН

Рекомендуемая литература:

Геология нефти и газа Западной Сибири/А.Э. Конторович, И.И. Нестеров и др.;Паспорт приёмо-сдаточного пункта ПСН "Лугинецкое";СИКН метрологическое и техническое требование МИ 2825-2003;Технологический регламент ПСН "Лугинецкое";Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБН и ГП от 09.04.1998г;Закон Российской Федерации "О недрах" от 21.02.1992

Содержание

Введение

1. Назначение производственного объекта

2. Состав ПСН

2.1 Система измерения количества и качества нефти СИКН

2.1.1 Блок фильтров БФ

2.1.2 Блок измерительных линий БИЛ

2.1.3 Блок измерения качества БИК

2.1.4 Трубопоршневая поверочная установка ТПУ

2.1.5 Резервуарное оборудование

2.1.6 Насосы внутреннего и внешнего транспорта нефти

2.1.7 Установка ПНПТ с БПЖТ

2.1.8 Дренажные ёмкости

2.1.9 Диспетчерский пункт

3. Технологические трубопроводы

3.1 Классификация технологических трубопроводов

4. Расчетная часть

4.1 Расчеты и технические характеристики РВС-2000м3

4.2 Расчеты технологических трубопроводов

5. Способы доподготовки нефти на ПСН

6. Производственная охрана труда

6.1 Характеристика технологического процесса по взрывопожароопасности и вредности производства

6.2 Комплекс мер, обеспечивающий минимальный уровень опасности производства

7.1 Охрана окружающей среды

7.1 Охрана недр и окружающей среды

7.2 Охрана атмосферного воздуха от загрязнения

7.3 Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения

7.4 Охрана и рациональное использование земель

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Краткие сведения о месторождении

Лугинецкое нефтегазоконденсатное месторождение в административном отношении расположено в Парабельском районе Томской области в 400 км к северо-западу от г. Томска. Районный центр - с. Парабель - находится в 130 км от месторождения, а ближайший населенный пункт - г. Кедровый, удален расстояние около 80 км. Ближайшим крупным центром является г. Колпашево, расстояние до которого водным путем равно 570 км, по воздушной трассе - 220 км. Климат района континентальный, с продолжительной холодной зимой и коротким теплым летом. Зимний период продолжается с ноября по апрель, самая низкая температура в зимнее время - 40-50 ^оС. Величина снежного покрова достаточно велика, на заселенных Участках достигает 1,5 м. Почва зимой промерзает на 1-1,5 м.

Самый жаркий месяц лета - июль, когда температура воздуха поднимается до +35°С. Среднегодовое количество осадков составляет 450 -500 мм в год. Ледостав на реках начинается в ноябре, а вскрытие их ото льда приходится на конец апреля - начало мая. Навигационный период на крупных реках продолжается 150-170 дней, а на мелких - значительно меньше.

Шоссейные и железная дороги в районе месторождения отсутствуют. Доставка грузов производится авиатранспортом, в период навигации - по рекам, в зимнее время - по зимнику, связывающему г. Кедровый с областным центром - г. Томском. На месторождении развита сеть грунтовых дорог.

1. Назначение производственного объекта

ПСН "Лугинецкое" предназначен для ведения коммерческих операций по приему-сдаче нефти в магистральный нефтепровод для дальнейшей транспортировки по системе магистральных нефтепроводов.

Режим работы объекта - непрерывный круглосуточный.

Насосная внешней откачки ПСН "Лугинецкое" во время приема-сдачи нефти работает непосредственно в систему магистральных нефтепроводов.

При работе по основной схеме учета нефти, нефть с насосной внешней откачки подается в магистральный нефтепровод через СИКН. Коммерческий узел учета нефти СИКН предназначен для измерения динамическим массовым методом количества нефти с суммарной погрешностью не более 0,25% по массе брутто, а также автоматического и ручного отбора объединенной пробы нефти для определения показателей качества при учетных операциях приёма-сдачи нефти по СИКН также позволяет определять показатели качества нефти не участвующие при учетно - расчетных операциях, но имеющие информационный характер для заполнения паспорта качества нефти (температура, плотность, давление) и предотвращающие сдачу-приём некондиционной нефти.

2. Состав ПСН

В состав ПСН входит следующее оборудование:

2.1 Система измерения количества и качества нефти СИКН

СИКН - Система Измерения Количества и показателей качества Нефти предназначена для автоматизированного коммерческого учета товарной нефти прямым массово-динамическим методом, а так же для определения качественных показателей нефти при ведении документов, предназначенных для операций учета товарной нефти между Поставщиком и Потребителем на объектах нефтепереработки, а так же при проведении учетно-расчетных операций при транспортировке нефти и нефтепродуктов.

БФ(блок фильтров):

Фильтр МИГ-150,предназначены для очистки от механических примесей в сырой и товарной нефти. Принцип действия данной модели основан на прохождении жидкости через фильтрующий элемент(бронзовую сетку),которая задерживает различного рода частицы и мех.примесей.

В табл.1 приведены СИ и основное технологическое оборудование БФ.

Табл.1

№ п.п.	Наименование средства измерений и оборудования	Технические характеристики	Допустимая погрешность	Количество, шт.
1	Фильтр МИГ-150	Ду=125		2 шт.
2	Кран шаровый КШЭ с электроприводом "Rotork" IQ20	Ду=125		1 шт.
3	Датчики давления Метран 43Ф-ЕХ-ДД	ДР = 0…4 кгс/см2 +/- 0,25%	Д = ±2,5 %	2 шт.
5	Манометры МТИ-1246-10,0 МПа-06	Р = 0…10,0 МПа, Кл.0,6	Д = ±0,6 %	5 шт.
6	Термометр ртутные стеклянный по ГОСТ 215-73 для контроля температуры.	Т= 0 - 55 0С	Д = ±0,2 0С	1 шт.

БИЛ(блок измерительных линий):

Массомер рабочий Micromotion Elite CMF 300-предназначен для коммерческого учета товарной нефти на узлах СИКН

Блок измерительных линий состоит из двух рабочих и одной резервно-контрольной линий, предназначен для измерения массового расхода товарной нефти. Конструктивно БИЛ выполнен на одной раме.

В табл.2 приведены СИ и основное технологическое оборудование БИЛ.

Табл.2

№	Наименование средства измерений и оборудования	Технические характеристики	Допустимая погрешность	Количество, шт.
1	Массомер рабочий Micromotion Elite CMF 300	Qmax=136 т/ч	Д = ±0,25 %	2 шт.
2	Массомер контрольный Micromotion Elite CMF 300	Qmax=136 т/ч	Д = ±0,20 %	1 шт.
3	Преобразователи давления Метран 43-ЕХ-ДИ.	Р=0…100кгс/см2 +/- 0,25%	Д = ±0,5 %	3 шт.
4	Манометры МТИ-1246-10,0 МПа-06	Р = 0…10,0 МПа, Кл.0,6	Д = ±0,6 %	3 шт.
5	Термометры ртутные стеклянные для контроля температуры.	Т= 0 - 55 0С	Д = ±0,2 0С	3 шт.
6	Кран шаровый КШЭ с электроприводом "Rotork" IQ20 FA14 A 24 RPM.	Dу = 80 мм	---	5 шт.

нефть насос дренажный трубопровод

БИК(блок измерения качества):

БИК является конструктивно законченным изделием, имеющим одну ветвь Ду-50 определения параметров качества нефти, (плотности, влагосодержания и т.д.) и содержит следующие приборы и оборудование:

Поточный плотномер Solartron 7835:

Преобразователь плотности жидкости модели 7835 (Solartron7835) разработан для непрерывных измерений плотности в приложениях коммерческого учета сырой нефти

Поточный влагомер УДВН-1пм:



Влагомеры нефти поточные серии УДВН 1пм предназначены для измерения в автоматическом режиме содержания воды в нефти методом ультразвука.

Ультразвуковой расходомер-счетчик "Krone":

Требуется для прокачки нефти с выхода блока измерительных линий в блок качества и далее в выходной коллектор СИКН.

Состав БИК приведен в табл.3

Табл.3

№ п.п.	Наименование средства измерений и оборудования	Технические характеристики	Допустимая погрешность	Количество шт.
1	Поточный плотномер Solartron 7835	700-1000 кг/м3, ± 0,30 кг/м3	Д = ± 0,30 кг/м3	1 шт.
2	Поточный влагомер УДВН-1пм	0,01 - 4,0 %	0.12%	1 шт.
3	Ультразвуковой расходомер-счетчик "Krone"	1 - 4м3/ч ± 0,50%	5%	1 шт
4	Автоматический пробоотборник	Dу = 50 мм	---	2 шт.
5	Ручной пробоотборник	Dу = 50 мм	---	1 шт.
6	Преобразователи давления Метран 43-ЕХ-ДИ.	Р=0…100кгс/см2 +/- 0,25%	Д = ±0,5 %	2 шт.
7	Манометр МТИ-1246-1,6 МПа-06	Р = 0…10 МПа, Кл.0,6	Д = ±0,6 %	6 шт.
8	Термометр ртутный для контроля температуры	Т = 0 - 55 0С	Д = ±0,2 0С	2 шт.
9	Преобразователи давления Метран 43Ф-ЕХ-ДД	ДР = 0…4 кгс/см2 +/- 0,25%	Д = ±0,5 %	2 шт.

ТПУ (трубопоршневая поверочная установка)

ТПУ предназначена для поверки и контроля метрологических характеристик (в дальнейшем КМХ) массомеров, смонтированных на измерительных линиях узла учета нефти, на месте эксплуатации.

Средства измерений и оборудование, входящие в состав ТПУ в табл.4

Табл.4

№ п.п.	Наименование средства измерений и оборудования	Технические характеристики	Количество шт.
1.	Трубопоршневая установка "COMPAKT PROVER" P2M1B6A2A1F1MBR	Dу = 12", Qмах = 227м3/ч	1 шт.
2.	Преобразователь давления фирмы "Fisher Rosemount" модель 3051 TG.	Р=0- 100 кгс/см2 +/- 0,075%	1 шт.
3.	Преобразователь температуры "Fisher-Rosemount"	Т = -30 - +100?С	1 шт.
4.	Поточный плотномер Solartron 7835	700-1000 кг/м3, ± 0,3 кг/м3	1 шт.

Резервуарный парк объемом 4000м3 РВС-2000(2шт.)

Резервуары вертикальные стальные цилиндрические (РВС) приспособлены для приема, хранения, и выдачи нефтепродуктов, а также воды, и других жидкостей, в различных климатических условиях. Резервуары должны быть оборудованы:

Замерный люк- люк, предназначенный для замера уровня жидкости продукта;

Хлопушка - для предотвращения утечек при неисправности задвижек;

Дыхательные клапана - клапана, предназначенные для поддержания в газовом пространстве расчетного давления и вакуума;

также РВС оборудуется системой пожаротушения:

Насосная внешнего и внутреннего транспорта нефти (НПС 65/35-500 - 3 шт.); (НК 65/35/240-2шт.)

Насосы типа НПС и НК предназначены для перекачивания нефтепродуктов.

Насосы, изготавливаемые в различных климатических исполнениях, предназначены для работы вне помещений и в помещениях, где по условиям работы возможно образование взрывоопасных смесей, горючих газов или паров с воздухом. Привод насосов - взрывозащищенные электродвигатели. Насосы с приводом устанавливаются на общей фундаментной плите, их валы соединяют зубчатой муфтой с промежуточным валом. В местах выхода вала из корпуса насоса устанавливаются торцовые или сальниковые уплотнения.

Насосы типа НПС - межопорные секционные восьмиступенчатые с плоским горизонтальным разъемом корпуса. Смазка подшипников - жидкостная, циркуляционная.

Насосы типа НК - консольные, с одним рабочим колесом одностороннего входа и направляющим аппаратом. Смазка подшипников - жидкая, циркуляционная.

Установка подогрева нефти с 2-мя подогревателями (ПНПТ-0,63) и блоком подготовки жидкого топлива (БПЖТ-0,22-4,0);

Подогреватели нефти с промежуточным теплоносителем ПНПТ предназначены для нагрева нефти и нефтяной эмульсии при их транспорте и промысловой подготовке. Технологический процесс нагрева нефти осуществляется следующим образом:

Нефть из промысловой сети через задвижку поступает в продуктовый змеевик подогревателя, нагревается от промежуточного теплоносителя, после чего выводится из подогревателя. Топливо сжигается в топке подогревателя, отдавая тепло промежуточному теплоносителю; Охлажденные продукты сгорания при помощи дымовой трубы выводятся из топки подогревателя в атмосферу. Блок нагрева предназначен для передачи тепла от продуктов сгорания нагреваемому продукту.

Автоматизированный блок БПЖТ предназначен для подготовки жидкого топлива, используемого на установках для нагрева нефти (путевые подогреватели, автоматизированные нефтенагревательные печи) и других аппаратах с огневым подогревом. Условное обозначение - БПЖТ.

Дренажные емкости: Е-1/1 V=12,5 м³ , Е-2/2 V=8 м³ , Е 2/1 V=63 м³



Емкости подземные горизонтальные дренажные предназначены для слива остатков светлых и тёмных нефтепродуктов, в том числе в смеси с водой, из технологических трубопроводов и аппаратов на предприятиях нефтяной и газовой отраслей.

Диспетчерский пункт(операторная)

Операторная предназначена для размещения автоматизированного рабочего места оператора-товарного (ЭВМ с программным обеспечением) и шкафов управления,а также для контроля за технологическим процессом и его управлением. Здание операторной представляет собой утепленный блок панельно-каркасной конструкции, оборудованный системами электроснабжения, вентиляции, водоснабжения, канализации, отопления (электрического или водяного) или при необходимости, системой кондиционирования.

3. Технологические трубопроводы

3.1 Классификация технологических трубопроводов

Технологические трубопроводы-трубопроводы, предназначенные для транспортирования в пределах промышленного предприятия или группы этих предприятий различных веществ (сырья, реагентов, а также промежуточных и конечных продуктов, полученных или используемых в технологическом процессе и др.), необходимых для ведения технологического процесса или эксплуатации оборудования.

Технологические трубопроводы классифицируют по роду транспортируемого вещества, материалу труб, рабочим параметрам, степени агрессивности среды, месту расположения, категориям и группам.

По роду транспортируемого вещества технологические трубопроводы разделяются на нефтепроводы, газопроводы, паропроводы, водопроводы, мазутопроводы, маслопроводы, бензопроводы, кислотопроводы, щелочепроводы, а также специального назначения /трубопроводы густого и жидкого смазочного материала, трубопроводы с обогревом, вакуумпроводы/ и др. По материалу, из которого изготовлены трубы, различают трубопроводы стальные /из углеродистой, легированной и высоколегированной стали/, из цветных металлов и их сплавов /медные, латунные, титановые, свинцовые, алюминиевые/, чугунные, неметаллические /полиэтиленовые, винипластовые, фторопластовые, стеклянные/, футерованные /резиной, полиэтиленом, фторопластом/, эмалированные, биметаллические и др.

По условному давлению транспортируемого вещества трубопроводы разделяют на вакуумные, работающие при давлении ниже 0,1 МПа, низкого давления, работающие при давлении до 10 МПа, высокого давления /более 10 МПа/ и безнапорные, работающие без избыточного давления.

По температуре транспортируемого вещества трубопроводы подразделяются на холодные, нормальные и горячие.

По степени агрессивности транспортируемого вещества различают трубопроводы для неагрессивных, малоагрессивных, среднеагрессивных сред.

4. Расчетная часть

4.1 Расчеты и технические характеристики РВС

Конструкция резервуара РВС состоит из:

-стенки цилиндрической;

-кровли стационарной крыши;

-конического днища;

-лестницы, площадок,

-ограждений, люков и патрубков;

-технологического оборудования.

Расчет стенки резервуара на прочность:

Толщины поясов стенки вычисляются по кольцевым напряжениям, определяемым в срединной поверхности цилиндрической оболочки на уровне с координатой xL, в котором радиальные перемещения стенки в пределах пояса являются максимальными.

В процессе прочностного расчета стенки учитывается коэффициент надежности для избыточного давления, равный 1,2 для режима эксплуатации и 1,25 для режима гидро- пневмоиспытаний.

Номинальная толщина стенки t в каждом поясе резервуара должна назначаться по формулам:



где

По согласованию с Заказчиком допускается принимать xL = 0.

Здесь и далее обозначено:

Индексы U, L относятся к параметрам поясов, примыкающих соответственно сверху и снизу к i-му стыку (рис. 9.1). Расчет производится последовательно от нижнего пояса к верхнему. При вычислении толщины первого пояса следует принять xL = 0.

Допускается использовать толщины поясов tL, полученные по результатам расчета стенки на устойчивость и сейсмостойкость

Расчет высоты налива и объема жидкости в резервуаре:

Высота налива (допустимый (максимальный) аварийный уровень налива жидкости) определяется для РВС с пеногенераторами встроенными в стенку РВС нижним краем пеногенератора минус 0,3м (предусматривается АСКП - автоматическая система комбинированного пожаротушения).

Расчет каре резервуара:

Согласно СНиП 2.11.03-93 высота обвалования или защитной стенки подбирается из условия объема каре равного номинальному (строительному) объему одного резервуара, находящегося внутри обвалования (защитной стенки) плюс 0,2 м [РД 16.01 - 60.30.00 - КТН - 026 - 1 - 04, п. 6.2.4].

Высота каре резервуара находится в пределах 2,75-5м.

Принимаем Н_к = 3м.

+ объем песчаной подушки под резервуаром.

Высоту песчаной подушки принимаем H_под=0,35 м.

Проведем расчет объема песчаной подушки по формуле усеченного конуса.

Радиус подушки на 0,7м больше радиуса основания резервуара.

Радиус верхнего основания:

Радиус нижнего основания:

Т.к. i=45???? , радиус нижнего основания будет больше на высоту подушки.

-объем песчаной подушки под резервуаром.

;

1 : m = 1 : 0,75;

m = 0,75; ;

грунт: суглинок;

;

;;

;

Д = 11,76² - 4 · 2,8 · ( -28630,6) = 320801 > 0

, принимаем .

,принимаем .

.

Рис. Каре резервуара (вид сверху).

4.2 Расчеты технологических трубопроводов

Внутренний (расчетный) диаметр трубопровода при заданном расходе жидкости и скорости ее протекания в трубопроводе определяют по формуле:

где Q -- расход жидкости, мг/ч;

х-- скорость течения продукта в трубопроводе, м/сек;

г-- удельный вес продукта при заданных параметрах, кг/м3 (принимается по справочникам).

Скорости движения различных газов и жидкостей, определенные расчетами и подтвержденные многочисленными практическими опытами, принимают следующие:

для воды и маловязких жидкостей (спирт, ацетон, бензин, слабые растворы кислот и щелочей) --от 15 до 30 м/сек;

для сжатого воздуха и насыщенного пара -- от 20 до 40 м/сек;

для перегретого пара и газов высокого давления -- от 30 до 60 м/сек.

Из вышеприведенной формулы следует, что чем выше скорость течения продукта, тем меньше должно быть проходное сечение трубопровода, а значит тем ниже будут затраты на его сооружение.

Внутренний диаметр трубопровода может быть определен по заданной потере давления (напора) в трубопроводе по следующей упрощенной формуле:

где ?p = P1--Р2 --допускаемая или заданная потеря давления между начальными и конечными участками трубопровода, кгс/см2;

о -- коэффициент гидравлического сопротивления для гладких труб, изменяющийся в пределах 0,02--0,04;

L -- длина трубопровода, м;

g -- ускорение силы тяжести, равное 9,81 м/сек.

Толщину стенок стальных труб, работающих под действием внутреннего избыточного давления, определяют расчетом на прочность и прибавкой толщины на износ от коррозии. При этом пользуются формулой:

где SР -- расчетная толщина стенки, мм;

С -- прибавка к расчетной толщине на коррозию, мм(для среднеагрессивных сред 2--5 мм). Расчетная толщина стенки:

где р -- внутреннее избыточное давление в трубопроводе,кгс/см2;

DH-- наружный диаметр трубы, мм;

удоп -- допускаемое напряжение на разрыв, сгс/мм2 (определяется по справочникам в зависимости от марки стали трубы и температуры транспортируемого продукта);

ц -- коэффициент прочности шва. Для бесшовных труб ц=1, для электросварных труб ц = 0,6--0,8 в зависимости от вида сварки и типа сварного шва. При изготовлении и монтаже трубопроводов, а также его ремонте нельзя допускать установки отдельных случайных вставок, деталей из неизвестного или непроверенного материала, так как это может вызвать тяжелую аварию.

5. Способы доподготовки нефти на ПСН

Так как на ПСН отсутствует оборудование для подготовки нефти, сепараторы, отстойники и прочее, наиболее вероятным способом доподготовки некондиционной нефти на ПСН является перекачивание жидкости с использование насосов внутренней перекачки нефти НК(65/35/240),РВС-2000м3 через печи подогрева нефти ПНПТ. Данная процедура происходит методом перекачивания обводненного нефтепродукта через печи подогрева где происходит нагревание, и дальнейшее смешивание с диэмульгатором. Попадая в резервуар методом отстоя(разделение дисперсных систем),жидкость дренируется в подземную емкость ЕП.

6. Производственная охрана труда ПСН

6.1 Характеристика технологического процесса по взрывопожароопасности и вредности производства

Основные моменты, определяющие опасность на ПСП при учете нефти, обусловлены особенностью эксплуатации технологических блоков режимом перекачки нефти при давлении 3,85 МПа, а также возможными непрофессиональными действиями обслуживающего персонала. Несоблюдение требований техники безопасности, пожарной безопасности, нарушение правил эксплуатации приемо-сдаточного пункта и положений регламента ПСП, плохая организация рабочих мест, несогласованность действий работающих, ослабление внимания и ошибки, отказы в работе оборудования и системе управления процессом перекачки нефти, могут привести к несчастным случаям, пожару или взрыву. В связи с этим нужно строго выполнять требования регламента ПСП и технологических норм по ведению режима, инструкций по технике безопасности, пожарной безопасности, осуществлять постоянный контроль за работой оборудования и приборов КИП и А. Характеристика основных опасных факторов:

· наличие в технологическом процессе жидких углеводородов, обладающих взрыво-пожароопасными свойствами и токсичным воздействием на организм человека;

· возможность отравления при отборе проб нефти, при пропуске через фланцевые соединения, при нарушении герметичности оборудования, арматуры или трубопроводов;

· возможность получения термических ожогов при ликвидации загорания или при попадании в зону огня;

· возможность поражения электрическим током при непосредственном контакте с неизолированным токоведущим проводом или оборудованием, находящемся под напряжением;

· наличие открытого огня в подогревателях нефти;

· возможность нарушения герметичности аппаратов, трубопроводов и появление утечек в атмосферу углеводородов с образованием паровых облаков, приводящих к взрыву, пожару и токсичному воздействию на людей;

· непрофессиональные действия обслуживающего персонала (незнание или неисполнение обязательных инструкций и требований нормативно-технической документации, нарушение норм технологического режима и положений настоящего регламента, плохая организация рабочих мест, несогласованность действий работающих, ослабление внимания и ошибки обслуживающего персонала при эксплуатации технологического оборудования, инженерных коммуникаций и сооружений).

6.2 Комплекс мер, обеспечивающих минимальный уровень опасности производства

В целях обеспечения нормальных условий труда и безопасности обслуживающего персонала и снижения вредности производства на ПСП "Лугинецкое" при учете нефти предусмотрены следующие мероприятия:

· полная герметизация технологического процесса;

· применение оборудования, арматуры и труб, обеспечивающих эксплуатацию узлов и коммуникаций в соответствии с ГОСТ 12.2.003-91;

· оборудование, арматура и трубопроводы приняты с учетом климатических условий, технологических параметров и агрессивности продукта;

· для предотвращения загазованности помещений насосной станции и узла коммерческого учета нефти предусмотрена механическая вентиляция в соответствии с ВНТП 3-85 п. 4.28,4. 38.

Во время работы рабочие обязаны пользоваться спецодеждой, спецобувью установленного образца. Спецодежда, спецобувь должны соответствовать действующему ГОСТу и выдаваться для каждой профессии работников в пределах установленных норм. При работе, где концентрация газа превышает допустимые нормы, для защиты органов дыхания рабочие обязаны пользоваться индивидуальными средствами защиты противогазами фильтрующими серии БКФ и шланговыми серии ПШ. Организацию и производство работ на СИКН и РВС следует проводить в соответствии с утвержденными действующими правилами и нормативными документами:

а) В области охраны труда и промышленной безопасности:

- "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности" ПБН и ГП от 09.04.1998г.;

- "Идентификация опасных производственных объектов магистральных нефтепроводов" РД 08-284-99г.,

- "Федеральным законом "Об основах охраны труда в Российской федерации №181-РФ от 17.07.1999г.

б) В области пожарной безопасности:

- "Пожарная безопасность зданий и сооружений" СНиП 21.01-97;

- "Правила пожарной безопасности в Российской федерации" 2003г.;

- "Пожарная автоматика зданий и сооружений СНиП 2.04.09-84.

в) В области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок:

- "Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей, IV-ое издание, 1994г.;

- "Правилами эксплуатации электроустановок потребителей", V-ое издание 1997г.

7. Охрана окружающей среды

7.1 Охрана недр и окружающей среды

Основными типами антропогенных воздействий на природу, изменение природы под их влиянием, являются:

· нефтяное загрязнение окружающей среды вследствие несовершенства технологии, аварийных разливов и несоблюдение природо-охранных требований;

· загрязнение атмосферы при сгорании газа в факелах и потери через негерметичное оборудование в районе компрессорной станции, при авариях на газо- и нефтепроводах;

· загрязнение природной среды промышленными и бытовыми отходами;

· развитие отрицательных физико-геологических процессов в зоне строительства и эксплуатации объектов (изменение поверхностного стока, заболачивание, подтопление, развитие оврагов, оползней, эрозии, активизация криогенных процессов на участках распространения многолетне-мерзлых пород, засоление выходом сеноманских вод);

· значительное изъятие земель и изменение баланса земельного фонда за счет сельскохозяйственных и лесохозяйственных предприятий.

· И как следствие от вышеотмеченных воздействий на природу:

· сокращение площадей пастбищ и соответственно, поголовья скота;

· сокращение ареалов редких видов растений, площадей, занятых ягодниками, лекарственными растениями и другими ценными видами флоры;

· нарушение лесов и нерациональный расход древесины при обустройстве передвижных поселков, временных дорог, промплощадок и др.;

· сокращение рыбных запасов вследствие загрязнения поверхностных вод, нарушения гидрологического режима при строительстве и эксплуатации месторождений;

· сокращение численности видов диких животных из-за браконьерства и перераспределения мест обитания основных видов и т.д.

В соответствии с действующими законами, постановлениями и положениями Правительства РФ во всех проектных документах по разработке Лугинецкого месторождения должны быть предусмотрены и реализованы на практике экологические исследования района работ и основные организационно-технические мероприятия, обеспечивающие безопасность населения, охрану недр, окружающей среды от возможных вредных воздействий, связанных с эксплуатацией залежи нефти.

Экологические исследования района работ включают в себя: анализ "исходного состояния" района; подробное описание состояния имеющихся уровней загрязнения; экологический инвентарь района (болот, озер, рек, лесов, тундры, торфяников); гидробиологические исследования рек и водоемов; составление гидрогеологической карты и карты растительности; подготовка комплекта документации с оценкой ущерба окружающей среды.

Общими мерами по охране окружающей среды являются: сокращение потерь нефти и газа; повышение герметичности и надежности нефтепромыслового оборудования; высокая степень утилиэации нефтяного газа; оптимизация процессов сжигания топлива при одновременном снижении образования токсичных продуктов сгорания. Все линии сбора нефти и магистральные нефтепроводы должны выдерживать деформации почвы во время периода таяния. Предотвращение аварийных выбросов производится ранним обнаружением притока пластовых флюидов в скважину, ликвидацией проявлений, контролем за буровым раствором, герметизацией устья скважины и др. Любой ущерб, нанесенный окружающей среде за пределами участков разработки, должен быть ликвидирован.

7.2 Охрана атмосферного воздуха от загрязнения

Основными вредными веществами, выбрасываемыми в атмосферу при разбуривании; и эксплуатации залежи, являются углеводороды, продукты сгорания газа и другого топлива (окислы углерода, оксиды азота, сажа и др.). Количественное определение содержания вредных веществ в атмосферном воздухе осуществляется с использованием методик и инструкций Госкомприроды, Госкомгидромета и Минздрава.

Чистота атмосферного воздуха обеспечивается путем сокращения абсолютных выбросов газов и обезвреживанием выбросов, содержащих вредные вещества.

Применять герметичные и закрытые емкости для хранения нефти и ГСМ, нейтрализовать и обезвреживать выхлопные газы ДВС.

Необходимо обустроить площадь герметизированной системой сбора, подготовки и транспорта нефти. Продукты стабилизации нефти необходимо утилизировать, а не сжигать на факелах.

Нефтяные резервуары необходимо оборудовать клапанами в северном исполнении типа КДС.

В качестве топлива рекомендуется использовать природный газ, процесс сжигания топлива следует оптимизировать.

О всех выбросах вредных веществ в случае аварии НГДУ должно сообщить в установленном порядке Комитету по охране природы по территориальной принадлежности.

7.3 Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения

Эта задача реализуется выделением и соблюдением водоохранных зон, повышением надежности магистральных нефтепроводов на участках прохождения через водоемы, оснащением бригад по ликвидации аварийных выбросов техникой и биобакпрепараторами для обработки загрязненной поверхности. Сброс промысловых стоков с объектов необходимо закачивать в продуктивные пласты.

Необходимо ежегодно разрабатывать и реализовывать водоохранные мероприятия по постановлению СМ СССР №64 от 19.01.88 "О первоочередных мерах по улучшению использования водных ресурсов в стране":

· промливневые стоки с площадок ДНС, КНС и других объектов сбрасывать в нефтесборные коллектора;

· осуществлять биологическую очистку хозяйственно-бытовых стоков;

· делать обваловку вокруг нагнетательных скважин, емкостей и других объектов;

· при ремонтах скважин сбор нефтяной эмульсии осуществлять в коллектор;

· поверхностные водозаборные сооружения должны быть оборудованы рыбозащитными устройствами;

· при ликвидации аварийных разливов предусмотреть использование адсорбентов.

7.4 Охрана и рациональное использование земель

При выборе площадок и трасс под строительство объектов основным критерием является минимальное использование лесов I и II групп, пойменной части рек и озер, а также обход кедровников, путей миграции животных и птиц. Принимается прокладка линейных сооружений (автодорог, трубопроводов, линий электропередач) в одном коридоре, что обеспечивает снижение площади занимаемых земель на 30-40%.

Земельные участки, отведенные в постоянное пользование, благоустраиваются с использованием предварительно снятого почвенно-растительного слоя. Земли, передаваемые во временное пользование, подлежат восстановлению (рекультивации). Земельные участки приводятся в пригодное для использования по назначению состояние в ходе работ, а при невозможности этого не позднее, чем в течение года после завершения работ.

Согласно требованиям лесного хозяйства организации, выполняющие строительные работы обязаны:

· обеспечить минимальное повреждение почв, травянистой и моховой растительности;

· произвести очистку лесосек и ликвидировать порубочные остатки;

· не допускать повреждения корневых систем и стволов опушечных деревьев;

· не оставлять пни выше 1/3 диаметра среза, а при рубке деревьев больше 30 см - выше 10 см, считая высоту шейки корня.

· осветление, нейтрализация жидкой фазы с последующей откачкой в нефтесборный коллектор;

· укладка геотекстиля и отсыпка слоя толщиной 1 м из привозного грунта;

· планировка рекультивируемой поверхности слоем торфо- песчаной смеси толщиной 15 см и почвосемян многолетних трав.

· Предотвращение аварийных разливов нефти и химреагентов обеспечивается:

· в случае аварии на ПСН автоматическим переключением потока нефти в аварийные емкости;

· аварийным отключением насосных агрегатов на ПСН и узлах;

· применением химреагентов-ингибиторов коррозии, парафино-гидратоотложений;

· закреплением трубопроводов на проектных отметках грузами и анкерами, препятствующими всплытию и порыву;

· прокладкой трубопроводов в кожухах через автомобильные дороги;

· контролем качества сварных швов трубопроводов методом радиографирования и магнитографирования и гидравлическое испытание на прочность и герметичность.

Ликвидация последствий аварий возлагается на аварийно-восстановительный участок, который должен быть создан в каждом НГДУ и оснащен техническими средствами согласно РД-39-0147103-376-86.

Заключение

Рассмотрев данную работу можно сделать вывод, что основным оборудованием на ПСН является: насосная внешнего и внутреннего транспорта нефти, печи подогрева нефти (ПНПТ) с Блоком Подготовки Жидкого Топлива(БПЖТ), Система Измерения Количества и качества Нефти(СИКН), сущность которой состоит в измерения массы нефти прямым методом динамических измерений с использованием массомеров, также одним из основных является резервуарный парк, который играет большую роль при перекачке(хранении) товарных нефтей и доподготовке некондиционной(обводненной) нефти. Основным направлением охраны труда является - обеспечить максимально возможную защиту персонала от несчастных случаев и повреждения оборудования, охрана недр и окружающей среды также направлена на минимальное нарушение целостности земной поверхности, защиту подземных и верховых вод и обеспечение сокращения выбросов газов атмосферу.

Список использованной литературы

1. Геология нефти и газа Западной Сибири/А.Э. Конторович, И.И. Нестеров и др.

2. Паспорт приёмо-сдаточного пункта ПСН "Лугинецкое"

3. СИКН метрологическое и техническое требование МИ 2825-2003

4. Технологический регламент ПСН "Лугинецкое"

5. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБН и ГП от 09.04.1998г.

6. Закон Российской Федерации "О недрах" от 21.02.1992

Размещено на Allbest.ru

...