Использование гидроциклонных установок ГУД-900 в процессах подготовки нефти

3.3.3 Замена штуцеров

Штуцера подлежат замене при следующих дефектах: трещинах всех видов и направлений; коррозии и эрозии; расслоении металла.

Замену штуцеров выполняют установкой нового штуцера с заменой укрепляющего кольца или же без замены укрепляющего кольца.

Новый штуцер должен изготовляться в условиях ремонтного цеха с соблюдением требований стандартов и нормативно-технической документации на изготовление штуцеров.

Если после дефектного штуцера отверстие в корпусе получилось овальной формы или большего диаметра, чем требуется, допускается местная наплавка кромки отверстия или наплавка на наружной поверхности штуцера с выполнением следующих требований:

а) в зависимости от толщины стенки и материала корпуса и штуцера определяют необходимость предварительного и сопутствующего подогрева и последующей термообработки;

б) наплавку проводят кольцевыми валиками с перекрытием 1/3 ширины каждого;

в) наплавка должна быть многослойной с послойным визуальным контролем; однослойная наплавка не допускается;

г) толщина наплавленного слоя как на корпусе, так и на штуцере после наплавки должна быть не более 10 мм, а после механической обработки - не более 8 мм; ширина наплавленного слоя по образующей штуцера должна быть больше суммарной толщины стенки корпуса и укрепляющего кольца на 15 - 20 мм;

д) наплавленную поверхность следует обработать и проконтролировать неразрушающими методами на отсутствие трещин.

Плотность приварки колец к патрубкам штуцеров проверяют через контрольные отверстия гидро- или пневмоиспытанием давлением 0,4 - 0,6 МПа с обмыливанием швов внутри и снаружи аппарата.

3.3.4 Замена дефектного штуцера с укрепляющим кольцом

В зависимости от материала и толщины стенки корпуса и штуцера определяют необходимость предварительного и сопутствующего подогрева при удалении дефектного штуцера и вварке нового.

Штуцер отрезают огневым способом на расстоянии 10 - 12 мм от поверхности укрепляющего кольца. Огневым способом удаляют оставшуюся часть штуцера и шов приварки укрепляющего кольца к корпусу. Снимают укрепляющее кольцо и зачищают корпус от остатков шва абразивным кругом. Огневым способом подготавливают кромки отверстия под новый штуцер. При получении отверстия большего диаметра или неправильной формы следует выполнить наплавку.

Новый штуцер устанавливают в отверстие и прихватывают к корпусу; число прихваток должно быть не менее трех с наибольшим расстоянием между ними 200 - 250 мм.

Штуцер приваривают к корпусу, зачищают корень шва и выполняют подварку шва при V - образной разделке. При X - образной разделке вторую половину заваривают после зачистки корня первого шва.

Готовый шов подвергают контролю ультразвуковым методом или проникающей радиацией.

Далее устанавливают на корпус укрепляющее кольцо и прихватывают в 4 - 6 местах при расстоянии между прихватками не более 200 - 250 мм. Приваривают укрепляющее кольцо к корпусу и патрубку штуцера.

Качество сварного соединения подлежит контролю и испытанию давлением.

3.3.5 Замена дефектного штуцера без замены укрепляющего кольца

В зависимости от материала и толщины стенки корпуса и штуцера определяют необходимость предварительного и сопутствующего подогрева при производстве огневых работ (резка, сварка, наплавка). Штуцер срезают на расстоянии 10 - 15 мм от поверхности укрепляющего кольца.

Остаток штуцера удаляют огневым способом и готовят кромки под сварку. После зачистки механическим способом форма кромок должна быть такой как показана на рисунке.

Штуцер устанавливают в отверстие и прихватывают к корпусу; число прихваток - не менее трех, наибольшее расстояние между ними 200 - 250 мм.

Заваривают внутренний шов, зачищают корень шва, выполняют подварку с последующей зачисткой для контроля качества.

Качество внутреннего шва контролируют ультразвуковым методом или проникающей радиацией.

Заваривают наружный шов и зачищают сварное соединение, проводят гидроиспытания.

4 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ И ПРОВЕРОЧНЫЙ РАСЧЕТЫ ГИДРОЦИКЛОНА

4.1 Расчет производительности гидроциклонной установки

Сложность гидродинамических условий, недостаточная изученность явлений, происходящих при выделении газа из нефти в поле центробежных сил, отсутствие установленных зависимостей осложняют расчет гидроциклона для выделения легких углеводородов из нефти. В основу расчета положены эмпирические зависимости, связывающие производительность сепараторов, на которых установлены гидроциклоны, с основными конструктивными размерами сепарационной емкости, параметрами процесса и физико - химическими свойствами обрабатываемых продуктов.

Согласно методике изложенной в [10], формула для расчета гидроциклона получается совместным решением уравнений

, (4.1)

, (4.2)

где V_г - пропускная способность гидроциклона по газу, м³/сут; W - средняя допустимая скорость восходящего потока газа, м/с; F - площадь горизонтального сечения гидроциклона по диаметру, м²; P - рабочее давление в гидроциклоне, МПа; P₀ - нормальное давление (10³ Па); Т - термодинамическая температура в гидроциклоне (353 К); Т₀ - нормальная температура (273 К); Z - коэффициент сжимаемости газа; _н - поверхностное натяжение на границе нефть-газ, кг/м; _г - плотность газа в рабочих условиях, кг/м³; _н - плотность нефти, кг/м³; _н - динамическая вязкость нефти, кг•с/м²; D - диаметр гидроциклона, м; q - удельная нагрузка по газу, м³/м³.

Учитывая, что

получим

(4.3)

В результате уравнение, отражающее зависимость производительности гидроциклона от его размеров и параметров обрабатываемого продукта, имеет следующий вид:

(4.4)

Производительность гидроциклона по нефти согласно [10] определяется уравнением:

, (4.5)

где G - рабочий газовый фактор, м³/м³.

Расчет производительности гидроциклона проведем, используя в качестве рабочей среды нефть Ромашкинского месторождения (республика Татарстан). Физические свойства нефти согласно [22] представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Физические свойства нефти Ромашкинского месторождения

Давление насыщения, МПа	Содержание растворенного газа, м3/м3	Газовый фактор, м3/м3	Плотность при t = 20°С, кг/м3	Объемный коэффициент b	Вязкость, МПа·с
8,5	49	55	859	1,16	2,5

Т.к. температура рабочей среды в гидроциклоне составляет 80°С (353 К), необходимо провести пересчет плотности нефти к условиям в гидроциклоне по формуле:

, (4.6)

где - удельная плотность нефти при температуре, для которой делается пересчет; - удельная плотность нефти при температуре 20°С; - коэффициент пересчета, который находится по таблице [7].

Удельную плотность нефти при температуре 20°С найдем по формуле:

, (4.7)

где - плотность нефти при температуре 20°С, кг/м³; - плотность воды при температуре 4°С (1000 кг/м³). Подставим в формулу (4.7) значения плотностей нефти и воды:



Проведем пересчет плотности нефти по формуле (4.6):

Плотность нефти в гидроциклоне

кг/м³

Поверхностное натяжение, согласно [9], на границе “нефть - газ” при атмосферном давлении Н/м. Согласно графика [9] поверхностное натяжение для нефти с давлением насыщения МПа

Н/м

Формула для расчета удельной нагрузки по газу имеет следующий вид:

, (4.8)

где G - рабочий газовый фактор, м³/м³; - коэффициент растворимости газа в нефти; P - рабочее давление в гидроциклоне, МПа; P₀ - нормальное давление (10³ Па); Т - термодинамическая температура в гидроциклоне (353 К); Т₀ - нормальная температура (273 К); Z - коэффициент сжимаемости газа.

Коэффициент растворимости газа в нефти

, (4.9)

где Р_н - давление насыщения нефти, МПа.

Найдем значение коэффициента растворимости:

МПа^-1

Коэффициент сжимаемости газа Z определяют обычно по экспериментальным графикам. Коэффициенты сжимаемости на этом графике поставлены в зависимость от приведенного давления и приведенной температуры, которые определяются согласно [22 ] по формулам:

, (4.10)

, (4.11)

где Р - давление газа, МПа; Т - температура газа, К; у_i - мольная концентрация i-го компонента смеси; Р_крi - критическое давление i-го компонента, МПа; Т_крi - критическая температура i-го компонента.

Состав нефтяного газа Ромашкинского месторождения и его свойства приведены в таблице 4.2.

Используя данные таблицы, вычислим значения приведенного давления и приведенной температуры.

Из графика [22] находим, что Z =0,99. Тогда,

Таблица 4.2 - Состав газа Ромашкинского месторождения и его свойства

Наименование	Состав газа
	СН4	С2Н6	С3Н8	i-С4Н10	n-С4Н10	C5H12	CO2	N2+R
Содержание в смеси, % мольные	40	19,5	18	2,5	5,0	4,5	0,1	10,4
Молярная масса, моль/кг	16,04	30,07	44,09	58,12	58,12	72,15	44,0	28,02
Давление критическое, МПа	4,58	4,82	4,2	3,64	3,747	3,3	7,29	3,349
Температура критическая, К	190,9	305,3	369,81	407,9	425	470,2	304,1	420,13

Зная содержание в газовой смеси каждого компонента и его молярную массу (таблица 4.2), можно рассчитать плотность смеси. Для этого вычислим объем и плотность каждого компонента. Исходя из выражения

где V_i - объем, занимаемый i-тым компонентом смеси; - суммарный объем смеси; n_i - число молей i-го компонента в смеси; - суммарное число молей всех компонентов смеси, можно найти объем каждого элемента в 1 м³ смеси. Т.е. получается, что объем каждого элемента равен его мольной концентрации. Объемное содержание каждого компонента представлено в таблице 4.3.

Таблица 4.3 - Объемное содержание каждого компонента в 1 м³ смеси

Компонент	СН4	С2Н6	С3Н8	i-С4Н10	n-С4Н10	C5H12	CO2	N2+R
Объем, м3	0,40	0,195	0,18	0,025	0,05	0,045	0,001	0,104

Плотность компонентов смеси будем искать по формуле:

, (4.12)

где М - молярная масса компонента (таблица 4.2).

Результаты расчета плотностей компонентов смеси сведем в таблицу 4.4.

Таблица 4.4 - Плотности компонентов смеси

Компонент	СН4	С2Н6	С3Н8	i-С4Н10	n-С4Н10	C5H12	CO2	N2+R
Плотность, кг/м3	0,7156	1,3416	1,9671	2,5931	2,5931	3,219	1,9631	1,25

Найдем массу каждого компонента по формуле:

(4.13)

Результаты расчета масс сведем в таблицу 4.5.

Таблица 4.5 - Массы элементов смеси

Компонент	СН4	С2Н6	С3Н8	i-С4Н10	n-С4Н10	C5H12	CO2	N2+R
Масса в смеси, кг	0,2862	0,2616	0,3541	0,0648	0,1297	0,1449	0,002	0,13

Сумма масс в 1 м³ смеси даст нам плотность газовой смеси, которую будем использовать в дальнейших расчетах.

Следовательно, плотность газовой смеси кг/м³.

Определим пропускную способность гидроциклонного элемента по газу по формуле (4.4), подставляя найденные значения плотности нефти и газа, удельной нагрузки по газу, поверхностного натяжения и коэффициента сжимаемости:

м³/сут

По формуле (4.5) определим производительность по нефти одного гидроциклонного элемента:

м³/сут

Тогда производительность по газу и по нефти гидроциклонной установки будет в 4 раза больше (по числу гидроциклонных элементов):

V_уст = 4•8882,7 = 35530 м³/сут

Q_уст = 4•161,5 = 646 м³/сут

4.2 Проверочный расчет гидроциклона на допускаемое давление

Выполним проверочный расчет цилиндрической части гидроциклона согласно [23] по формуле:

, (4.14)

где [Р] - наибольшее допускаемое давление на стенки цилиндрической части гидроциклона, МПа; - толщина стенки цилиндрической части гидроциклона (5 мм); С - прибавка на коррозию, мм; - допускаемое напряжение материала гидроциклона на растяжение при рабочей температуре, МПа; - коэффициент прочности сварных швов; D_в - внутренний диаметр гидроциклона (75 мм).

Величина прибавки на коррозию С для гидроциклона принимается равной 2…3 мм, а коэффициент прочности сварных швов можно принять равным 0,95.

Допускаемое давление найдем из выражения:

, (4.15)

где k - коэффициент условий работы аппарата, принимаемый равным 0,9; - номинальное допускаемое напряжение, МПа.

Номинальное допускаемое напряжение для стали марки Ст 3 при рабочей температуре 80°С согласно [6] принимаем равным 105 МПа. Тогда

 = 0,9·105 = 94,5 МПа

Формула (4.14) применима при условии . Величина согласно [23] определяется из формулы:

, (4.16)

где - толщина стенки цилиндрической части гидроциклона (5 мм); С - прибавка на коррозию, мм; D_в - внутренний диаметр гидроциклона (75 мм).

Подставляя в формулу (4.16) значения , С, D_в получим:

Т.к. 1,053 < 1,5 , то формулу (4.14) можно применять для расчета допускаемого давления в гидроциклоне. Итак

МПа

По результату расчета видно, что давление, которое может выдержать гидроциклон, почти десятикратно превосходит его рабочее давление Р = 0,6 МПа.

5. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОЦИКЛОНА ПРИ ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ

Применение принципиально новых способов подготовки нефти гидроциклонированием позволяет улучшить качество основного продукта по показателю ДНП с минимальными затратами и, следовательно, сократить потери нефти от испарения при осуществлении торгово-транспортных операций. Минимизация затрат осуществляется, главным образом, за счет сокращения расхода топлива, так как глубокого нагрева нефти при применении этих способов не требуется. Резко снижается также и металлоемкость применяемого оборудования.

Получаемая широкая фракция легких углеводородов, в основном, в виде конденсата, может быть закачана снова в нефть, а выделенная в поле центробежных сил метан-этановая фракция отводится на ГБЗ.

Наиболее рациональным при этом является использование широкой фракции легких углеводородов для интенсификации процесса подготовки нефти на промыслах, так как наиболее устойчивые ассоциаты нефтяной эмульсии подвергаются разрушению и растворению в нестабильном бензине. Это позволяет снизить расход реагента, температуру процесса и сократить потери нефти.

Базой сравнения технико-экономических показателей новой технологии с использованием широкой фракции легких углеводородов служат технико-экономические показатели (таблица 5.1), характеризующие существующую технологию подготовки нефти в НГДУ “Октябрьскнефть” АНК “Башнефть”.

Величина годового экономического эффекта от внедрения новой технологии подготовки нефти определяется согласно [12] по формуле:

Э = (С₁ - С₂)•Q₂ , (5.1)

где Э - годовой экономический эффект, руб.; С₁ и С₂ - себестоимость единицы продукции до и после внедрения мероприятия, руб.;Q₂ - годовой объем производства продукции в натуральных единицах.

Таблица 5.1 - Показатели экономического эффекта

Показатели	Существующая технология	Новая технология
Годовой объем подготовки нефти, т	400000	400000
Потери нефти при подготовке, % масс	0,62	0,36
Расход реагента при подготовке нефти, г/т	50	36
Температура нагрева нефти, °С	160	80
Расход газа, м3/год	5,28•106	2,64•106

Себестоимость нефти при её подготовке по существующей технологии составляет 531,17 руб/т. Судя по данным таблицы 5.1, новая технология позволяет снизить затраты на подготовку нефти за счет сокращения расхода газа и реагента. Иными словами, себестоимость нефти сократится на величину экономии газа и реагента на подготовку каждой тонны нефти.

Рассчитаем себестоимость нефти при ее подготовке по новой технологии, учитывая затраты на внедрение мероприятия. Расчет проведем по формуле:

, (5.2)

где С₂ - себестоимость нефти при ее подготовке по новой технологии, руб; С₁ - себестоимость нефти при ее подготовке по существующей технологии, руб; Р₁ и Р₂ - расход реагента соответственно до и после внедрения технологии, т/т; Г₁ и Г₂ - расход газа соответственно до и после внедрения технологии м³/год; Ц _р - стоимость 1 т реагента, руб; Ц _г - стоимость 1 м³ газа, руб; Q - годовой объем подготовки нефти, т; А - амортизационные отчисления на каждую тонну нефти, руб.

К основным фондам при расчете амортизационных отчислений относится гидроциклонная установка ГУД-900. Стоимость установки составляет 250000 рублей. Срок службы - 7 лет. Нормы амортизационных отчислений:

а) на капитальный ремонт - 1,5%;

б) на реновацию - 10%.

Т.е. общая сумма амортизации за весь срок службы составит

А_общ = Ц_уст+0,015• Ц_уст+0,1•Ц_уст , (5.3)

где Ц_уст - стоимость установки, руб.

А_общ = 250000+0,015•250000+0,1•250000 = 278750 руб

Годовая сумма амортизации

, (5.4)

где Т - срок службы гидроциклонной установки, годы.

руб

Тогда амортизационные отчисления на каждую тонну подготовленной нефти составят:

 , (5.5)

где Q - годовой объем подготовки нефти, т.

руб

По формуле (5.2) вычислим себестоимость нефти при ее подготовке по новой технологии:

руб

Вычислим по формуле (5.1) годовой экономический эффект:

Э = (531,17 - 528,9)•400000 = 908000 руб

Таким образом видно, что при внедрении новой технологии подготовки нефти предприятие ежегодно получает 908000 рублей дополнительной прибыли.

6 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

Незнание определенных правил монтажа, эксплуатации, демонтажа, ремонта может привести к тяжелым последствиям. Поэтому нам необходимо тщательно проанализировать работу гидроциклонной установки, рабочую среду и привести ряд требований и ограничений, которые будут способствовать ее безопасной эксплуатации.

В данном разделе представлены характеристика производственной среды, анализ опасных и вредных производственных факторов, разработанные мероприятия по обеспечению безопасных и здоровых условий труда.

6.1 Характеристика производственной среды

В производственной среде присутствует нефть, газ и небольшая часть сероводорода.

Нефть, легковоспламеняющаяся маслянистая жидкость, обычно темно-бурого цвета, представляющая собой в основном смесь углеводородов. В относительно небольших количествах в нефти содержатся сернистые, азотистые, кислородные соединения. В воде нефть практически нерастворима. Сырые нефти способны при горении прогреваться в глубину, образуя все возрастающий гомотермический слой. Скорость выгорания их 9-12 см/ч; скорость нарастания прогретого слоя 24 - 36 см/ч; т. прогретого слоя 130 - 160 °С; т. пламени 1100 °С. Основными элементами, входящими в состав нефти являются углерод и водород. Сера в нефти частично находится в свободном состоянии, частично в видеH₂S. Попутный, природный газ нефтяных месторождений встречается как в виде чисто газовых месторождений, так и вместе с нефтью. Это бесцветные газы, большей частью без запаха (если не содержат H₂S и других соединений серы). Химический состав природных газов разных месторождений различается, но основную массу всегда составляет метан. В отличие от природного газа, нефтяные газы содержат, кроме метана, большое количество высших предельных углеводородов, в них больше азота.

Определение пожароопасных свойств веществ и материалов производится на основании результатов и испытаний или расчётов по стандартным методикам с учётом параметров состояния Краткая характеристика веществ присутствующих в производственной среде приведена в таблице 6.1.

Таблица 6.1-Характеристика веществ

Наименование вещества	ПДК, мг/м3 (ОБУВ)	Класс точности	Температура,°С	Объемная доля предела взрываемости,%
	в рабочей зоне	в населенном пункте		вспышки	самовосп- ламенения	НВП	ВПВ
Нефть сырая	30	_	4	-35…45	260..375	1,6	6,4
Газ попутный	50	_	4	_	405..580	5,0	13,5
Сероводород	10	0.008	4	_	246	4,0	44,5

В зависимости от количества и пожаровзрывоопасных свойств веществ, особенностей технологических процессов все здания, сооружения, помещения производства подразделяются на категории.

Классификация производств и сооружений нефтепромысла, где непосредственно эксплуатируется проектируемая установка, в соответствии с НПБ 105-95 и ПУЭ приведена в таблице 6.2.

Таблица 6.2-Классификация производств и сооружений нефтепромысла

Наименование пр-в и соо- ружений	Категория пр-ва НПБ-105-95	Класс взрывоопасности (по ПУЭ)	Характеристика среды	Примечание
Сепарационные установки.	А	В-1г	Нефть и попутный газ.	В пределах взрывоопасной зоны согласно ПУЭ.

6.2 Разработка мероприятий по обеспечению безопасных и здоровых условий труда

6.2.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

Как было сказано выше, гидроциклонная установка является частью блока получения легких углеводородов установки подготовки нефти (рисунок 2.1). Блок получения легких углеводородов состоит из сепаратора, снабженного каплеуловителем, и гидроциклонной установки ГУД - 900, которые работают под избыточным давлением 0,4 - 0,6 МПа. На оба аппарата распространяются “Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением”. Этим правилам подчиняются следующие аппараты, сосуды и емкости, наиболее опасные по возможным последствиям взрывов:

а) сосуды, работающие под избыточным давлением свыше. 70 кПа (0,7 кгс/см²);

б) цистерны и бочки для перевозки сжиженных газов, давление паров которых при температуре до 50 °С превышает 70 кПа;

в) сосуды, цистерны для хранения, перевозки сжиженных газов, жидкостей и сыпучих тел без давления, но опорожняемые под давлением газа свыше 70 кПа;

г) баллоны, предназначенные для перевозки и хранения сжатых, сжиженных и растворенных газов под давлением свыше 70 кПа.

Правила не распространяются на сосуды и баллоны емкостью не свыше 25 л, у которых произведение емкости в литрах на рабочее давление в атмосферах составляет не более 200,. и некоторые другие приборы, аппараты и части машин, не предоставляющих собой самостоятельных сосудов.

Сосудами, работающими под давлением, называются герметически закрытые емкости, предназначенные для ведения химических и тепловых процессов, а также для хранения и перевозки сжатых, сжиженных и растворенных газов и жидкостей под давлением.

Основная опасность при эксплуатации таких сосудов заключается в возможности их разрушения при внезапном адиабатическом расширении газов и паров (физический взрыв). При физическом взрыве энергия сжатой среды в течение малого промежутка времени реализуется в кинетическую энергию осколков разрушенного сосуда и ударную волну.

Особенно опасны взрывы сосудов, содержащих горючую среду, так как осколки резервуаров даже большой массы (до нескольких тонн) разлетаются на расстояние до нескольких сот метров и при падении на здания, технологическое оборудование, емкости вызывают разрушения, новые очаги пожара, гибель людей.

При взрывах сосудов развиваются большие мощности, приводящие к значительным разрушениям. Так, мощность, выделяемая при разрыве сосуда емкостью 1 м³, содержащего воздух под давлением 1,2 МПа (12 кгс/см²), при длительности взрыва 0,1 с составляет 28 МВт.

Наиболее частые причины аварий и взрывов сосудов, работающих под давлением - несоответствие конструкции максимально допустимому давлению и температуре; превышение давления сверх предельного; потеря механической прочности аппарата (коррозия, внутренние дефекты металла, местные перегревы); несоблюдение установленного режима работы; недостаточная квалификация обслуживающего персонала; отсутствие технического надзора.

Несчастные случаи могут произойти при монтаже и демонтаже сепаратора или гидроциклонной установки. Монтаж и демонтаж связан с применением подъемно-транспортных устройств. Наиболее ответственными частями грузоподъемных кранов являются несущие конструкции, грузозахватные устройства, канаты (цепи), тормоза.

Большинство аварий с грузоподъемными системами связаны с потерей их устойчивости, разрывом канатов и отказом тормозов. Неправильная подвеска груза является распространенной причиной его падения, обрыва стропов. Нарушение “Правил устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов” может привести к серьезным последствиям (травмы, смертельные случаи, выход техники из строя).

Несчастные случаи возможны также при проведении газоопасных работ. К газоопасным работам относятся работы внутри сосудов (внутренний осмотр, чистка, ремонт и т.п.), при проведении которых имеется или не исключена возможность выделения в рабочую зону взрыво-пожароопасных или вредных паров, газов и других веществ, способных вызвать взрыв, загорание, оказать вредное воздействие на организм человека, а также работы при недостаточном содержании кислорода (объемная доля ниже 20%).

Газоопасные работы, связанные с пребыванием людей внутри сосудов, проводят только в тех случаях, когда они не могут быть механизированы, автоматизированы или проведены без непосредственного участия людей.

Работа внутри сосудов относится к числу особо опасных. Здесь могут оказаться или внезапно возникнуть взрывоопасные и токсические концентрации воздушной среды, движения работающего стеснены, освещенность недостаточна, слышимость плоха, эвакуация работника при опасной ситуации затруднена. Поэтому работа внутри сосудов требует особо тщательной подготовки и регламентируется строгими правилами.

6.2.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и здоровых условий труда.

“Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением” устанавливают специальные требования безопасности к конструкции сосудов; к материалам сосудов; к изготовлению, монтажу и ремонту; к арматуре, контрольно-измерительным приборам и предохранительным устройствам; к установке, регистрации и техническому освидетельствованию сосудов; к содержанию и обслуживанию сосудов.

Обслуживающий персонал блока получения легких углеводородов должен быть соответствующим образом обучен. Обслуживающий персонал установки не должен допускать нарушения режима, предусмотренного технологической картой.

Запрещается оставлять без наблюдения щит КИП и все работающее оборудование. Обслуживающий персонал установки обязан постоянно следить за состоянием предохранительной арматуры, наличием и исправностью манометров и предохранительных клапанов.

При первичном осмотре сосуда обращают внимание на возможные дефекты, полученные при изготовлении или при транспортировке, хранении и монтаже сосуда, на наличие и надежность крепления люков и крышек, а в сосудах, предназначенных для работы с опрокидыванием, на наличие приспособлений, предотвращающих самоопрокидывание.

Особое внимание должно быть обращено на следующие дефекты:

а) на поверхности сосуда - трещины, надрывы, коррозию стенок, выпучины, отдулины, раковины (в литых сосудах);

б) в сварных швах - трещины всех видов и направлений, свищи и пористости наружной поверхности шва, подрезы в местах перехода от шва к основному металлу, наплывы, прожоги, незаплавленные кратеры, непрямолинейность соединяемых элементов, надрывы, разъедания;

в) в заклепочных швах - трещины между заклепками, обрывы головок, следы пропусков, надрывы в кромках склепанных листов, коррозионные повреждения заклепочных швов, зазоров под кромками клепанных листов и головками заклепок;

г) в сосудах с защищенными от коррозии поверхностями - разрушения футеровки, в том числе неплотности слоев футеровочных плиток, трещины в гуммированном, свинцовом или ином покрытии, скалывания эмали, повреждение металла стенок сосуда в местах нарушенного защитного покрытия.

Обратить внимание на возможность отклонения от геометрических форм (овальность выше допустимой, прогибы, вмятины, отдулины, несоосность и др.), а также наличие требуемых правилами люков, правильность расположения сварных швов, надежность крепления крышек.

Конструкция сосудов должна быть надежной, обеспечивать безопасность при эксплуатации и предусматривать возможность осмотра, очистки, промывки, продувки и ремонта сосудов. В частности, предъявляются требования к устройству и изготовлению лазов и люков, днищ сосудов, к сварным швам и их расположению и др. Электрическое оборудование и заземление должны отвечать Правилам устройства электроустановок (ПУЭ).

Сосуды с внутренним диаметром более 800 мм снабжаются достаточным для их осмотра и ремонта числом лазов, расположенных в местах, доступных для обслуживания.

Сосуды с внутренним диаметром 800 мм и менее должны иметь в доступных местах стенок сосудов круглые или овальные люки.

Сварные швы сосудов выполняются только стыковыми. Сварные соединения в тавр допускаются для приварки плоских днищ, фланцев, трубных решеток, штуцеров. Пересечение сварных швов при ручной сварке не допускается: они должны быть смещены по отношению один к другому не менее чем на 100 мм. Отверстия для люков и лазов располагаются вне сварных швов.

Сварные швы должны быть доступны для контроля при изготовлении, монтаже и эксплуатации сосудов. Контроль качества сварных соединении сосудов и их элементов должен производиться:

а) внешним осмотром и измерением;

б) ультразвуковой дефектоскопией, просвечиванием рентгеновскими или гамма- лучами или этими методами в сочетании;

в) механическими испытаниями

г) металлографическим исследованием;

д) гидравлическим испытанием;

е) другими методами (стилоскопированием, замерами твердости, травлением, цветной дефектоскопией и т. д.).

Результаты контроля сварных соединении фиксируются в соответствующих документах ,журналах, картах и др.). Качество сварных соединений считается неудовлетворительным, если в любом виде контроля будут обнаружены внутренние или наружные дефекты, выходящие за пределы норм, установленных Правилами, техническими условиями на изготовлениеизделия и инструкциями по сварке и контролю сварных соединений.

Материалы, применяемые для изготовления сосудов, должны обладать хорошей свариваемостью, а также прочностными и пластическими характеристиками, обеспечивающими надежную и долговечную работу сосудов в заданных условиях эксплуатации.

Материалы, предназначенные для изготовления или ремонта сосудов, должны иметь сертификаты, подтверждающие, что качество материала соответствует требованиям Госгортехнадзора, а также специальным техническим условиям.

Материалы, применяемые для уплотнения соединений должны строго соответствовать температуре стабилизации нефти и давлению в аппарате, установленными технологической картой.

Изготовление, монтаж и ремонт сосудов и их элементов должны проводиться по технологии, разработанной заводом-изготовителем, монтажной или ремонтной организацией. Правилами предъявляются требования к методам изготовления, допускам, сварке, термической обработке и контролю сварных соединений, гидравлическому испытанию и др. Гидравлическому испытанию подлежат все сосуды после их изготовления.

Гидравлические испытание сосудов и их элементов проводится пробным давлением воды температурой от 5° до 40 °С.

Время выдержки сосуда под пробным давлением в зависимости от толщины стенки составляет 10--30 мин. Литые сосуды выдерживаются в течение 1 ч. После снижения пробного давления до рабочего проводится тщательный осмотр всех сварных соединений.

Сосуд считается выдержавшим гидравлическое испытание, если не обнаружено признаков разрыва, течки, слезок и потения в сварных соединениях и на стенках сосуда, видимых остаточных деформаций.

Сосуды должны устанавливаться на открытых площадках в местах, исключающих скопление людей или в отдельно стоящих зданиях. Установка сосудов допускается:

- в помещениях, примыкающих к производственным зданиям при условии отделения их от здания капитальной стеной;

- в производственных помещениях в случаях, предусмотренных отраслевыми правилами безопасности, а при отсутствии указаний в этих правилах - по разрешению министерства (ведомства) в ведении которого находится предприятие;

- с заглублением в грунт при условии обеспечения доступа к арматуре и защиты стенок сосуда от почвенной коррозии под действием грунта и блуждающих токов.

Не разрешается установка сосудов в жилых, общественных и бытовых зданиях, а также в примыкающих к ним помещениях.

Установка сосудов должна исключать их опрокидывание и обеспечивать возможность осмотра, ремонта и очистки их с внутренней и наружной сторон.

Для удобства обслуживания сосудов должны быть устроены площадки и лестницы из рифленого или просечновытяжного железа. Ширина маршевой лестницы должна быть не менее 650 мм, угол ее наклона к горизонтальной поверхности - не более 60°, высота ступеней - 250 мм, уклон ступеней внутрь - 2-5°. Маршевые лестницы должны иметь перилла высотой 1000 мм.

Перед началом газоопасных работ внутри сосуда останавливают установку, доводят давление до атмосферного, уменьшают температуру до внешней, удаляют из сепаратора остатки нефти, продукты реакции и другие вещества, промывают водой пропаривают острым паром, продувают инертным газом и чистым воздухом.

Удаление продукта должно быть правильно организовано. Запрещается слив любого продукта и промывных вод непосредственно на полы и площадки, а также удаление продувочных газов и паров в помещения, потому что это может вызвать образование взрывоопасных и токсических концентраций. Жидкие продукты обычно не сбрасывают в канализацию, а эвакуируют в другие емкости; горючие газы направляют на факел для сжигания.

Для обеспечения безопасного проведения работ внутри сосуда на трубопроводах, подводящих к нему продукты, которые могут вызвать создание взрывоопасных и токсичных концентраций, между фланцем и арматурой отключаемого от схемы сосуда должна устанавливаться заглушка.

Все лазы и люки в сосуде должны быть открыты, а выходы из них не загромождены, чтобы при необходимости обеспечить быструю эвакуацию рабочего.

Перед началом работ внутри сосуда и на все время их проведения на видном месте вывешивается плакат “Газоопасные работы”, который снимается после их окончания и только с разрешения ответственного за проведение работ.

Непосредственно перед спуском рабочего в сосуд необходимо произвести анализ воздуха и убедиться в том, что содержание вредных паров и газов в сосуде не превышает предельных допустимых концентраций (ПДК) этих веществ в воздухе рабочей зоны. При этом должна быть исключена возможность попадания вредных, взрывоопасных и взрывопожароопасных паров и газов извне или выделения их из отложений, футеровки и т.п.

6.2.3 Мероприятия по промышленной санитарии

Для устранения или уменьшения опасности вредных веществ, для человека важно ограничить применение их по числу и объему, а где возможно, заменить высокотоксичные на менее токсичные, сократить длительность пребывания людей в загрязненном воздухе и следить за эффективным проветриванием производственных помещений. Эффективно также сокращение времени пребывания работающих в загрязненной среде, чередование работы с пребыванием на свежем воздухе, знание ими свойств ядов, характера действия их на организм, понимания необходимости соблюдения личной гигиены.

В особо опасных условиях (при газоопасных работах) следует шире применять индивидуальные средства защиты:

- для органов дыхания - респираторы, шланговые противогазы ПШ-1, кислородно-изолирующие приборы, фильтрующие и изолирующие противогазы, респираторы-лепестки разных модификаций;

- для глаз - очки, маски, светофильтры;

- для тела - противопылевые комбинезоны;

- для рук - перчатки и т.д.

Перед тем, как надеть спецодежду, обувь и средства защиты, необходимо тщательно осмотреть их и убедиться в исправности. Надетую спецодежду следует застегивать на все пуговицы, обшлага рукавов - застегивать или завязывать тесемками. Брюки надо надевать поверх сапог и застегивать внизу на пуговицы или завязывать тесемками. Обувь должна быть без подков, уголков и гвоздей, в противном случае необходимо надевать калоши.

6.2.4 Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности

Пожароопасность установки подготовки нефти характеризуется следующими факторами:

* легковоспламеняемостью продукции;

* сосредоточенностью сосудов работающих под давлением на ограниченной по размерам площади;

* возможностью разлива нефти на прилежащей территории;

* возможностью распространения огня;

* образованием загазованных зон в районе установки;

* наличием источников воспламенения.

К этому следует добавить трудность доставки пожарной и другой техники при расположении скважин на заболоченной местности. Неисправность оборудования вследствие несвоевременного планово-предупредительного ремонта, коррозии и других причин может привести к негерметичности оборудования и, в зависимости от его назначения, к утечкам нефти, ее паров или нефтяного газа, а это, в свою очередь, - к возникновению взрывоопасной концентрации газовоздушной смеси и, как следствие, к взрыву или пожару.

К таким последствиям приводят, например:

- негерметичность задвижки, перекрывающей ремонтируемый участок нефтепровода от нефтесборной емкости;

- разрушение или выбивание набивок или прокладочных материалов;

- негерметичность соединений оборудования и запорной арматуры, крышек люков и другие неисправности.

Неосторожность при курении, обращении с огнем и бытовыми электроприборами, разведение открытого огня в запрещенных местах, оставление без надзора включенных электронагревательных приборов - это нарушение элементарных требований обращения с огнем на территории объекта

При наличии газо- или паровоздушных горючих смесей электрическое искрение, сопутствующее короткому замыканию, значительное повышение температуры при перегреве электрооборудования неизбежно вызывают воспламенение этих смесей, например загорание разлитой нефти от искры при схлестывании электропроводов, загорание нефти в резервуаре от искры короткого замыкания при обрыве кабеля подогревателя, загорание изоляционных материалов из-за короткого замыкания в результате пробоя или перекрытия изоляции; частой причиной пожаров также является ослабление контакта в местах присоединения токоведушдх частей. Нарушения правил пожарной безопасности и инструкций при электрогазосварочных и других огневых работах весьма разнообразны - отогрев оборудования, содержащего легковоспламеняющиеся жидкости, горючие газы, открытым огнем, оставление под напряжением силовой и осветительной линий.

Условия возникновения пожара и загорания - наличие горючей среды, окислителя и источников зажигания.

Такими источниками на предприятиях нефтяной промышленности могут быть механические (фрикционные) и электрические искры, пирофорные отложения, нагретые поверхности, открытый огонь и т. д.

Проведенные ВНИИТБ исследования воспламеняющей способности фрикционных искр позволили оценить опасность при применении стальных инструментов, эксплуатации вентиляторов и оборудования в среде нефтяных паров и газов. Так, при ударе молотком массой даже 0,5 кг о металлические предметы могут возникнуть искры, способные воспламенить нефтяные пары и газы.

В момент отекания токов молнии и вторичных ее проявлений также образуются искрения, обусловленные пробоями воздушных промежутков, перекрытиями и пробоями изоляции, нагревом токоведущих частей и т. д.

Пожары легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, горючих газов - сложные, нередко длительные по времени. К пожарам приводит выделение паров ЛВЖ и ГЖ при негерметичности резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов, разрушение (коррозия) нефтепроводов и газопроводов и т. д. Нефтепродукты разлившиеся на значительные площади эффективно тушить воздушно-механической пеной. При длительном горении продуктов, образующих гомотермический слон (бензин, сырые нефти и др.), расход средств тушения и продолжительность тушения могут увеличиваться. При пожаре нефтепродуктов в железобетонных резервуарах существенное влияние на процесс пенотушения также оказывают нагретые конструкции. Пена от соприкосновения с конструкциями, а также от выделяющегося тепла быстро разрушается. Поэтому конструкции необходимо интенсивно охлаждать. Нефтепродукты с температурой вспышки выше 60 °С (дизельное топливо, газойль и др.) рекомендуется тушить способом перемешивания с воздухом или струси нефтепродукта.

При определении видов и количества первичных средств пожаротушения следует учитывать физико-химические и пожароопасные свойства горючих веществ (см. таблица 6.1, 6.2), их отношение к огнетушащим веществам, а также площадь производственных помещений, открытых площадок и установок. Асбестовые полотна, грубошерстные ткани и войлок размером не менее 1 х 1 м предназначены для тушения небольших очагов пожаров при воспламенении веществ, горение которых не может происходить без доступа воздуха.

В соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.009-83 бочки для хранения воды должны иметь объем не менее 0,2 м³ и комплектоваться ведрами. Ящики для песка должны иметь объем 0,5, 1,0 и 3,0 м³ и комплектоваться совковой лопатой по ГОСТ 3620-76. Емкости для песка, входящие в конструкцию пожарного стенда, должны быть вместимостью не менее 0,1 м³. Конструкция ящика должна обеспечивать удобство извлечения песка и исключать попадание осадков.

Выбор типа и расчет необходимого количества огнетушителей рекомендуется производить в зависимости от их огнетушащей способности, предельной площади, класса пожара горючих веществ и материалов в защищаемом помещении или на объекте согласно стандарту ИСО 3941-77.

Установки пожарной автоматики должны находиться в исправном состоянии и постоянной готовности, соответствовать проектной документации. Перевод установок с автоматического пуска на ручной не допускается, за исключением случаев, оговоренных в нормах и правилах. Станция пожаротушения должна быть обеспечена схемой обвязки и инструкцией по управлению установкой при пожаре каждого узла управления должна быть вывешена табличка с указанием защищаемых помещений, типа и количества оросителей в секции установки. Системы оповещения о пожаре должны обеспечивать в соответствии с планами эвакуации передачу сигналов оповещения одновременно по всему зданию (сооружению) или выборочно в отдельные его части (этажи, секции и т.п.). При обеспечении надежности для передачи текстов оповещения и управления эвакуацией допускается использовать внутренние радиотрансляционные сети и другие сети вещания, имеющиеся на объекте.

6.2.5 Действия при возникновении чрезвычайной ситуации

В кратчайшие сроки сразу после возникновения чрезвычайной ситуации органы управления РСЧС (МЧС,региональные центры, местные органы управления, отделы, секторы или уполномоченные по вопросам ГО и ЧС) организуют следующие действия:

а) оповещение руководителей всех уровней, рабочих, служащих и населения о характере и масштабе чрезвычайной ситуации;

б) приведение в готовность и развёртывание сил и средств, привлекаемых к АСДНР;

в) организация мероприятий по защите населения, хозяйственных объектов и территорий;

г) обеспечения действий сил и средств, привлекаемых к АСДНР.

Рассмотрим подробнее последовательность проведения мероприятий по защите населения, хозяйственных объектов и территорий, оказавшихся в различных очагах поражения, зонах заражения и затопления.

При возникновении крупномасштабного пожара проводятся следующие аварийно-спасательные и другие неотложные работы:

а) пожарная разведка и оценка пожарной обстановки;

б) эвакуация людей из очагов горения и мест возможного развития пожара;

в) оцепление и охрана территории, охваченной пожарами;.

г) спасение пострадавших, материальных и культурных ценностей;

д) локализация пожара путем разборки конструкций или устройства отсечных полос;

е) дотушивание пожара с помощью пожарной и инженерной техники в сооружениях и завалах;

ж) разборка завалов обгоревших зданий;

и) аварийно-восстановительные работы на коммунально-энергетических сетях.

В зонах сильных разрушений очага поражения аварийно-спасательные и другие неотложные работы проводят в следующем порядке:

а) оцепление территории очага поражения и организация охраны общественного порядка;

б) проведение общей и инженерной разведки;

в) осуществление спасательных работ (розыск и извлечение пострадавших из опасных мест, оказание первой помощи медицинской и врачебной, эвакуация не пострадавшего населения и оказание ему материальной помощи);

г) розыск и сохранение материальных ценностей и культурных;

д) устройство проездов и проходов в зонах поражения и завалах;

е) предотвращение возникновения вторичных поражающих факторов;

ж) локализация аварий на коммунально-энергетических и технологических сетях;

и) восстановление отдельных линий связи, коммунально-энергетических сетей, зданий и сооружений.

В зонах химического заражения проводят следующие аварийно-спасательные и другие неотложные работы:

а) выдача со складов средств индивидуальной защиты и организация их использования в соответствии со сложившейся обстановкой;

б) укрытие рабочих, служащих и населения в убежищах;

в) проведение экстренной эвакуации из зоны химического заражения рабочих, служащих и населения, не обеспеченных средствами индивидуальной и коллективной защиты;

г) оцепление зоны химического заражения и охрана общественного порядка;

д) организация частичной санитарной обработки людей, подвергшихся непосредственному воздействию капельножидких вредных веществ;

е) розыск поражённых и оказание им первой медицинской и врачебной помощи;

ж) полная санитарная обработка людей, эвакуированных из зоны химического заражения;

и) дегазация территорий, помещений, техники, воды, продуктов питания и имущества, оказавшихся в зоне химического заражения;.

В зонах радиоактивного заражения выполняют следующие виды аварийно-спасательных работ:

а) оценка радиационной обстановки (прогнозирование масштабов возможного радиоактивного заражения, определение возможных доз облучения людей и оценка степени радиационных поражений рабочих, служащих и населения);

б) укрытие рабочих, служащих и населения в защитных сооружениях (убежищах и противорадиационных укрытиях);

в) выдача со складов индивидуальных средств защиты;

г) экстренная эвакуация населения, не обеспеченного индивидуальными и коллективными средствами защиты;

д) организация частичной дезактивации тела, одежды и обуви людей, находящихся в зоне радиоактивного заражения;

е) оцепление и охрана зоны радиоактивного заражения;

ж) организация постоянного радиационного контроля на местности, зараженной радиоактивными веществами, и сопредельных территориях;

и) проведение общей эвакуации населения с территории, на которой нельзя обеспечить надежную защиту населения от ионизирующих излучений;

к) организация полной санитарной обработки людей, эвакуированных из зоны заражения;

л) дезактивация территорий, помещений техники, оборудования, воды, продуктов питания и имущества в зоне радиоактивного заражения.

Порядок проведения аварийно-спасательных и других неотложных работ в зонах затопления следующий:

а) организация разведки зон затопления;

б) подготовка плавсредств и другой техники для проведения спасательных работ в зонах затопления;

в) розыск пострадавших .оказание им первой медицинской помощи и эвакуация их в лечебные учреждения;

г) вывоз населения из зон затопления и обеспечение их предметами первой необходимости;

д) оцепление и охрана зоны затопления;

е) розыск и спасение материальных и культурных ценностей;

ж) организация и проведение неотложных аварийно-спасательных работ (укрепление гидротехнических сооружений, строительство дамб и насыпей, локализация аварий на энергетических сетях и т.д.).

6.3 Экологичность проекта

Экологические проблемы, стоящие перед предприятием, решаются или намечаются к решению по возможности комплексно, по различным направлениям с охватом разных этапов и видов основной деятельности.

Рассмотрим подробнее основные направления работы, выполняемой в ОАО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" по решению этих проблем.

Организацию и выполнение природоохранных мероприятий и работ осуществляет каждое структурное подразделение ОАО с помощью отдела охраны окружающей среды. Отдел охраны природы при службе главного инженера выполняет контроль и методическое руководство природоохранной деятельностью структурных подразделений, планирует мероприятия предприятию в целом. В настоящее время отделом охраны природы ОАО разрабатывается и поэтапно вводится новая система организации природоохранной деятельности предприятия.

Ключевыми моментами этой системы являются четкое разграничение функций; охват новых направлений природоохранной деятельности; исключение ситуаций "размытой", неопределенной ответственности за нарушения производственной, исполнительской и технологической дисциплины, приводящие к загрязнению окружающей среды; четкая регламентация различных процедур; соответствие этой системы действующему природоохранному законодательству и другим нормативным правовым актам. Разработка всех предпроектных и проектных документов по намечаемым объектам хозяйственной деятельности сопровождается процедурой оценки воздействия на окружающую среду (ОВОС) или, как минимум, включает раздел "Охрана окружающей среды". При этом проектировщики испытывают трехстадийное вмешательство экологов в разрабатываемую документацию. На первой стадии свои условия ставят специалисты отдела экологии института, выполняющие процедуру ОВОС намечаемой деятельности. На второй стадии проектная документация проходит производственную экологическую экспертизу, которую выполняет отдел охраны природы, входящий в службу главного инженера ОАО. Третья стадия - это государственная экологическая экспертиза, на которую направляются практически все вновь разрабатываемые проектные.

Одним из последних требований отдела охраны природы к проектам обустройства месторождений является неформальная проработка возможных аварийных ситуаций на производственных объектах, детальный анализ возможных сценариев развития аварийных ситуаций, прогноз распространения зоны загрязнения, определение мест расположения защитных гидротехнических сооружений, их главных характеристик и основных проектных решений по их строительству для наиболее аварийно опасных объектов и участков. Предварительная проработка этих вопросов в случае аварии позволит немедленно приступить к работам по локализации нефтяного разлива и обеспечить уменьшение площади и степени загрязнения земель и водных объектов.

...