Совершенствование системы сбора и подготовки нефти на месторождении Набиль

,

при

Граница существования расслоенной и пробковой структур определяется зависимостью критического Frсм.кр от в, записанной в виде экспоненты от полинома третьей степени параметра:

,

.

Поскольку экспериментальные данные при этом были получены для в = 0,99-0,20, не следует использовать эту зависимость вне указанного интервала. Так как граница, определяемая по уравнению, сужает область существования расслоенной структуры по сравнению с границей, получаемой из уравнения для промысловых газовых факторов, в дальнейшем будем использовать уравнение.

В действительности переходная зона от одной структуры течения газожидкостной смеси к другой имеет большую ширину, поэтому саму границу условно проводят где-то в середине переходной области. Выражая в через расходы фаз, минимальный диаметр КДФ определим из условия Frсм< Frсм.кр формуле:

,

где Qж - расход жидкости, т/сут.; Qг - расход газа, т/сут.

Здесь под Qж подразумевается сумма расходов нефти и воды.

Граница перехода от полностью расслоенной структуры к эмульсионной определяется через максимальную скорость жидкости по формуле:

,

где: у - поверхностное натяжение на границе раздела фаз нефть-вода; Дс - разность плотностей этих фаз, кг/; g - ускорение свободного падения ; сн - плотность нефти, кг/.

Полученный при этом критерий устойчивости по Кутателадзе для границы расслоенной и эмульсионной структур К = 3,13.

Под скоростью жидкости следует понимать усредненную скорость нефти и воды, поскольку скорости этих фаз несколько различны. Для малых рабочих газовых факторов полагаем, что жидкость занимает все сечение трубы. Исходя из этого, получаем оценочную формулу для минимального диаметра трубы из условия необходимости полного расслоения водонефтяной эмульсии как ограничивающего процесс параметра:

.

Длину КДФ следует рассчитывать из условия полной коалесценции капель и расслоения потока. При отсутствии специально рассчитанной коалесцирующей секции степень укрупнения или размер капель воды необходимо рассчитывать из условия транспортирования водонефтяной смеси в подводящем трубопроводе после определения и исключения из длины его длины массообменной секции.

Максимальная производительность КДФ, например, для условий из ЦСП рассчитывается по уравнению.

Условие Frсм< Frсм.кр после несложных математических преобразований с учетом обводненности w представляется неравенством:

,

где G - газовый фактор.

В соответствии с выражением после подстановки диаметра рассматриваемого КДФ d = l м при обводненности 70% и рабочего газового фактора 5 м3/т суточная производительность по жидкости из условий расслоения потока на газ и жидкость не должна превышать 40 тыс. м3/сут.

С учетом критерия К = 2 и замеренных 0,032 Н/м, 0,88 г/см3, плотности воды св = 1,15 г/см3 из формулы получим, что при полном расслоении эмульсии на нефть и воду скорость смеси не должна превышать 0,2 м/с. При этой скорости производительность по жидкости (для малых газовых факторов можно пренебречь площадью сечения трубы, занятой газом) не должна превышать 13,5 тыс. м3/сут.

С помощью экспресс-метода можно определить длину, и диаметр КДФ используя номограммы.

Более точно необходимое сечение концевого делителя фаз (КДФ) для газовой фазы рассчитывают по формуле:

,

где: Qж - производительность по жидкости, тыс. м3/сут.; Г - газовый фактор (рабочий), м3/м3; Wд - допустимая скорость газа, м/с, равная:

,

где: Р, Р0 - давление соответственно сепарации и атмосферное, кгс/см2; Т, Т0 - температура соответственно сепарации и стандартная, К; z, z0 - коэффициент сжимаемости газа соответственно в рабочих и стандартных условиях; KL - коэффициент длины; Кп - коэффициент пульсации; Vг - скорость, м/с; сж, сг - плотность соответственно жидкости и газа в рабочих условиях, кг/м3.

Низкие качество сепарации и производительность сепараторов обусловлены незавершенностью таких медленно протекающих в них процессов, как коалесценция зародышей газовых пузырьков и их всплытие в объеме нефти, гашение пены, возникающей в результате перехода газовых пузырьков через границу раздела фаз нефть-газ. А также отсутствием условий для возврата в нефть тяжелых компонентов газа и капелек жидкости, увлеченных потоком газа.

В связи с этим сепарацию газонефтяной смеси необходимо осуществлять при наиболее благоприятных термодинамических и гидродинамических режимах для каждого из происходящих процессов коалесценция газовых пузырьков. Переход их в состав газовой фазы, гашение пены, очистка газа от взвешенных частиц и жидкости при транспортировании продукции скважин на конечных участках сборных трубопроводов с расчетными характеристиками (длина, диаметр).

4.3 Расчет КДФ и подбор параметров работы

После совершенствования системы сбора и подготовки она будет иметь условно следующий вид (Рисунок 7). КДФ внедряемый мной будет установлен после АГЗУ, перед сепаратором для улучшенной подготовки скважинной продукции.

Рисунок 7. Схема системы сбора месторождения Набиль после усовершенствования

Для определения технологических параметров работы КДФ воспользуемся данными в таблице 5 и методологией определения длины и диаметра КДФ.

Таблица 5 - Исходные данные

Наименование, обозначение	Значение
Плотность нефти, , кг/м3	917
Плотность воды, , кг/м3	1012
Объемная производительность по жидкости, , м3/сут.	7000
Обводненность поступающей жидкости, , %	80,1
Температура на входе, Т, К	323
Давление на входе в установку, МПа	0,8
Давление на выходе, МПа	0,5
Газовый фактор, м3/сут.	45

Минимальный диаметр КДФ определим согласно зависимостям (3 - 5), при этом примем Vmax= 0,2 м/с, получим:

м;

м.

Исходя из полученных результатов, принимаем диаметр КДФ из нормального ряда dкдф = 1 м.

Объем аппарата определяется по формуле:

,

где: - время пребывания жидкости в КДФ, с; - коэффициент запаса, принято ; n - количество труб, n = 2;

Для наших расчетов примем время пребывания жидкости в аппарате = 15 мин, тогда:

м3;

Длина трубного водоотделителя определяется:

 м;

Производительность КДФ на входе:

по нефти:

м3/сут;

по воде:

м3/сут.;

Производительность КДФ на выходе:

по нефти:

м3/сут.;

по воде (на сепаратор):

м3/сут.

Таким образом, необходим КДФ со следующими технологическими параметрами: = 56,47 м, d = 1 м, = 42,51 м3. Это обеспечит уменьшение % воды в добываемой продукции на 4900 м3/сут.

5. Экономическая эффективность внедрения концевых делителей фаз на месторождении Набиль

5.1 Расчет экономического эффекта

На основании проведенных технологических расчетов по внедрению КДФ необходимо просчитать эффект и окупаемость капитальных вложений. В результате сравнения двух вариантов, подготовки скважинной продукции на месторождении Набиль с использованием и без использования КДФ из технологической части мы видим, что сброс воды после внедрения увеличивается, следовательно, в сепаратор нефтегазовая смесь поступает с меньшим процентным содержанием воды.

Внедрение КДФ предполагает покупку самого КДФ, транспортные расходы, затраты на его монтаж, эксплуатацию трубопровода (Таблица 6). Финансирование на этот проект будет происходить из собственных средств предприятия. Таким образом, нам надо выяснить, сколько мы получим прибыли и как быстро.

Таблица 6 - Структура капитальных вложений

Наименование затрат	Стоимость
Концевой делитель фаз	35000 руб.
Обустройство объекта	5500 руб.
Транспортные расходы	15000 руб.

Для того чтобы выяснить, насколько выгодна эксплуатация системы сбора с КДФ, проведем анализ по существующим затратам. Для этого просчитаем все существующие затраты до и после внедрения КДФ.

5.2 Затраты до внедрения КДФ

Общие затраты до внедрения КДФ рассчитаем по следующей формуле:

Зобщ. = Зэ.э + Зд.н. + ЗУСН,

где: Зэ.э - текущие затраты, затрачиваемые на электроэнергию, руб.; Зо.т - текущие затраты на обслуживание трубопровода, руб.; ЗУСН - текущие затраты для переработки на УСН, руб.

Определим текущие затраты для перекачки 1 т.н. в месяц. Расчет будем производить с учетом того, что в сутки по месторождению добывается 253 - 260 т. Стоимость перекачки 1 т.н. составляет 140 руб.

Зэ.э. = ,

где: Qдоб. - объем добытой нефти, т/сут.; Э - стоимость перекачки 1 т. н., тыс. руб.

Зэ.э. = = 35420 тыс. руб.

Определим затраты необходимые для проведения ремонтных работ на нефтепроводе в месяц:

Зд.н. = ,

где: Зд - стоимость ремонтных работ, тыс. руб. n - количество ремонтов на трубопроводе и нефтесборных сооружениях в месяц.

Зд.н. = = 120 тыс. руб.

Определим текущие затраты для технологической подготовки добытого количества сырья в сутки на УСН Набиль. Технологическая подготовка 1 т нефти на УСН составляет 9,2 тыс. руб., тогда:

ЗУСН = Зраб. + Зпод,

где: Зраб. - заработная плата оператора, тыс. руб./мес.; Зпод - текущие затраты при переработке нефтепродуктов на УСН, тыс. руб.

ЗУСН = 20 + 9,2 = 29,2 тыс. руб.

Таблица 7 - Экономические показатели до и после усовершенствования системы сбора и подготовки скважинной продукции

Показатели	2007 г.	2008 г.	2009 г.	Итого
Текущая добыча: нефть, т/сут. вода, т/сут.	253 1077	248,7 1082,3	245,2 1112	746,9 3271,3
% обводненности до КДФ % обводненности после КДФ	97,1 23	97,4 24	97,5 25
Затраты внедрение КДФ, руб.; монтаж и реконструкция, руб.	35000 5500			40500
Текущие затраты до внедрения
Стоимость перекачки 1т, тыс. руб.	140	140	140	1,2
Переработка на УСН, тыс. руб./мес.	29,2	29,2	29,2	74,4
Стоимость ремонтные работы, тыс. руб.	120	120	120	2540,16
Амортизационные отчисления, 10 %	2507	2507	---
Текущие затраты после внедрения
Стоимость перекачки 1 т, руб.	60	60	60	0,9
Переработка на УСН, тыс. руб./мес.	28,6	28,6	28,6	72,6
Стоимость ремонтные работы, тыс. руб.	70	70	70	88,2

Общие затраты в месяц до внедрения КДФ составят:

Зобщ. = 35 420 + 120 + 29,2 = 35 569,2 тыс. руб.

5.3 Затраты после внедрения КДФ

Основным эффектом после внедрения КДФ должна стать экономия на электроэнергию при перекачке, ремонте и подготовке нефти. Определим показатели с помощью формул (10-13).

Определим текущие затраты для перекачки 1 т. н. в месяц. Расчет будем производить с учетом того, что в сутки по месторождению добывается 253 - 260 т. При уменьшении процента обводненности перекачиваемой жидкости стоимость подготовки 1 т.н. составляет 60 руб., тогда:

Зэ.э. = = 15 180 тыс. руб.

Определим затраты, необходимые для проведения ремонтных работ на нефтепроводе в месяц. В связи с тем, что внедрение КДФ уменьшает количество воды в перекачиваемой жидкости, уменьшается риск аварийности, за счет снижения коррозионного воздействия, тогда получим:

Зд.н. = = 70 тыс. руб.

Определим текущие затраты для технологической подготовки добытого количества сырья в сутки на УСН Набиль. Технологическая подготовка 1 т нефти на УСН после предварительной очистки составит 8,6 тыс. руб., тогда:

ЗУСН = 20 + 8,6 = 28,6 тыс. руб.

Общие затраты в месяц после внедрения КДФ составят:

Зобщ. = 15180 + 70 + 28,6 = 15278,6 тыс. руб.

Следовательно, уже сейчас можем сделать вывод о том, что возникает экономия после внедрения. Это мы видим при уменьшении затрат на ремонт, электроэнергию. Все расчетные показатели приведены в таблице 7.

Экономический эффект от внедрения КДФ просчитаем следующим образом:

Э = Зобщ. до КДФ - Зобщ. после КДФ,

где: Зобщ. до КДФ - общие затраты до внедрения КДФ, тыс. руб., Зобщ. после КДФ - общие затраты после внедрения КДФ, тыс. руб.

Э = 35569,2 - 15278,6 = 20290,6 тыс. руб.

Таким образом, на основании проведенных расчетов можно сделать вывод о том, что внедрение КДФ имеет экономически обоснованную оценку. В результате, после внедрения мы получаем экономию в год 20290,6 тыс. руб.

6. Безопасность и экологичность проекта

6.1 Мероприятия по обеспечения безопасности

В настоящее время, практически все технологические процессы нефтегазодобывающей промышленности остаются потенциально опасными для окружающей среды или ее отдельных компонентов. Поэтому, для определения природоохранных мер, снижающих экологическую опасность проектируемых объектов, приводится описание возможных изменений природной среды для разных вариантов разработки.

Для обеспечения безопасных условий труда при обслуживании оборудования и сооружений по сбору, сепарации очистке и транспортированию нефти и газа необходимо. Прежде всего, соответствие оборудования условиям, возникающим при его эксплуатации, и требованиям, которые предъявляются к каждому виду этого оборудования, установке или к сооружению в целом правилами техники безопасности, строительными нормами и правилами.

Вместе с тем необходимо строжайшее соблюдение правил эксплуатации и правил безопасного обслуживания оборудования и сооружений. В частности, необходим контроль над исправностью трапов, сепараторов, запорной и предохранительной арматуры. При проведении ремонтных работ должны соблюдаться не только общие правила техники безопасности при выполнении этих работ, но и дополнительные правила, отражающие специфичность характера работ по ремонту оборудования и сооружений по сбору, сепарации, очистке и транспортированию нефти и газа.

Трапы сепараторы и другие аппараты, работающие под избыточным давлением 0,07 МПа и выше, должны удовлетворять требованиям правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. Они оснащаются предохранительными клапанами, манометрами и устройствами для автоматического спуска жидкости. Аппараты, с помощью которых замеряется дебит жидкости, имеют, кроме того, уровнемерные стекла или заменяющие их уровнеуказатели. Уровнемерные стекла на трапах должны снабжаться отводами для продувки в закрытую емкость или канализацию.

Предохранительные клапаны и контрольно-измерительные приборы устанавливают с учетом обеспечения удобства обслуживания и наблюдения за ними. Выкид предохранительного клапана имеет отвод, направляющий струю газа вверх.

У группы сепараторов с одинаковым рабочим давлением газ от предохранительных устройств может отводиться в общую линию (коллектор) на свечу, установленную на расстоянии не менее 25 м за пределами ограждения. Трапы сепараторы и другие аппараты оборудуются лестницами и площадками для их обслуживания.

На объекте при выделении сероводорода в концентрациях, превышающих допустимую, и выполнении опасных и сложных работ организуется непрерывное дежурство работников газоспасательной службы или добровольной газоспасательной дружины. Производственный персонал допускается к участию в таких работах по согласованию с ответственным руководителем работ и после специального инструктажа.

На нефтяных и газовых месторождениях, содержащих сероводород, оборудование и аппаратура применяются в антикоррозионном исполнении. Они должны иметь паспорта и гарантию завода-изготовителя на работу в соответствующей сероводородной среде. Если используются аппаратура и оборудование в обычном исполнении, то разрабатываются специальные технические условия на их эксплуатацию, а также принимаются дополнительные меры безопасности; защита оборудования от коррозии (использование защитных покрытий, ингибиторов и т. п.) и корректировка срока контроля, ремонта и замены оборудования при каждом конкретном условии.

Газосборные сети, коллекторы и конденсатопроводы проектируются и сооружаются в соответствии с требованиями СНиПа. Трубы газопроводов соединяют сваркой. Фланцевые и резьбовые соединения допускаются лишь в местах установки запорных устройств, компенсаторов, регуляторов давления и другой аппаратуры, а также для установки контрольно-измерительных приборов.

Запорные устройства газопроводов (задвижки, краны) устанавливают в колодцах с крышками. При наземной установке запорные устройства ограждают.

Канализационные колодцы и другие подземные сооружения, расположенные на производственной территории и вдоль газопровода на расстоянии до 15 м по обе стороны от него, проверяют на загазованность не реже трех раз в год, а в первый год эксплуатации - не реже одного раза в месяц. Проверка на загазованность осуществляется по средствам газоанализатора. Результаты проверки записываются в журнал.

При обнаружении газа в каком-либо из этих сооружений газопровод отключают, выявляют место утечки газа и проводят ремонтные работы. Кроме того, проверяют на загазованность все другие подземные сооружения, а также здания, расположенные на расстоянии 15 м по трассе газопровода.

Осмотр газопроводов и проверка их на герметичность, а также замер электрических потенциалов (на подземных газопроводах) осуществляются по графику, утвержденному руководителем предприятия, ответственным за их эксплуатацию. Графиком предусматривается проверка газопроводов на герметичность через три года после ввода их в эксплуатацию. А в последующие время - не реже одного раза в пять лет.

При необходимости ремонта или остановки газопровод на длительное время отключают от системы газопроводов. В случае порыва газопровод немедленно отключают и принимают меры по удалению из опасной зоны людей, транспортных средств и передвижных агрегатов.

Продувка и испытание вновь сооружаемых газопроводов осуществляется под руководством комиссии. Порядок проведения этих работ устанавливается инструкцией, в которой отражаются последовательность и способы выполнения работ. Персонал, занятый продувкой и испытанием газопровода, до начала работы проходит дополнительный инструктаж по безопасному ведению работ. Определяется зона оцепления газопровода. Находящиеся в этой воздушные зоне линии электропередачи отключают. Для наблюдения за состоянием газопровода во время продувки или испытания выделяются обходчики, которым вменяется в обязанность не допускать нахождения людей, животных и движения транспортных средств, в зоне оцепления, а также на дорогах, закрытых для движения. Обходчик должен немедленно оповещать руководителя работ обо всех обстоятельствах препятствующих проведению продувки и испытания или создающих угрозу для людей, животных, сооружений или транспортных средств, находящихся вблизи закрепленного за ним участка газопровода.

Ликвидация порывов газопроводов, ремонт и замена запорных устройств относятся к числу газоопасных работ и выполняются с соблюдением соответствующих правил и инструкций.

Перед началом работы лицо, ответственное за её проведение, проводит инструктаж рабочих о мерах безопасности, необходимых при выполнении работы.

Газоопасные работы, как правило, выполняются в дневное время. Работы по ликвидации аварии проводят в любое время суток под непосредственным руководством ИТР.

6.2 Опасные факторы на УСН

- Наличие на УСН легковоспламеняющихся жидкостей, паров газа, способность их образовывать с воздухом взрывоопасные смеси.

- Наличие на УСН избыточного давления взрывоопасных газов в сепарационных емкостях, технологических линиях.

- Вредное воздействие нефти и ингибиторов на кожу человека, а паров и газов на органы дыхания.

6.3 Основные причины аварий на УСН

- Отступление от норм технологического регламента.

- Повышение уровня в сепарационных емкостях выше максимально допустимого.

- Понижение уровня в сепарационных емкостях ниже минимально допустимого.

- Нарушение инструкций безопасного ведения работ.

- Неисправность приборов КИП и А.

- Коррозия аппаратов и ответственных трубопроводов.

- Несвоевременное проведение ремонта установки (капитального и текущего).

- Некачественное проведение ремонтных работ.

- Отключение электроэнергии.

- Несоблюдение сроков ревизии ППК.

- Применение открытого огня (курение, присутствие техники без искрогасителя) на территории УСН.

6.4 Мероприятия, обеспечивающие безопасные условия труда

К работе на УСН сепарации нефти допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие в установленном порядке медосмотр, обучение, инструктаж. После прохождения стажировки на рабочем месте, обслуживающий персонал должен сдать экзамен на допуск к самостоятельной работе.

Основное технологическое оборудование оснащено предохранительными клапанами на случай повышения давления выше расчётного.

Производственный процесс частично автоматизирован.

В операторской предусмотрена световая сигнализация отклонений параметров процесса от расчётных (уровня). При повышении и снижении уровня до максимально допустимых значений происходит включение звуковой сигнализации.

В целях предупреждения пожаров, взрывов и отравлений, обслуживающий персонал обязан:

- строго соблюдать требования правил безопасности в НГП-08-624-03;

- строго соблюдать технологический регламент, следить за своевременной ревизией и ремонтом сооружений, оборудования и арматуры, содержать в чистоте и исправности средства пожаротушения;

- находиться на рабочем месте в спец. одежде, рукавицах, касках, в очках;

- немедленно прекращать работу неисправного оборудования и отключать его от действующих коммуникаций;

- периодически проверять в установленные сроки предохранительные устройства, схемы сигнализации и блокировки с записью результатов в журнал по установленной форме;

- содержать в исправном состоянии и правильно применять индивидуальные средства защиты.

Для соблюдения пожарной безопасности на объекте УСН, как и при мероприятиях по обеспечению безопасных условий труда операторы, обслуживающие участок обязаны:

- проверять исправность предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на аппаратах, ёмкостях и трубопроводах;

- проверять работоспособность вентиляционных систем;

- при работе насосов постоянно следить за смазкой трущихся частей, а так же за температурой и износом торцевых уплотнений насосов;

- не допускать розливов нефти, пропусков газа на территории УСН;

- не допускать на территорию УСН посторонних лиц, а автотранспорт, находящийся на территории УСН должен быть оборудован искрогасителями;

- не захламлять входы и выходы на объектах;

- иметь необходимые первичные средства пожаротушения, содержать их в исправном состоянии, использовать только по назначению (Таблица 8);

- следить за целостностью, исправностью обвалования и бордюрного сооружения и при необходимости своевременно ремонтировать их;

- огневые и газоопасные работы на территории Узла сепарации нефти проводить только после оформления нарядов-допусков на проведение огневых и газоопасных работ и проведения комплекса подготовительных работ;

- содержать в исправном состоянии средства сигнализации о загазованности на объектах УСН;

- содержать в исправности систему производственных канализационных устройств;

- перечень аварийного инструмента, материалов и средств пожаротушения находящихся на УСН.

Таблица 8 - Первичные средства пожаротушения на УСН

Наименование инструмента	Количество
Лопата штыковая	1 шт.
Ведро	2 шт.
Топор	1 шт.
Огнетушитель ОП-10	3 шт.
Огнетушитель ОП- 50	2 шт.
Огнетушитель УО - 5	2 шт.
Багор	1 шт.

6.5 Охрана труда при эксплуатации резервуаров

На корпусе сосуда, работающего под давлением, на видном месте прикреплена металлическая пластина с нанесёнными клеймами паспортных данных:

- наименование завода изготовителя;

- наименование или обозначение сосуда;

- порядковый номер сосуда по системе нумерации предприятия-изготовителя;

- год изготовления;

- рабочее, расчётное, пробное давления;

- масса сосуда.

На каждом сосуде, после выдачи разрешения на его эксплуатацию, должны быть нанесены краской на видном месте или на специальной табличке форматом не менее 200 ? 150 мм:

- регистрационный номер;

- разрешенное давление;

Число, месяц и год следующих наружного и внутреннего осмотров и гидравлического испытания.

Для сосудов наружным диаметром более 325 мм допускается табличку не устанавливать. При этом все необходимые данные должны быть нанесены на корпус сосуда электрографическим методом.

Для управления работой и обеспечения безопасных условий эксплуатации сосуды, в зависимости от назначения, должны быть обеспечены запорной или запорно-регулирующей арматурой, приборами для измерения давления, предохранительными устройствами, указателями уровня жидкости.

Обслуживающий персонал должен строго соблюдать требования инструкции по эксплуатации, проверять исправность действия арматуры, контрольно-измерительных приборов, предохранительных устройств. Ремонт сосудов и его элементов (подчеканка швов, подтяжка болтов) во время работы не допускаются. Сосуд должен быть остановлен в случае:

- обнаружения в основных элементах сосуда трещин, выпучин, значительного утончения стенок, пропусков в сварных швах, разрыва прокладок;

- неисправности предохранительных клапанов;

- неисправность предохранительных блокировочных устройств, контрольно-измерительных приборов, средств автоматизации;

- возникновение пожара, непосредственно угрожающего сосуду под давлением.

6.6 Охрана труда при эксплуатации ПП - 0,63

К эксплуатации трубчатых печей и блочных огневых нагревателей допускаются лица, обученные и сдавшие в установленном порядке экзамен на право обслуживания топочных устройств.

Перед зажиганием горелок трубчатых печей и блочных огневых нагревателей, работающих на газовом топливе, необходимо проверить плотность закрытия рабочих и контрольных вентилей на всех горелках; спустить конденсат из топливной линии; продуть топливный трубопровод на свечу. Топка трубчатой печи перед зажиганием горелок должна быть продута паром в течение 15 мин. Перед розжигом огневого нагревателя объемного типа отсеки его должны быть заполнены водой.

Прежде чем приступить к розжигу панельных горелок, следует убедиться в том, что давление газа в коллекторах отвечает заданным нормам. При розжиге горелок необходимо через смотровое окно ввести запальник, поместить его перед одной из горелок, открыть вентиль подачи газа, включить запальник и убедиться через смотровое окно, что горелка зажжена. Дальнейшее зажигание горелок проводится по принципу «последующая от предыдущей». Нормальная эксплуатация трубчатых печей блочных огневых нагревателей заключается в поддержании всех параметров их работы в пределах, обусловленных общей технологической картой установки. Показатели, характеризующие их эксплуатационное состояние - температура сырья на выходе, дымовых газов и давление в змеевике или емкости.

Во время эксплуатации трубчатых печей должен быть обеспечен визуальный контроль над состоянием труб змеевика и трубных подвесок. При наличии отдушин на трубах, пропусках нефти в двойниках, деформации подвесок печь должна быть остановлена. Подтягивать нажимные болты для уплотнения пробок двойников можно только после остановки печи, снижения давления в трубах до атмосферного, освобождения змеевика от продукта и снижения температуры.

Различают плановую и аварийную остановки трубчатых печей. Плановую остановку печи ведут следующим образом. Поддерживая номинальную температуру на выходе нефти из печи, уменьшают расход нефти до 50-60%. После этого температуру на выходе уменьшают со скоростью 20-30°С/ч до оптимальной температуры, предусмотренной технологической картой при горячей циркуляции. Затем прекращают подачу свежей нефти в печь, и переводят печь на режим циркуляции. Далее температуру продолжают снижать, пока не станет возможной продувка змеевика для освобождения его от остатков сырья. В процессе уменьшения температуры для предотвращения прогаров или сильной коррозии дымовыми газами труб пароперегревателя рекомендуется в трубы пароперегревателя подавать пар до полной остановки печи.

Аварийная остановка печи сложнее, чем плановая, так как время на ее проведение при неожиданных резких нарушениях подачи нефти, пара и т. д. всегда ограничено. Наиболее опасно внезапное прекращение поступления в печь нефти пл. жидкости, что может быть следствием порыва сырьевого трубопровода, остановки насоса или поломки запорной арматуры, Если не принять немедленных мер, то неизбежно закоксовывание труб змеевика, а на некоторых установках даже полный выход их из строя. Первая операция при прекращении подачи нефти - тушение горелок с одновременным переводом печи на схему горячей циркуляции. Последующую полную остановку печи ведут в указанной последовательности.

Способ аварийной остановки печи при прогарах труб змеевика определяется размерами и участками этих прогаров. Небольшой разрыв на отдушине или начинающийся прогар сопровождаются незначительной течью нефти, наблюдаемой через «гляделки». В этом случае печь останавливают, как при плановой остановке. Если прогоревшая труба находится ближе к выходу из печи, продувку ведут против хода сырья, если же ближе к входу в печь - по ходу сырья. Сильные прогары - это серьезная авария, нередко сопровождающаяся пожарами, поэтому печь немедленно останавливают. Для этого быстро прекращают подачу сырья, тушат все форсунки и продувают змеевик паром. Для предотвращения распространения пламени открывают подачу пара на всех линиях пожаротушения печи.

После остановки трубчатую печь немедленно отключают от всех связанных с ней аппаратов, трубопроводов и насосов, закрывая при этом задвижки с последующей обязательной установкой заглушек.

При эксплуатации огневых нагревателей нужно следить за отсутствием утечек, отдушин на поверхностях нагрева, полнотой сгорания топлива. Состояние водоуказательных стекол необходимо проверять не реже 1 раза в смену. При обнаружении отдушин, прогара жаровых труб, течи во фланцевых соединениях или сварных швах следует аварийно остановить нагреватель. Повторный пуск нагревателя, не имеющего продувки камеры сгорания паром или воздухом, разрешается через 30 мин. после отключения.

6.7 Меры безопасности при работе с нефтепродуктами

Мерами предупреждения заболеваний, отравлений являются:

- предварительные и периодические медицинские осмотры;

- рекомендуются осмотры дерматологом;

- перевод беременных и кормящих женщин на труд не связанный с воздействием нефтепродуктов;

- соблюдение производственной санитарии;

- в закрытых помещениях обеспечить установку вентиляционных установок;

- проводить анализ загазованности на территории УСН;

- при работах на участках с выделением в атмосферу большого количества вредных газов и паров использовать противогазы;

- использование специальной одежды и специальной обуви, постоянный уход за ней;

- строгое соблюдение инструкций по охране труда.

6.8 Расчёт концентрационного предела распространения пламени для смесей горючих газов и паров

Нижний Шн (верхний Шк) предел распространения пламени для смеси горючих газов в % по объёмной концентрации выполняют по формуле:

Шн,Шк = У Шк/ У (Шк/Шнк),

гдеШк - объёмная концентрация которого горючего компонента смеси, %; Шнк - нижний или верхний предел, для смеси которого горючего компонента с воздухом, %; N - число горючих компонентов смеси.

Таблица 9 - Состав газа и пределы распространения пламени

Компонент смеси	Объёмное содержание	Нижний предел распространения пламени	Верхний предел распространения пламени
Метан СН4	0,94	5,28	14,1
Этан С2Н6	0,295	2,9	15
Бутан С4Н10	0,0022	1,8	9,1
Изобутан С4Н10	0,0032	1,8	8,4
Оксид углерода СО	0,0011	12,5	74

Подставив данные значения в формулу, получим для нижнего предела распространения пламени Шн = 1,006%. Верхний предел распространения пламени Шв = 22,83%.

Заключение

В разделах о геологических и технологических характеристиках месторождения Набиль был проведен анализ показателей. Из показателей разработки месторождения был сделан вывод, что целесообразно улучшать качество добываемой продукции, а точнее уменьшать процент воды в скважинной продукции перед сепарацией. Для этого мной была проанализирована существующая система подготовки скважинной продукции. Из чего был сделан вывод о том, что система подготовки работает неэффективно. Был просчитан концевой делитель фаз и осуществлен подбор параметров его работы.

Таким образом, на основании проведенных расчетов можно сделать вывод о том, что при внедрении КДФ улучшается качество перекачиваемой продукции. Это в свою очередь влияет на стоимость подготовки нефтепродуктов на УСН Набиль, уменьшается количество ремонтных работ, связанных с коррозией оборудования. И в целом улучшается и усовершенствуется технологический процесс при минимальных затратах.

месторождение нефть сахалин коллектор

Список использованных источников

1 Абдулин Ф.С. Добыча нефти и газа. - М.: Недра, 1983. - 256с.

2 Гвоздев Б.П., Грищенко А.И., Корнилов А.Е.. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Справочное пособие. - М.: Недра, 1988.

3 Геологический отчет НГДУ «Катанглинефтегаз», 2004. - 515с.

4 Гинько Е.Г. Геологическое строение и подсчёт запасов газа и конденсата месторождения Набиль. Фонды СахалинНИПИморнефть. - Оха: - 1966. - 325с.

5 Дунаев Ф.Ф. Экономика нефтяной и газовой промышленности. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1983. - 384с.

6 Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. - М.: Струна, 1998. - 628с.

7 Коротаев Ю.П. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство в 2-х томах. Том I. - М.: Недра, 1984. - 360с.

8 Николин В.И., Майлак Е.С. Охрана окружающей среды в горной промышленности. - Киев: Вица школа, 1987. - 220с.

Размещено на Allbest.ru

...