Система автоматики магистрального насосного агрегата обеспечивает защиту по следующим основным параметрам: температура подшипников насоса и двигателя, корпуса насоса, воздуха на выходе электродвигателя; сила тока в обмотках электродвигателя; утечка перекачиваемой жидкости из уплотнений насоса; давление масла на выходе в подшипниках; давление охлаждающей воды на входе в электродвигатель; частота вибрации насосного агрегата, замеряемая на подшипниках насоса и электродвигателя.

С помощью автоматики осуществляется запуск и остановка агрегатов и контроль параметров работы насоса.

Газоводонефтяная смесь после измерения дебита на групповых измерительных установках поступает в сепарационные установки, где отделяется нефть от газа и частично от воды. Это разделение осуществляется для: получения нефтяного газа, используемого как топливо или как химическое сырье; уменьшения интенсивности перемешивания нефтегазового потока и снижения возможности образования нефтяных эмульсий; уменьшения пульсации давления при транспортировании нефтегазоводяной смеси по сборным коллекторам до дожимной насосной станции (ДНС) или установки подготовки нефти (УПН).

Для первичной сепарации нефти и газа, а также оперативного измерения объема отсепарированной нефти, выделившегося газа и обеспечения дальнейшего транспорта нефти по нефтепромысловым трубопроводам применяют блочные автоматизированные сепарационные установки: СУ2-750, СУ2-1500 и СУ2-3000, имеющие пропускную способность соответственно 750, 1500 и 3000 м3/сут.

Сепарационные установки поставляются в комплекте со средствами местной автоматики, а средства управления автоматического регулирования предусматриваются в проектах по привязке установок с конкретным объектом. Комплекс приборов и средств автоматизации должен обеспечивать:

1) автоматическое регулирование рабочего уровня смеси в сепараторе;

2) автоматическую защиту установки (прекращение подачи нефтегазовой смеси в сепаратор) при:

а) аварийном повышении давления в сепараторе;

б) аварийно-высоком уровне жидкости в сепараторе;

3) сигнализацию в блок управления об аварийных режимах работы установки.

23. Технические средства для оперативного учета добываемой продукции

Дебиты жидкости скважин, подключенных к «Спутнику-А» и «Спутнику-Б», измеряются при помощи расходомеров турбинного типа.

Расходомеры ТОР-1 предназначаются для измерения жидкости вязкостью не более 80 с Ст. Расходомеры ТОР-1 обеспечивают как местный отсчет показаний, так и передачу показаний при помощи электромагнитного датчика на БМА. Расходомеры ТОР-1 состоят из двух основных частей: турбинного счётчика жидкости и блока питания.



Турбинный расходомер ТОР-1 работает следующим образом. Жидкость, проходя через входной патрубок корпуса и обтекатель, попадает на лопатки крыльчатки и приводит её во вращение. После крыльчатки направление движения жидкости изменяется экраном на 180о, и она через окна обтекателя поступает во входной патрубок. Число оборотов крыльчатки прямо пропорционально количеству прошедшей жидкости. Вращательное движение крыльчатки передаётся через понижающий редуктор и магнитную муфту на механический счётчик со стрелочной шкалой. Одновременно со стрелкой механического счётчика вращается находящийся с ней на одной оси диск с двумя постоянными магнитами, которые, проходя через электромагнитный датчик, замыкают расположенный в нём магнитоуправляемый контакт. Получаемые при этом электрические сигналы регистрируются на блоке управления счётчика, т.е. дублируют показания местного механического счётчика. В то же время каждая лопатка, проходя мимо магнитоиндукционного датчика, выдаёт электрический сигнал, который регистрируется в блоке регистрации. Диапазон измерения колеблется от 3 до 30 м3/ч. Расход чистой нефти, прошедший через ТОР-1, определяется автоматически как разность между показаниями ТОР-1 и показаниями датчика влагомера.

24. Нефтепромысловые резервуары и их элементы

Нефтяные резервуары представляют собой ёмкости различных размеров, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учёта «сырой» и товарной нефти. Группу резервуаров называют резервуарным парком.

Нефтяные резервуары строят из несгораемых материалов в наземном, частично заглублённом и подземных исполнениях. Для сбора хранения замера объема нефти на нефтяных месторождениях в большинстве случаев сооружают стальные цилиндрические резервуары, реже бетонные и железобетонные. Крыши РВС строят трех типов: конические, сферические и плоские. Крыша резервуара воспринимает внешнюю нагрузку в пределах 245 Па и внутреннюю от ризб в паровом пространстве резервуара

(до 200 кгс/м3). Люк-лаз, устанавливаемый на нижнем поясе резервуара, предназначен для проникновения людей внутрь резервуара, а также для освещения и проветривания резервуара при проведении технических работ.

Замерный люк служит для замера в резервуаре уровня нефти и отбора проб пробоотборником. Внутри замерного люка расположена направляющая колодка, по которой в резервуар спускают замерную ленту с лотом.

Световой люк устанавливают на крышке резервуара. При открытой крышке через него внутрь проникает свет и проветривает резервуар.

Приёмно-раздаточные патрубки предназначены для присоединения соответствующих трубопроводов, они размещены снаружи резервуаров, а хлопушка и шарнир подъемной трубы - внутри резервуара.

Хлопушки предназначены для устранения утечек из резервуаров при неисправности задвижек или аварийном состоянии трубопровода.

Перепускное устройство служит для выравнивания давлений нефти с обеих сторон крышки хлопушки. Подъемная труба внутри резервуара предназначена для отбора нефти с требуемой высоты.

Дыхательный клапан предназначен для регулирования давления паров нефтепродуктов в резервуаре в процессе закачки или выкачки нефти, а также колебаний температуры.

Гидравлический предохранительный клапан предназначен для ограничения избыточного давления или вакуума в газовом пространстве при отказе дыхательного клапана, а также при его недостаточном сечении.

Огневые предохранители устанавливают на резервуарах в комплекте с дыхательными и предохранительными клапанами, они предназначаются для предохранения газового пространства резервуара от проникновения в него пламени через дыхательный или предохранительный клапан.

Пенокамеры предназначены для подачи пены при тушении пожара в резервуаре.

Для измерения уровня и оперативного учёта количества нефти в резервуарах применяют указатель уровня. Прибор состоит из поплавка и мерной ленты, помещенной в герметичный кожух.

С целью снижения потерь легковоспламеняющихся нефтей применяют резервуары с плавающим понтоном, который уменьшает площадь испарения жидкости. Понтон представляет собой диск с поплавками.

Вертикальные стальные резервуары (РВС) бывают емкостью от 1000 до 5000 м3. Они специально оборудуются распределительными гребенками ввода жидкости, размещаемыми на высоте 1.5 м от днища резервуара. Вывод воды осуществляется через гидрозатвор, позволяющий автоматически, без специальных средств регулирования, поддерживать в резервуаре постоянный уровень жидкости, необходимый для ведения процесса.

Рис. 1 Резервуар УПСВ 1 - подводящая труба; 2 - маточник; 3 - отводящая труба; 4 - гидрозатвор

По нижней образующей маточника имеются отверстия. Нефть (эмульсия) через отверстия направляется вниз, затем всплывает в слое воды, высота которого поддерживается в пределах 3 - 4 м. Уровень воды поддерживается с помощью гидрозатвора, высота которого обычно принимается равной 0.9 высоты резервуара.

Технологические резервуары работают транзитом. Сброс отделившейся воды и отбор обезвоженной нефти осуществляется непрерывно, т.е. уровень жидкости при этом не изменяется, нет потерь от больших дыханий резервуара.

Предварительный сброс воды в вертикальном резервуаре получил широкое распространение. По данным испытания РВС-2000 и РВС-5000 в Татарии для сброса воды при обводненности поступающей нефти от 20 до 55 %, можно констатировать следующее:

производительность по жидкости одного аппарата предварительного сброса:

РВС-5000 10000 т/сут;

РВС-2000 5000 т/сут, что соответствует времени пребывания жидкости в аппарате 6 - 7 часов. Повышение загрузки аппарата выше этих пределов ведет к увеличению содержания нефти в сбрасываемой (дренажной) воде;

температура водонефтяной смеси должна быть не ниже 20 - 25єС. Снижение температуры вызывает ухудшение процесса отстоя как по качеству нефти, так и по качеству сбрасываемой воды;

заблаговременный (за 0.6-1 км до резервуаров) ввод дренажной воды в нефтепровод резко улучшает качественные и количественные показатели процесса за счет путевых эффектов разрушения эмульсии в нефтепроводе и взаимной очистки нефти и воды в процессе движения по трубопроводу.

25. Обеспечение требований охраны труда при обслуживании установок подготовки нефти, газа и воды

1 Общие требования

1.1. Технологические процессы добычи, сбора, подготовки нефти и газа, их техническое оснащение, выбор систем управления и регулирования, места размещения средств контроля, управления и противоаварийной защиты должны учитываться в проектах обустройства и обеспечивать безопасность обслуживающего персонала и населения.

1.2. Закрытые помещения объектов сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и конденсата должны иметь систему контроля состояния воздушной среды, сблокированную с системой выключения оборудования, включая перекрытие задвижек. Все помещения должны иметь постоянно действующую систему приточно-вытяжной вентиляции. Кратность воздухообмена рассчитывается в соответствии с СНиП 11-33-75 [72].

Основные технологические параметры указанных объектов и данные о состоянии воздушной среды должны быть выведены на пункт управления.

1.3. Системы управления должны иметь сигнальные устройства предупреждения отключения объектов и двустороннюю связь с диспетчерским пунктом.

1.4. Каждый управляемый с диспетчерского пункта объект должен иметь также ручное управление непосредственно на объекте.

1.5. Система сбора нефти и газа должна быть закрытой, а устья нагнетательных, наблюдательных и добывающих скважин герметичными.

1.6. На объектах сбора и подготовки нефти и газа (ЦПС, УПН, УКПГ, ГП), насосных и компрессорных станциях (ДНС, КС) должна быть технологическая схема, утвержденная техническим руководителем предприятия, с указанием номеров задвижек, аппаратов, направлений потоков, полностью соответствующих их нумерации в проектной технологической схеме. Технологическая схема является частью плана ликвидации возможных аварий.

2. Оборудование для сбора и подготовки нефти, газа и конденсата

2.1. Оборудование для сбора нефти, газа и конденсата должно удовлетворять требованиям стандартов и технических условий на их изготовление, монтироваться в соответствии с проектами и действующими нормами технологического проектирования и обеспечивать полную сохранность продукции (закрытая система сбора и подготовки нефти и газа).

2.2. Оборудование и трубопроводы должны оснащаться приборами контроля (с выводом показаний на пульт управления), регулирующими и предохранительными устройствами.

2.3. Исправность предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на аппаратах и трубопроводах, подлежит периодической проверке в соответствии с утвержденным графиком.

Результаты проверок заносятся в вахтовый журнал.

2.4. Аппараты, работающие под давлением, оснащаются манометрами, указателями уровня, запорной и предохранительной аппаратурой, люками для внутреннего осмотра, а также дренажной линией для опорожнения.

3. Насосные, компрессорные станции, блочно-комплектные насосные станции

3.1. Помещения насосных и компрессорных станций должны быть выполнены в соответствии с требованиями строительных норм и правил,

3.2. Резервные насосы должны находиться в постоянной готовности к пуску. Насосы, перекачивающие сернистую нефть, должны быть заполнены перекачиваемой жидкостью во избежание образования пирофорных отложений.

3.3. Промысловые (дожимные) компрессорные станции на объектах добычи природного газа, кроме требований п. 3.3.2, оборудуются:

* автоматизированной системой регулирования работы оборудования в заданных параметрах;

* автоматизированной системой аварийной разгрузки оборудования с подачей технологических сред в системы утилизации;

* автоматизированной системой раннею обнаружения и тушения пожаров;

* системой аварийного оповещения и связи.

Уровень автоматизации компрессорных станций должен обеспечивать регистрацию основных технологических параметров, включая:

* давление, расход, температуру перекачиваемой среды;

* состояние воздушной среды в помещении (концентрацию взрывоопасных и вредных веществ);

* аварийный сигнал.

4. Установки комплексной подготовки газа (групповые и газосборные пункты)

4.1. Установки комплексной подготовки газа (групповые и газосборные пункты) должны обеспечивать полное и эффективное использование ресурсов природного и нефтяного газа.

4.2. Для установок комплексной подготовки газа, газосборных пунктов, головных сооружений и т.д. должны разрабатываться и утверждаться в установленном порядке технологические регламенты. Приемка объектов в эксплуатацию осуществляется в порядке, установленном Госстроем России.

4.3. Газопроводы установок комплексной подготовки газа, газосборных пунктов, головных сооружений и т.д. должны отвечать требованиям, предъявляемым к трубопроводам первой категории (при Ру <= 10 МПа).

26. Организация пожарной охраны на предприятии

Ответственность за организацию пожарной охраны, соблюдение необходимого противопожарного режима и своевременное выполнение противопожарных мероприятий возлагается на руководителя предприятия (работодателя) и начальников цехов (мастерских, лабораторий и т.п.).

Они обязаны:

1) обеспечить полное и своевременное выполнение правил пожарной безопасности и противопожарных требований СНиП при проектировании, строительстве, реконструкции и эксплуатации производственных объектов;

2) организовать на предприятии пожарную охрану, добровольную пожарную дружину и пожарно-техническую комиссию и руководить ими;

3) предусматривать необходимые ассигнования на содержание пожарной охраны, приобретение средств пожаротушения;

4) назначать лиц, ответственных за пожарную безопасность цехов, лабораторий, складов, баз, участков и т.д.

На нарушителей правил и требований пожарной безопасности руководители предприятий имеют право налагать дисциплинарные взыскания, а также ставить вопрос о привлечении их к судебной ответственности.

Противопожарный инструктаж проводится в два этапа:

- на первом - инструктаж проводит начальник местной пожарной охраны, инструктор пожарной профилактики, начальник караула или инженер по охране труда;

- на втором - знакомят с общими правилами пожарной безопасности для данного участка, технологических установок и т.д. вновь принятых непосредственно на месте его будущей работы, а также при переводе с одного участка работы на другой.

Кроме того, не реже одного раза в год проводят периодический противопожарный инструктаж с получением навыков практического пользования первичными средствами пожаротушения и связи.

При наличии на предприятии (цехах, участках) повышенной пожарной опасности кроме противопожарного инструктажа проводятся занятия по пожарно-техническому минимуму со всеми рабочими и служащими с принятием зачета.

Для каждого предприятия, цеха, участка, лаборатории, склада и т.д. должна быть разработана противопожарная инструкция, включающая основные требования пожарной безопасности данного конкретного объекта:

- содержание территории предприятия, подъездов и подходов к источникам противопожарного водоснабжения, к зданиям и сооружениям;

- порядок движения транспорта по территории предприятия;

- о применении открытого огня, курении;

- порядок вызова пожарной охраны;

- порядок хранения ГЖ и ЛВЖ, обтирочных материалов и производственных отходов;

- пути эвакуации и т.д.

С целью выявлений нарушений и недостатков техпроцессов, которые могут привести к возникновению пожаров, разработки мероприятий по их устранению, содействия органам пожарного надзора, организации массово-разъяснительной работы среди персонала руководитель предприятия приказом назначает пожарно-техническую комиссию в составе главного инженера (председатель), начальника пожарной охраны объекта, энергетика, технолога, механика, инженера по охране труда, строителя и других специалистов.

Особая роль отводится добровольным пожарным дружинам, так как, как правило, любой большой пожар начинается с малого очага, который можно зачастую подавить первичными средствами пожаротушения.

Численность ДПД определяется руководителем предприятия и зависит от объема производства и наличия технических средств пожаротушения. Личный состав ДПД застраховывается за счет предприятия на случай увечья и потери трудоспособности, происшедших в результате работы по ликвидации пожара или аварии.

27. Организация безопасности жизнедеятельности в организации

Безопасность жизнедеятельности на производстве - это совокупность многих правил и норм, созданных для обеспечения защиты жизни и сохранения здоровья человека. При приеме на работу будущий сотрудник обязательно должен пройти инструктаж по технике безопасности. Руководители предприятий и их подразделений осуществляют четкий контроль над своевременными инструктажами. Обязательно ведут журнал, где ставят подписи все работники, которые прошли инструктаж.

Строгое выполнение норм техники безопасности обеспечивает защиту сотрудника от опасностей и рисков, которые могут возникнуть на работе. Безопасность жизнедеятельность на производстве была создана, чтобы обеспечить правильную среду обитания на рабочем месте, и не навредить деятельности и здоровью человека.

Анализ опасных и вредных производственных факторов.

Так же, как и любое современное масштабированное производство, процесс производства железобетонных конструкций сопровождается определенными опасными и вредными факторами.

К опасным физическим производственным факторам относятся движущиеся машины и механизмы; различные подъемно-транспортные устройства и перемещаемые грузы; незащищенные подвижные элементы производственного оборудования (приводные и передаточные механизмы, режущие инструменты, вращающиеся и перемещающиеся приспособления и др.); отлетающие частицы обрабатываемого материала и инструмента, электрический ток, повышенная температура поверхностей оборудования и обрабатываемых материалов и др.

В производственных цехах предприятия расположены определенные места, которые имеют повышенную травмоопасность в связи с работой производственных машин и оборудования. К таким местам на предприятии относятся отдел центрифугирования для изготовления железобетонных труб, отдел формования плит, перекрытий и блоков, отдел изготовления бетонных смесей, цех армирования и изготовления арматурных сеток и каркасов и т.д.

В процессе работы рабочие подобных отделов очень часто подвержены риску получения физических травм, так как высокотехнологическое оборудование имеет свойство генерировать опасность.

При складировании и переносе свежеизготовленных труб, плит и перекрытий возникает опасность падения груза, так подобные элементы имеют большие размеры физической массы. Так же опасность представляет движение крана.

В процессе сварочных работ при изготовлении арматурных изделий, при нагревании электротоком арматурных стержней рабочие могут быть подвержены возможности поражения электрическим током и получения ожогов, так как арматуру приходится нагревать до очень высоких температур.

При снятии опалубки и перемещении изготовленных железобетонных изделий возникает опасность от возможности падения предметов на подвесных лесах по наружному периметру скользящей опалубки. Опалубочные работы должны проводиться таким образом, чтобы подмости, трапы и другие средства обеспечения пути входа и выхода, средства транспортировки удобно, легко и надежно крепились к опалубочным конструкциям.

Так же работающие в отделе приготовления смесей подвержены отрицательному влиянию загрязнения воздуха из-за периодических выбросов в воздушное пространство рабочей зоны определенного количества цементной пыли в процессе работы.

Критерием качества воздушной атмосферы является предельно допустимая концентрация (ПДК) загрязняющего вещества, определяемая количеством вещества, находящегося в 1 м³ воздуха, которое не оказывает вредного влияния на здоровье человека, постоянно его вдыхающего.

Предельно допустимая концентрация пыли цемента и минералов не содержащих свободного кремнезема (SiO₂) по ГОСТу 12.1.005 - 80 (22) не должна превышать 6 мг/м^3.

Как вредный производственный фактор пыль оказывает фиброгенное, аллергическое и токсическое действие на организм. Специфическое для пыли фиброгенное действие выражается в избирательном поражении тканей лёгких человека.

На производственных цехах предприятия так же есть определенные места, которые являются источниками производственного шума: зона центрифугирования железобетонных труб, отдел резки и обработки арматурных изделий и так же места расположения различных видов производственных машин.

Известно, что длительное воздействие шума приводит к головной боли, бессоннице, ослаблению внимания, расстройству центральной нервной системы, снижению секреций желудка, частичной или полной потере слуха.

Уровень громкости шума не вызывающий вредных последствий называется нормальным пределом громкости. Превышение уровня шума вызывает изменения в нервной системе, быструю утомляемость и потерю работоспособности, ослабление внимания и головную боль, нарушение сердечнососудистой системы и функций желудка.

При действии источника звука происходит небольшое колебание давления в среде. Разность между мгновенным значением полного давления и давлением в среде при отсутствии звуковых волн, называется звуковым давлением. В практике борьбы с шумом приходится иметь дело с огромным диапазоном значений звукового давления, соответствующим его изменению в 10⁴ - 10⁹ раз.

Громкость нормируется в соответствии с санитарными нормами (СН-245-71). При выполнении работ, где уровень шума 130 Децибел, идет снижение слуха: до 25% около 5 лет, до 50% около 10 лет и до 80% около 10-20 лет.

Работающие в зоне обработки арматурных изделий, очень часто бывают подвержены отрицательному влиянию вибраций местного характера которая возникает прирезке арматуры.

Считается, что вибрация крайне нежелательна и вредна для организма человека. Так, при превышении уровней вибрации на рабочих местах над допустимыми по санитарным нормам значениями, у работников со временем может развиться вибрационная болезнь. Особенно опасны резонансные колебания, совпадающие с частотой колебания внутренних органов человека.

Таблица 5.1

Санитарные нормы вибрационной нагрузки при общей вибрации

Среднегеометрические частоты полос, Гц	Виброускорение	Виброскорости
	м/с2	дБ	м/с2	дБ
2 4 8 16 31,5 63	0,14 0,10 0,11 0,20 0,40 0,80	103 100 101 106 112 118	1,30 0,45 0,22 0,20 0,20 0,20	108 99 93 92 92 92



Таблица 5.2

Санитарные нормы вибрационной нагрузки при локальной вибрации

Среднегеометрические частоты полос, Гц	Виброускорение	Виброскорости
	м/с2	дБ	м/с2	дБ
8 16 31,5 63 125 250 500 1000	1,4 1,4 2,7 5,4 10,7 21,3 42,5 85,0	123 123 129 135 141 147 153 159	2,8 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4	115 109 109 109 109 109 109 109



Заключение

В ходе практики, мною были приобретены необходимые практические умения и навыки работы, которые понадобятся в моей дальнейшей трудовой деятельности.

По окончанию практики была достигнута главная цель - закрепление теоретических знаний, полученных в процессе обучения, и приобретение практических навыков.

Я расширил и систематизировал знания на основе изучения оборудования, его функций, устройства и принципа действия, научился обобщать, анализировать, воспринимать информацию, ставить задачи и выбирать рациональные пути их решения, научился самостоятельно приобретать новые знания, используя современные образовательные и информационные технологии, научился составлять и оформлять нормативно-техническую документацию.

Данная практика является хорошим практическим опытом для дальнейшей самостоятельной деятельности.



Литература

1. Муравьёв Е.М. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. М., «Недра», 1978.

2. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. М., «Недра», 1984.

3. Элияшевский И.В. Технология добычи нефти и газа. М., «Недра», 1976.

4. Шульга В.Г., Бухаленко Е.И. Устьевое оборудование нефтяных и газовых скважин. М., «Недра», 1978.

5. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М., «Недра», 1979.

6. Зайцев Ю.В., Балакиров Ю.А. Добыча нефти и газа. М., «Недра», 1981.

7. Справочная книга по добыче нефти и газа. Под редакцией Гиматудинова Ш.К. М., «Недра», 1974.

Размещено на Allbest.ru

...