МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯРОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ГОСУДАРСТВЕННОЕОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО
ОБРАЗОВАНИЯ
«ТЮМЕНСКИЙГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Технологическийинститут
КафедраХимии и технологии нефти и газа
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
К дипломномупроекту на тему:
Анализ работыустановки предварительного сброса воды ЦДНГ-9 НГДУ «Мамонтовнефть».
Дипломник ____________________________/ Филиппова Н.В./
Руководитель ___________________________/ Трушкова Л.В./
Консультант _______________________________/ Енева И.Г./
Зав. кафедрой____________________________ / Магарил Р.З./
Тюмень 2003 г.
РЕФЕРАТ
Пояснительная записка к дипломному проекту содержит 93с., 11 рис.,35табл., 32 источника.
Объектом проектирования является установка предварительногосброса воды цеха добычи нефти и газа НГДУ «Мамонтовнефть» НК «ЮКОС», проектноймощностью по сырью 30 000 м 3 в сутки.
Установка предварительного сброса воды предназначена для:
— сбора водогазонефтяной эмульсии, поступающей с кустовыхплощадок и разведочных скважин;
— сепарации нефти;
— обезвоживания нефти;
— подготовки пластовых и других промысловых очистных сточныхвод с последующей закачкой в пласт;
— внешнего транспорта нефти с месторождения на ЦПС.
— внешнего транспорта газа с месторождения на ГПЗ.
Цель проекта: Анализ производственной деятельности установкипредварительного сброса воды с целью выявления резервов для более рациональногоиспользования имеющегося технологического оборудования.
На ступени глубокого обезвоживания используется оборудование,разработки ООО «Уралтехнострой», которое позволяет получить глубокообезвоженную нефть. (Содержание воды менее 1 % масс). Нормативное содержаниесолей не обеспечивается обезвоживанием нефти, требуемого уровня и дляподготовки товарной нефти необходимо дополнительное обессоливание на ЦПС.
В результате сделанного анализа выявлено:
На установкепредварительного сброса воды имеются реальные возможности для увеличения еепропускной способности по жидкости, при этом качество подготовленной нефти неизменится.
Используемая для ведения технологического процессамногоступенчатая автоматизированная система управления позволяет безопасно икачественно поддерживать технологический режим
Технологический режим и технологическая схема установки даетвозможность, используя только химический способ с использованием деэмульгатора, отделять нефть с содержанием воды до 1 %.
Данный проект решаетвозникшие трудности перед НГДУ «МсН» посредством подготовки части нефти Угутско– Киняминской группы месторождений силами НГДУ «Мамонтовнефть» на УПСВ-3.
Реализация данногопроекта позволяет увеличить производительность установки предварительногосброса воды в расчете на 2005 год с 16 674,2 м3/сут до 18 649,4 м3/сут(на 12 %). При этом доля загрузки установки сырой нефтью НГДУ «МсН» на 2005 годсоставит 10 % и имеет тенденцию к увеличению. Коэффициент загрузки установки посырью увеличиться к 2005 г. на 6 %. У установки предварительного сброса воды №3 имеется дополнительный резерв по наращиванию производительности — более 30% пожидкости.
Расчет дипломного проекта показал, что для этих целей непотребуется дополнительного технологического оборудования.
При этом сумма капитальных вложений на реконструкцию окупитсяза 1 год и 1,5 месяца.
СОДЕРЖАНИЕ
Перечень единиц,используемых в проекте, в системе Си
Введение
1. Литературный обзор
1.1. Образованиеэмульсий и их классификация
1.2. Физико-химическиесвойства нефтяных эмульсий
1.2.1. Дисперсностьэмульсий
1.2.2. Вязкость эмульсии
1.2.3. Плотностьэмульсии
1.2.4. Электрическиесвойства эмульсии
1.2.5. Температураэмульсии
1.3. Устойчивостьнефтяных эмульсий и их «старение»
1.4. Теоретическиеосновы обезвоживания нефти
1.4.1. Седиментациякапель воды в нефти
1.4.2. Процессыукрупнения капель воды
1.5. Деэмульгаторы,применяемые для разрушения нефтяных эмульсий
1.6. Основные методыразрушения нефтяных эмульсий
1.7. Установкипредварительного сброса воды.
2. Метод производства и еготехнико-экономическое обоснование
2.1. Оценкатехнического состояния установки предварительного сброса воды № 3
3. Характеристика сырья, готовойпродукции и применяемых реагентов
4. Описание технологической схемы савтоматизацией. Спецификация КИП
5. Техническое обеспечение АСУ ТП
5.1. Объекты АСУ ТП
5.1.1. Структураконтроля и управления технологическими объектами
5.2. Функции АСУ ТП
5.2.1. Функции АСУ ТП поуровням управления
5.3. Функции АСУ ТП поуровням управления технологическими объектами
5.4. Комплекстехнических средств АСУ ТП
5.4.1. Комплексдатчиков, преобразователей, исполнительных механизмов
5.4.2. Управляющийвычислительный комплекс
5.4.3. Размещение имонтаж комплекса технических средств АСУ ТП
6. Технологический расчет
6.1. Технологическиепараметры УПСВ-3 НГДУ «Мамонтовнефть»
6.2. Поверочный расчётоборудования
6.2.1. Расчёт I ступени сепарации
6.2.2.Расчёт отстойников
6.2.3. Расчёт II ступени сепарации
7. Материальный баланс установкипредварительного сброса воды
7.1. Материальный балансбазовой УПСВ-3 при максимальной пропускной способности борудования
7.2. Материальный баланспроектной УПСВ-3
8. Безопасность и экологичностъ проекта
8.1. Обеспечениебезопасности работающих
8.1.1. Опасности ивредности установки
8.1.2. Характеристикаусловий труда
8.1.3. Электробезопасностьи молниезащита
8.1.3.1. Электроснабжение
8.1.3.2. Молниезащита изаземление
8.1.3.3. Расчёт зонызащиты молниеотвода
8.2. Экологическаяоценка проекта
8.2.1. Характеристикаобъекта в части выбросов загрязняющих веществ в атмосферу
8.2.1.1. Расчетмаксимальных и валовых выбросов вредных веществ от
источников загрязненийУПСВ-
8.2.2. Расчет платы завыбросы загрязняющих веществ в атмосфер
8.2.3. Размерысанитарно-защитной зоны с учетом розы ветров
8.2.4. Мероприятия попредотвращению и уменьшению аварийных
выбросов
8.2.5. Мероприятия поснижению шума
8.2.6. Оценка воздействияна поверхностные воды
8.2.6.1.Оценка возможныхпутей загрязнения поверхностных вод
8.2.6.2. Водоотведение
8.2.6.3. Характеристикавозможных изменений водных объектов при эксплуатации УПСВ
8.2.7. Оценка воздействияна почвенно-растительный покров и грунты
8.2.7.1. Характеристикавоздействия на почвенный покров и грунты
8.2.7.2. Характеристиканарушений рельефа
8.2.8. Оценка воздействияна недра и подземные воды
8.2.8.1. Анализвозможного воздействия на недра и подземные воды
8.3. Чрезвычайныеситуации
8.3.1. Аварийные ситуации
8.3.2. Противопожарныемероприятия
8.3.3. Определениепоражающих факторов вероятных чрезвычайных ситуаций и их воздействия наэлементы объекта
8.3.3.1. Определениевероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной или паровоздушнойсмеси
8.3.3.2. Расчёт взрыварезервуара вертикального стального ёмкостью 5000 м3 с нефтью
8.4. Оценка воздействияна окружающую среду от проектируемых сооружений
9. Сведения оместонахождении объекта
9.1. Характеристикаместности, на которых размещается объект
9.2. Сведения о персонале
ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ ЕДИНИЦ В МЕЖДУНАРОДНОЙ СИСТЕМЕ (СИ),ИСПОЛЬЗУЕМЫХ В ПРОЕКТЕ
Величина Единицы измерения Сокращенное обозначение единицы Размер единицы Основные единицы Длина Метр м Масса Килограмм кг Время Секунда с Температура Градус Цельсия оС Производные единицы Площадь Квадратный метр м2 (1м)2 Объем Кубический метр м3 (1м)3 Плотность (объемная масса) Килограмм на кубический метр кг/м3 (1кг): (1м)3 Скорость Метр в секунду м/с (1м):(1с) Давление (механическое напряжение) Паскаль Па (1Н): (1м)2 Динамическая вязкость Паскаль секунда Па с (1Н)(1с): (1м)2 Кинематическая вязкость Кв.метр на секунду м2/с (1м)2: (1с) Количество теплоты, работа, энергия Джоуль Дж (1Н) (1м) Сила Ньютон Н (1кг)(1м): (1с)2
ВВЕДЕНИЕ
Установка предварительного сброса воды № 3 (УПСВ) ЦДНГ-9 НГДУ«Мамонтовнефть» ОАО Юганскнефтегаз НК «ЮКОС» расположена в Нефтеюганскомрайоне, Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. В 15 км к востоку от площадки УПСВ проходит магистральная автодорога Тюмень-Сургут.
УПСВ-3 ЦДНГ-9 НГДУ«Мамонтовнефть» проектной мощностью по сырью 30 000 м3/ суткипредназначена для:
— сбора водогазонефтяной эмульсии, поступающей с кустовыхплощадок и разведочных скважин;
— сепарации нефти;
— обезвоживания нефти;
— подготовки пластовых и других промысловых очистных сточныхвод с последующей закачкой в пласт;
— внешнего транспорта нефти с месторождения на ЦПС.
— внешнего транспорта газа с месторождения на ГПЗ.
Продуктом УПСВ является обезвоженная нефть, которая поступаетна ЦПС, где происходит подготовка нефти до товарных кондиций (обезвоживание,обессоливание и т.д.) и перекачка ее по системе внешнего транспорта.
На УПСВ происходит сепарация газа, часть которого поступаетна компрессорную станцию ГКС и сдается на ГПЗ. Остаточный газ поступает нафакел низкого давления, где происходит его сжигание.
Вода, полученная в процессе подготовки нефти, поступает посистеме водоводов на КНС и закачивается в пласты с целью поддерживанияпластового давления.
Технологический режим и технологическая схема установки даетвозможность, используя только химический метод с использованием деэмульгатора,отделять нефть с содержанием воды до 1%.
В связи с уменьшениемобъема добычи нефти на Мамонтовском и Ефремовском месторождении и возникшимитрудностями с подготовкой нефти в НГДУ «Майскнефть» рекомендуется подготовка части нефти Угутско –Киняминской группы месторождений силами УПСВ-3 НГДУ «Мамонтовнефть» (объемподготавливаемой нефти на УПСВ регламентируется общим объемом нефти,подготавливаемой на ЦППН НГДУ «МН»). Часть нефти с месторождения Угутско –Киняминской группы поступает на УПСВ-3, где происходит предварительный сбросводы (до остаточного содержания воды в нефти порядка 1-10 %). После УПСВ нефтьоткачивается на ЦППН НГДУ «Мамонтовнефть», где происходит окончательная подготовканефти.
1. ЛИТЕРАТУРНЫЙОБЗОР
На каждом месторождении наступает такой период, когда изпласта вместе с нефтью извлекается пластовая вода. По мере эксплуатацииместорождения содержание воды в нефти постепенно возрастает.
Извлеченная вместе с нефтью на поверхность пластовая водаявляется вредной примесью, которую необходимо удалять из нефти. Пластовая водаобразует с нефтью эмульсии различной степени стойкости, и со временем стойкостьэмульсии повышается. Это является одной из причин того, что необходимообезвоживать как можно раньше с момента образования эмульсии, не допуская еестарения. Наиболее целесообразно проводить обезвоживание нефти наместорождениях.
Второй наиболее важной причиной обезвоживания нефти в районахего добычи является высокая стоимость транспорта балласта-пластовой воды.Транспорт обводненной нефти удорожается не только в результате перекачкидополнительных объемов содержащейся в нефти пластовой воды, но и вследствиетого, что вязкость эмульсии типа вода в нефти выше, чем чистой нефти. Приувеличении содержания воды в нефти на 15 транспортные расходы возрастают всреднем на 3-5% при каждой перекачке. /1/
Добывающая из скважин нефть, как правило, имеет в своемсоставе пластовую воду (в свободномили эмульгированном состоянии), содержащую различные минеральные соли-хлористый натрий NaCl, хлористыйкальций СаСl2, хлористый магний MgCl2, причем часто в больших количествах (200 тыс. мг/лводы и более), механические примеси. Эти соли придают водонефтяной смесидовольно высокую коррозионную активность и затрудняют таким образом еетранспортирование и последующую переработку. Механические примеси и соли легкоотлагаются с суженных местах, местах поворотов, изгибов, сужая живое сечениетрубок и ухудшая процесс теплопередачи в теплообменном оборудовании. Примеси исоли тяжёлых нефтей концентрируются в тяжёлом остатке переработки нефти,ухудшая их качество. В состав нефтей входят также различные газы органического(метан СН4, этан С2Н6, пропан С3Н8,бутан С4Н10) и неорганического (сероводород H2S, углекислый газ СО2 и гелий Не) происхождения.
В связи с изложенным, возникает необходимость отделения отнефти пластовой воды и солей в промысловых условиях. Вместе с водой приобезвоживании из нефти удаляются соли, растворенные в воде, и механическиепримеси, которые являются причиной коррозии и загрязнения трубопроводов иаппаратов. При обезвоживании нефти на месторождениях из нее удаляется основнаямасса воды, солей и механических примесей, и нефтепроводным управлениям нефтьсдается с содержанием воды, как правило, не выше 1-2 %. Но эта норма неостается неизменной и имеется тенденция к ее снижению до 0,5 %, чтоэкономически и технологически более целесообразно.
При обезвоживании нефти на месторождениях – лишь первый этапее подготовки к переработке. Более глубокая очистка нефти от пластовой воды,солей и механических примесей осуществляется в процессе обессоливания. С этойцелью обезвоженную нефть интенсивно перемешивают с пресной водой, аобразовавшуюся эмульсию разрушают.
При извлечении нефти и пластовой воды на поверхность онинеизбежно перемешиваются, образуя при этом эмульсию. Свойства нефтяныхэмульсий, их стойкость в значительной мере зависят от способа добычи нефти иусловий эксплуатации нефтяного месторождения.
Содержание воды, солей и механических примесей в нефти важнознать также для определения количества чистой нефти при передачи еетоваротранспортным организациям. /2/
Нормами подготовки нефти на промыслах, поступающей вмагистральный трубопровод, установлен по ГОСТу Р 51858-2002, который приведёнв табл. 1.
Таблица 1
Физико-химические свойства товарной нефтиНаименование показателя Норма для группы I П III Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более 100 300 900 Массовая доля воды, % не более 0,5 1,0 1,0 Массовая доля механических примесей, % не более 0,05 0,05 0,05 Давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.) не более 66,7 (500) 66,7 (500) 66,7 (500) Содержание хлорорганических соединений Не нормируется. Определение обязательно Содержание Н2S и RSH Определение факультативно.
1.1 Образование эмульсий и их классификация
Вода в нефти появляется в результате поступления к скважинепластовой воды или воды, закачиваемой в пласт с целью поддержания давления. Придвижении нефти и пластовой воды по стволу скважины и нефтесборным трубопроводампроисходит их взаимное перемешивание и дробление. Процесс дробления однойжидкости в другой называют диспергированием. В результате диспергирования однойжидкости в другой образуются эмульсии.
Эмульсии представляют собой дисперсные системы двухжидкостей, не растворимых или малорастворимых друг в друге, находящихся вовзвешенном состоянии в виде мелких капель (глобул). Жидкость, в которойраспределены глобулы, называются дисперсной средой, а вторая жидкость,распределенная в дисперсной среде, — дисперсной фазой.
При образовании эмульсии увеличивается поверхность дисперснойфазы, поэтому для осуществления процесса эмульгирования должна быть затраченаопределенная работа, которая концентрируется на поверхности раздела фаз в видесвободной поверхностной энергии. Энергия, затраченная на образование единицымежфазной поверхности, называется поверхностным (межфазным) натяжением. Глобулыдисперсной фазы имеют сферическую форму, т.к. такая форма имеет наименьшуюповерхность и наименьшую свободную энергию для данного объема. Форму шара можноисказить лишь сила тяжести или сила электрического поля.
Свободная энергия капель дисперсной фазы способствует ихслиянию (коалесценции), но помехой этому в устойчивых эмульсиях являютсястабилизаторы эмульсии.
Растворимые в воде (гидрофильные), эмульгаторы способствуютобразованию эмульсий — вода в нефти. Последний тип, чаще всего встречается впромысловой практике. К гидрофильным относятся такие поверхностно-активныевещества, как щелочные мыла, желатин, белковые вещества. Гидрофобными являютсяхорошо растворимые в нефтепродуктах смолы, известковые мыла, а такжемелкодисперсные частицы сажи, глины, песка, окислов металлов, легче смачиваемыенефтью, чем водой. Введение в эмульсию данного типа эмульгатора, способствующегообразованию эмульсии противоположного типа, облегчает её расслоение. Отконцентрации эмульгаторов-стабилизаторов эмульсии в нефти и их состава главнымобразом зависит устойчивость образующихся нефтяных эмульсий. Установлено, чтоустойчивость, возрастает с увеличением концентрации стабилизаторов до насыщенияадсорбционного слоя или, до достижения оптимальных структурно-механическихсвойств слоя. Стабилизаторы входят в контакт друг с другом и с нефтяной иводной фазами, образуют механически прочные защитные плёнки, препятствующиепроцессу коалесценции капель воды в нефти. Состав весьма разнообразен. Сюдавходят асфальтены, смолы нафтеновых кислот и тяжелых металлов, парафины,церезины, тонкодисперсные неорганические вещества, состоящие из глины, песка игорных пород.
По характеру дисперсной фазы и дисперсной среды различаютэмульсии двух типов:
первые эмульсии прямого типа — неполярная жидкость вполярной, когда нефть размещается в виде мелких капель в воде (Н/В); и вторыеобратного типа — эмульсии полярной жидкости в неполярной, когда водаразмещается в виде мелких капелек в нефти (В/Н).
В эмульсиях типа Н/В внешней фазой является вода, и поэтомуони смешиваются с водой в любых отношениях и обладают высокойэлектропроводностью, а эмульсии типа Н/В смешиваются только с углеводороднойжидкостью и имеют низкую электропроводность./3,4/
1.2 Физико-химические свойства нефтяных эмульсий
Для правильного выбора метода разрушения нефтяных эмульсийважно знание их основных физико-химических свойств.
1.2.1 Дисперсность эмульсий
Дисперсность эмульсий — это степень раздробленностидисперсной фазы в дисперсной среде. Дисперсность является основнойхарактеристикой эмульсий определяющей их свойства.
Размеры капелек дисперсной фазы в эмульсиях изменяются от 0,1до 100 мкм (10-5 -10-2 см).
Дисперсные системы, состоящие из капелек одного и того жедиаметра, называются монодисперсными, а дисперсные системы, состоящие изкапелек различного диаметра, — полидисперсными. Нефтяные эмульсии относятся кполидисперсным системам, т.е. к системам, содержащим частицы различныхразмеров. Размер капель воды в эмульсии обычно обратно пропорционален количествузатраченной энергии, и чем больше этой энергии, тем меньше диаметр капель,следовательно, больше их суммарная удельная поверхность.
1.2.2 Вязкость эмульсии
Вязкость эмульсии зависит от вязкости самой нефти,температуры, при которой получается эмульсия, количества воды, содержащейся внефти, степени дисперсности, присутствия механических примесей. Вязкостьнефтяных эмульсий не обладает аддитивным свойством, т.е. вязкость эмульсии неравна сумме вязкости воды и нефти.
С увеличением обводнённости до определённого значениявязкость эмульсии возрастает и достигает максимума при критическойобводнённости, характерной для данного месторождения. При дальнейшем увеличенииобводнённости вязкость эмульсии резко уменьшается. Критическое значениекоэффициента обводнения называется точкой инверсии, при которой происходитобращение фаз, т.е. эмульсия типа В/Н превращается в эмульсию типа Н/В.Значение точки инверсии для разных месторождений колеблется от 0,5 до 0,95 г.
1.2.3 Плотность эмульсии
Плотность эмульсии можно рассчитать, если известны плотностьнефти и воды и их содержание в эмульсии, по следующей формуле:
рэ = рH(1-W) + рBW, (1)
где рн — плотность нефти, кг/м3;
рв — плотность воды, кг/м3;
W — содержание воды в объёмных долях.
1.2.4 Электрические свойства эмульсии
Нефть и вода, взятые в чистом виде, хорошие диэлектрики.Электропроводность нефти колеблется от 0,5 10-6 до 0,5 10-7Ом м-1, пластовой воды – от 10-1 до 10 Ом м-1.Даже при незначительном содержании в воде растворенных солей или кислотэлектропроводность увеличивается в десятки раз. Поэтому электропроводностьнефтяной эмульсии обусловливается не только количеством содержащейся воды истепенью её дисперсности, но и количеством растворенных в этой воде солей икислот.
В нефтяных эмульсиях, помещённых в электрическое поле,капельки воды располагаются вдоль его силовых линий, что приводит к резкомуувеличению электропроводности этих эмульсий. Это объясняется тем, что капелькичистой воды имеют приблизительно в 40 раз большую диэлектрическуюпроницаемость, чем капельки нефти.
Свойства капелек воды располагаться в эмульсиях вдоль силовыхлиний электрического поля и послужило основной причиной использования этогометода для разрушения нефтяных эмульсий.
Температура эмульсии
Чем выше температура, чем меньше вязкость нефти, тем менееустойчива эмульсия. Это особенно заметно для парафинистых нефтей. С понижениемтемпературы частицы парафина выделяются, легко адсорбируясь на поверхностиводяных капель, стойкость эмульсии повышается. Этим объясняется резкоеувеличение устойчивости эмульсии на многих нефтяных месторождениях зимой. /5/
1.3 Устойчивость нефтяных эмульсий и их «старение»
Важным показателем для нефтяных эмульсий является их устойчивость,т.е. способность в течение определенного времени не разрушаться и неразделяться на нефть и воду.
На устойчивость нефтяных эмульсий влияют; дисперсностьсистемы, физико-химические свойства эмульгаторов, образующих на поверхностираздела фаз адсорбционные защитные оболочки, наличие на капельках дисперснойфазы двойного электрического заряда, температура и время существованияэмульсии.
По дисперсности нефтяные эмульсии делятся на мелкодисперсныес размером капель воды от 0,2 до 20 мкм, среднедисперсные, содержащие каплиразмером от 20 до 50мкм; грубодисперсные — с каплями воды размером от 50 до 100мкм. Труднее поддаются разрушению мелкодисперсные эмульсии.
На устойчивость эмульсий огромное влияние оказываютстабилизирующие вещества (естественные ПАВ), называемые эмульгаторами.
Устойчивость зависит также от заряда на поверхности капельводы, образующего за счёт их движения двойной электрический слой, защищающийэти капли от слипания подобно адсорбционным оболочками. Капли, имеющие на своейповерхности одинаковые заряды, будут взаимно отталкиваться.
Чем выше температура, тем менее устойчива нефтяная эмульсия.
Эмульсии способны «стареть», т.е. повышать своюустойчивость со временем. Процесс «старения» нефтяных эмульсий в начальныйпериод происходит весьма интенсивно, затем постепенно замедляется и часто ужечерез сутки прекращается. Свежие эмульсии легче поддаются разрушению и поэтомуобезвоживание и обессоливание нефтей необходимо проводить на промыслах./3,4/
1.4 Теоретические основы обезвоживания нефти
Электронно-ионные технологииприменяются при обезвоживании сырой нефти и нефтепродуктов. Вода в нефтьпопадает при добыче нефти из нефтяных скважин, а также в ходе технологическихпроцессов переработки нефти в нефтепродукты. Для обеспечения высокого качестванефтепродуктов необходимо в ходе технологического процесса обезвоживаниявывести в максимально доступном количестве соли и воду из нефти.
Удаление воды из нефти можетпроисходить в результате организации направленного движения капель воды изобъема нефти.
Первым направлением являетсяиспользование седиментации капель воды. Иными словами, в процессе отстоя капливоды под действием силы тяжести осаждаются на дно резервуара.
Второе направление — зарядка иорганизация движения частиц воды в электрическом поле таким образом, чтобыкапли воды ушли за пределы объема нефти.
Капельки воды могут под действием силэлектрического поля собираться на электродах или специальных пористыхперегородках и стекать на дно сосудов. Удаление воды со дна резервуарапроизводится путем слива.
Удаление воды из нефти основано натом, что вода имеет большую плотность, чем нефть, и в процессе отстоя капливоды падают на дно резервуара. Нефть всплывает и остается в верхней частирезервуара. Эффективность процесса удаления воды из объема нефти зависит отвязкости нефти. Вязкость определяется температурой, и, чем выше температура,тем меньше вязкость и больше скорость седиментации. Также скорость процессазависит в значительной мере от размера капель воды: чем больше радиус капли,тем выше скорость оседания капель.
1.4.1 Седиментация капель воды внефти
Установившаяся скорость оседаниякапель воды в нефти определяется из условия равенства внешней силы F,действующей на каплю, силе сопротивления среды движению капли. Внешняя сила,действующая на каплю, находящуюся в нефти, равна разности между силой тяжести иархимедовой силой (силой плавучести)
Fвн = πа3 gΔρ (2)
где а — радиус капли,
g = 9,8 м/с2 — ускорение свободного падения,
Δρ — разностьзначений плотности воды и нефти (Δρ = ρв — ρн).
В силу большой вязкости нефти и малыхразмеров капель воды их осаждение происходит в пределах стоксовского диапазоначисла Рейнольдса (Rе ≤ 0,5) и сила сопротивления среды определяется поформуле Стокса
Fс = 6 πμэфа Vc(3)
где Vc — скоростьседиментации (осаждения);
μэф — эффективная вязкость среды.
Эффективная вязкость в формуле (3)отличается от вязкости среды (нефти) из-за того, что движение каплиотносительно нефти вызывает циркуляцию воды в капле и это приводит к некоторомууменьшению сопротивления среды по сравнению с движением твердой сферическойчастицы. Тогда
Μ экв = μ (4)
где μ = (1÷10)·10-2Па — вязкость нефти в зависимости от ее сорта;
μв= 10-3 Па — вязкость воды.
Приравнивая (2) и (3), получимвыражение для скорости седиментации
Vc = (5)
При ρв=1000кг/м3 и ρнефти = 850 кг/м3 получимскорость седиментации равной
Vc=5·104a2.
Таким образом, скорость осаждениякапель в нефти растет пропорционально квадрату радиуса капель.
1.4.2 Процессы укрупнения капель воды
Процессы укрупнения капель воды внефти играют очень важную роль, так как приводят к существенному возрастаниюскорости седиментации. Процесс слияния капель воды, или коалесценция, можетпроисходить в результате соударения частиц разного размера при седиментации,при взаимодействии поляризованных частиц в электрическом поле или при соударениичастиц, участвующих в турбулизированном движении среды.
Число соударений при седиментациирастет при увеличении относительной скорости сближения частиц. Как следует из(5)
Vотн = а21-а22
где а1 и а2 — соответственно радиусы взаимодействующих частиц.
Таким образом ясно, что эффективностькоалесценции растет с увеличением радиуса частиц при одновременном увеличенииразличия в их размере.
На процесс слияния капель воды пристолкновении оказывает влияние слоя нефти, который препятствует этому слиянию.
Разрушение тонкого слоя нефти наповерхности капли обеспечивается воздействием химическими веществами — деэмульгаторами. Действие деэмульгатора приводит к снижению сил поверхностногонатяжения и, таким образом, облегчает их слияние.
Основным недостатком процессаудаления влаги за счет седиментации являются:
1. Большая длительность процессаседиментации.
2. Необходимость содержания большихобъемов нефти в специальных отстойниках./5/
1.5 Деэмульгаторы, применяемые дляразрушения нефтяных эмульсий
Для предотвращения образования, а так же для разрушения ужеобразовавшихся нефтяных эмульсий широко применяются деэмульгаторы — поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые в отличие от природныхэмульгаторов способствуют значительному снижению стойкости нефтяных эмульсий.Воздействие деэмульгатора на нефтяную эмульсию основано на том, чтодеэмульгатор, адсорбируясь на поверхности раздела фаз нефть – вода, вытесняет изамещает менее активные поверхностно-активные природные эмульгаторы. Природныеэмульгаторы – естественные поверхностно-активные вещества, содержащиеся в нефти(асфальтены, нафтены, смолы, парафины) и в пластовой воде. Деэмульгаторы должныобладать большей активностью, чем эмульгаторы. Пленка, образуемаядеэмульгатором, менее прочна. По мере накопления деэмульгатора на поверхностикапелек воды между последними возникают силы взаимного притяжения. В результатеэтого мелкие диспергированные капельки воды образуют большие капли (хлопья), вкоторых пленки вокруг глобул воды обычно сохраняются. Процесс образования большиххлопьев из мелкодиспергированных капелек воды в результате воздействиядеэмульгатора называется флоккуляцией (хлопьеобразованием). В процессефлоккуляции поверхностная пленка глобул воды становится достаточно ослабленной,происходит ее разрушение и слияние глобул воды. Процесс слияния капелек водыназывается коалесценцией.
Хорошие деэмульгаторы должны обеспечивать не только сближениедиспергированных капелек воды в эмульсии, но также и разрушать окружающие ихпленки и способствовать коалесценции.
В большинстве нефтей присутствуют механические примеси(сульфид железа, ил, частицы глины и т. д.), частички которых собираются наповерхности раздела и способствуют упрочнению пленки, обволакивающей глобулыводы. Часто эти механические примеси являются основными веществами,составляющими материал пленки, и удаление их вместе с водой также являетсяважной задачей при обезвоживании нефти. Деэмульгаторы обволакивают частицымеханических примесей тонкой пленкой, хорошо смачиваемой водой, и такие частицывыделяются из нефти и удаляются вместе с водой.
Таким образом, реагенты, применяемые в качестведеэмульгаторов для разрушения нефтяных эмульсий, должны обладать следующимисвойствами:
· способностьюпроникать на поверхность раздела фаз нефть—вода,
· вызывать флоккуляциюи коалесценцию глобул воды,
· хорошо смачиватьповерхность механических примесей.
Такими универсальными свойствами обладает ограниченное числодеэмульгаторов. Для разрушения нефтяных эмульсий предложено множествореагентов, которые имеют те или иные необходимые свойства. Деэмульгаторы обычноподразделяются на две группы: ионогенные(образующие ионы в водных растворах) инеионогенные (не образующие ионы в водных растворах).
Ионогенные, в свою очередь, могут быть подразделены наанионактивные и катионактивные в зависимости от того, какиеповерхностно-активные группы они содержат -анионы или катионы.
На месторождениях и нефтеперерабатывающих заводах изионогенных деэмульгаторов для обезвоживания и обессоливания нефтей в течениедлительного времени применялся нейтрализованный черный контакт (НЧК). Однако онимеет ряд недостатков: низкое содержание поверхностно-активного вещества (влучших сортах около 40—60% солей сульфокислот), что приводит к дорогостоящимперевозкам балласта; высокий удельный расход (0,5—3 кг/т, иногда и более); привзаимодействии НЧК с пластовой водой могут образоваться твердые осадки (гипс,гидрат окиси железа и др.)» очистка от которых аппаратов и трубопроводовсвязана со значительными затратами. Ионогенные деэмульгаторы способствуют такжеобразованию эмульсий типа нефть в воде, что приводит к значительному содержаниюнефти в дренажной воде. В связи с этим в настоящее время малоэффективныедеэмульгаторы: НЧК (нейтрализованный черный контакт) и НКГ (нейтрализованныйкислый гудрон), которые в настоящее время для деэмульсации нефти неприменяются.
Катионактивные деэмульгаторы не нашли достаточного примененияиз-за их низкой активности.
Наибольшее распространение в настоящее время получилинеионогенные деэмульгаторы, т. е. такие, которые в водных растворах недиссоциируют на ионы. Обычно деэмульгаторы этого типа получаются присоединениемокиси этилена или окиси пропилена к органическим веществам с подвижным атомомводорода. Исходным сырьем для такого синтеза могут служить органические кислоты,спирты, фенолы и др., а также окись этилена и окись пропилена.
Изменяя число присоединяемых молекул окиси этилена илипропилена, т. е. длину полиоксиэтиленовой или полиоксипропиленовой цепи, можнорегулировать деэмульгирующую способность неионогенных деэмульгаторов. Приудлинении оксиэтиленовой или оксипропиленовой цепи растворимость поверхностноактивного вещества в воде повышается за счет увеличения гидрофильной(водорастворимой) части молекулы.
Неионогенные ПАВ в настоящее время находят самое широкое применениев процессах обезвоживания и обессоливания нефти в силу целого ряда преимуществпо сравнению с ионогенными ПАВ.
Их расход исчисляется граммами — от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти. Это значительно снижает стоимость транспортировки деэмульгатора и общую стоимостьпроцессов обезвоживания и обессоливания. Неионогенные ПАВ не реагируют ссолями, содержащимися в пластовой воде, и не вызывают образования осадков. Прииспользовании неионогенных ПАВ содержание нефти в дренажной воде значительнониже, так как эти ПАВ не способствует образованию эмульсии типа нефть в воде.Преимущества перед ионогенными: незначительный удельный расход; хорошорастворяются как в воде, так и в нефти; не реагируют с солями и кислотами,содержащимися в пластовой воде и нефти, и не дают осадков в трубах и аппаратах.
Наиболее эффективными и универсальными отечественнымидеэмульгаторами нефтяных эмульсий являются проксанолы 146, 186, 305, проксамин385 и дипроксамин 157.
Проксанолы — это продукты последовательного присоединенияокиси пропилена, а затем окиси этилена к гидроксильным группам пропиленгликоля:
НО-(С2Н4О )n-(СзН6О)m-(С2Н4О)n-Н
Проксамины — продукты последовательного оксипропилирования, затемоксиэтилирования этилендиамина:
/>/>H-(C2H4О)n-(C3H6 О )m (СзН6О)-(С2Н4О) -Н
/>/>NCH2CH2N
H-(C2H4 О )n-(C3H6 О )m (С3Н6О)-(С2Н4О)-Н
Проксанолы 146 и 186 при обычной температуре светло-желтыепасты, при легком нагревании переходят в вязкие жидкости, растворимые в воде,применяются в виде 2-3%-ных водных растворов.
Проксанол 305 — маслянистая жидкость светло-коричневогоцвета, плотностью 1,036г/см3, слаборастворимая в воде, керосине,хорошо растворимая в спирте, толуоле и др. органических растворителях.
Дипроксамин 157 — продукт последовательного оксиэтилирования,затем оксипропилирования этилендиамина:
/>/>Н-(С3Н6О)m-(С2Н4О)n (С2Н4О)n-(С3Н6О)m -Н
/>/>NCH2CH2N
Н-(С3Н6О)m-(С2Н4О)n (С2Н4О)n-(С3НбО)m –Н
Плотность реагента 1,0286 г/см3. Он плохорастворяется в воде, хорошо растворим в ароматических углеводородах и в нефти,имеет низкую температуру застывания (-38°С).
Обычно для применения на обезвоживающих и обессоливающихустановках готовят 1 -2%-ный раствор деэмульгатора. В зависимости от условийприменения, особенно для разрушения высокообводнённых эмульсий, можно применятьрастворы других концентраций или 100%-ные деэмульгаторы.
Деэмульгаторы должны удовлетворять следующим основнымтребованиям: хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии; иметь достаточнуюповерхностную активность, чтобы вытеснить с границы раздела «нефть-вода»естественные эмульгаторы, образующие защитную пленку на капельках воды;обеспечивать достаточное снижение межфазного натяжения на границе фаз«нефть-вода» при малых расходах реагента; не коагулировать в пластовых водах; бытьинертными по отношению к металлам (не корродировать их).
Одновременно с этим деэмульгаторы должны быть дешевыми,транспортабельными, не должны изменять своих свойств, при изменениитемпературы, ухудшать качество нефти после обработки и обладать определеннойуниверсальностью, т.е. разрушать эмульсии различных нефтей и вод.
Из импортных реагентов для обезвоживания и обессоливаниянефтей применяются: прогалит (Германия), дисолван 4411, сепарол 25 сингибитором коррозии (Германия), R-11 иХ-2647 (Япония), L-1632 (США),оксайд-А (Англия) и серво- 5348 (Голандия), Кемеликс 3448 (Великобритания) идр. /6,7/
В данном проекте применяют отечественный деэмульгатор «Рекорд-118 » и другие реагенты по просьбе заказчика.
Деэмульгатор «Рекорд-118»
Продукт представляет собой раствор неионогенного ПАВ (смассовой долей (50±5)% в сольвенте нефтяном тяжелом (Нефрас А 120/200).
Класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76 — 3-й, ПДК в воздухерабочей зоны — 300,0 мг/м3.
Температура самовоспламенения — 400оС (пометанолу);
Температура вспышки – 15оС;
Пределы взрываемости: нижний – 5,5 об. %; верхний – 36,6 об.%.
Плотность реагента (при 20оС) — 940-980 кг/м3.
Вязкость кинематическая (при 20 °С), 30-60 мм2/с
Температура застыавания – минус 50°С.
Внешний вид – однородная жидкость от бесцветного до светло-коричневого цвета;
(Технические условия на деэмульгатор «Рекорд -118», предназначенный для промысловой подготовке нефти).
1.6 Основные методы разрушения нефтяных эмульсий
Деэмульгирование нефтяных эмульсий лежит в основе обоихпроцессов подготовки нефти к переработке — её обезвоживания и обессоливания.При обезвоживании деэмульгированию подвергают исходную эмульсионную нефть, приобессоливании -искусственную эмульсию, создаваемую при перемешивании нефти спромывной водой.
Механизм разрушения нефтяных эмульсий можно разбить на триэлементарных стадии: столкновение глобул воды; слияние их в более крупныекапли; выпадение капель или выделение в виде сплошной водной фазы. Чтобыобеспечить максимальную возможность столкновения глобул воды, увеличиваютскорость их движения в нефти различными способами: перемешиванием в смесителях,мешалках, при помощи подогрева, электрического поля, центробежных сил и др.Однако для слияния капель воды одного столкновения недостаточно, нужно припомощи деэмульгаторов или другим способом ослабить структурно-механическуюпрочность слоев, создать наилучшие условия для быстрого и полного отстоя крупныхкапель воды от нефти.
Согласно закону Стокса, скорость движения выпадающих частицпрямо пропорциональна квадрату их радиуса, разности плотностей диспергированныхчастиц и среды, ускорению силы тяжести и обратно пропорциональна вязкостисреды, окружающей частицы. Следовательно, ускорить выпадение капелек водыможно, увеличив их размер, разность воды и нефти и уменьшив вязкость нефти.
Разность плотностей можно увеличить, повысив температуру, таккак коэффициент расширения воды при температуре примерно до 100°С меньшекоэффициента расширения нефти. Вязкость нефти с повышением температурыуменьшается.
Способы деэмульгирования нефтяных эмульсий условно можноразделить на следующие группы:
• механические -фильтрация, центрифугирование, обработкаультразвуком и др.
• термические — подогрев и отстаивание при атмосферномдавлении и под избыточном давлением; промывка нефти горячей водой
• электрические — обработка в электрическом поле переменногоили постоянного тока
• химические — обработка эмульсий различными реагентами — деэмульгаторами.
В промышленности наибольшее применение нашли комбинированныеспособы разрушения нефтяных эмульсий. Основным современным способомдеэмульгирования и обезвоживания нефти на промыслах является термохимическийотстой под давлением до 15 ат с применением эффективных реагентов — деэмульгаторов. Для обессоливания нефти, главным образом на нефтеперабатывающихзаводах, применяют способ, сочетающий термохимический отстой под избыточнымдавлением с обработкой эмульсии в электрическом поле высокой напряженности.Широко применяется на промыслах электрический способ обезвоживания и обессоливания.Электрический способ обессоливания включает две операции:
1) введение в частично обезвоженную нефть горячей воды длярастворения солей и превращения нефти в эмульсию (расход воды на промывкуэмульсии 10-15% от объёма нефти);
2) разрушение образовавшейся эмульсии в электрическом поле.При этом вода, выделяющаяся из эмульсии, уносит с собой соли. Обычно прииспользовании этого способа остаточное содержание воды в нефти 0-2,5%;количество удаляемых из неё солей — 95% и более.
Выделение воды из эмульсии подчиняется закону Стокса. Однакоосновную роль в разрушении эмульсии играет не скорость выпадающих капельдиспергированной фазы, а разрушение защитных плёнок глобул и соединение их вкрупные капли, которые выпадают с линейной скоростью, определяемой закономСтокса. На этом основании электрический метод — разрушение эмульсии вэлектрическом силовом поле между электродами. Гидрофобные эмульсии, состоящиеиз глобул воды в нефтяной среде, разлагаются электрическим током достаточно эффективно.Это обусловлено значительно более высокой электрической проводимостью воды (даещё содержащей соли) по сравнению с проводимостью нефти (проводимость чистойводы 4*10-8, проводимость нефти 3*10-13).
В электрическом поле постоянного напряжения все глобулыэмульсии стремятся расположиться воль силовых линий поля, так как вода имеетбольшую диэлектрическую постоянную, чем нефть (для нефти она равна примерно 2,для воды — около 80). Элементарные глобулы образуют между электродамиводяные нити-цепочки, что вызывает увеличение проводимости эмульсии иувеличение протекающего через неё тока. Между цепочками глобул возникают своиэлектрические поля, ведущие к пробою и разрыву оболочек и к слиянию глобул вкапли, которые начинают быстрее оседать. При помещении эмульсии в электрическоеполе, созданное переменным током, скорость слияния глобул и расслоения эмульсиив 5 раз больше. Это объясняется большей вероятностью столкновения глобул при наличиипеременного тока. При этом разрыв оболочек адсорбированного на глобулахэмульгатора облегчается возникающим в них натяжением и перенапряжением.
Для обезвоживания малоустойчивых нефтяных эмульсий нанефтепромыслах применяют обычный способ отстаивания воды в резервуарах послесмешения с деэмульгатором без подогрева или при подогреве до 30-50°С. Большойэффект даёт также в сочетании с отстаиванием промывка нефтяной эмульсиипластовой водой с деэмульгатором.
В зависимости от устойчивости эмульсии опытным путёмустанавливается технологический режим (температура, время отстаивания, расходдеэмульгатора и др.) обработки полученных на промыслах нефтяных эмульсий. Болеебыстрое разделение фаз нефтяной эмульсии достигается центрифугированием, прикотором силы гравитационного поля заменены в десятки тысяч раз большимицентробежными силами. Основным недостатком центрифугирования являетсяотносительно низкая производительность сложного аппарата, требующеговысококвалифицированного обслуживания./4 /
1.7 Установки предварительного сброса воды нефти
На установках подготовки нефти обеспечивается предварительноеобезвоживание нефти, сепарация газа от жидкости и получение дренажной водывысокого качества.
При выборе схемы и условий обезвоживания необходимо учитыватьобводнённость и стабильность эмульсионной нефти, степень и способ её подогрева,место подачи деэмульгатора, интенсивность перемешивания и др. Основной задачейявляется наиболее быстрое и полное удаление воды и механических примесей изнефти при минимальном расходе тепла и реагентов. Для всех современных схемобезвоживания обязательна полная герметизация, обеспечивающая максимальноеснижение потерь легких фракций при подготовке нефти.
В некоторых случаях для деэмульгирования высокообводнённыхнефтей выгодно применять ступенчатую схему. На многих промыслах нефтьпредварительно обезвоживают, подавая деэмульгатор в сборный коллектор инаправляют на установку термохимического обезвоживания.
Технология предварительного обезвоживания нефти в процессесепарации газа: жидкость поступает из ступени сепарации, оборудованныетрехфазными сепараторами С-1/2, из которых газ направляется потребителю.Частично обезвоженная нефть из сепаратора С-2 откачивается насосом Н-1 на ЦПСдля подготовки, а дренажная вода из ёмкости Е, в зависимости от ее качества,направляется насосом Н-2 на отчистку или после отделения свободного газаиспользуется в заводнении. Деэмульгатор подается перед ступенью сепарации изБДР. Эффективность обезвоживания определяется временем пребывания в сепаратореи интенсивностью газовыделения. При умеренном перемешивании эмульсиивыделяющимся свободным газом интенсифицируется частичное обезвоживание нефти.Наличие свободного газа способствует разрушению эмульсии.
Эта технология предварительного обезвоживания нефти получитразвитие для безреагентного сброса свободной воды в связи с ростомобводненности добываемых нефтей.
Схема предварительного обезвоживания нефти в процессесепарации газа представлена на рис. 1.
Термохимическое обезвоживание нефти при атмосферном давлении.
Эмульсионная нефть из резервуара Р-1, с 10-20%воды вместе сдеэмульгатором, подаваемым на приём сырьевого насоса Н-1, прокачивается черезтеплообменник Т, где нагревается до 40-60°С, и направляется в резервуар Р-2, вкотором после соответствующего отстоя происходит расслаивание эмульсии на нефтьи воду. Отстой нагретой эмульсии в резервуаре в зависимости от ее характера истабильности длится от нескольких часов до суток и более. Отстоявшуюся водуспускают — из резервуара во время поступления в него горячей нефти, либо посленекоторого отстоя.
Деэмульгатор на прием сырьевого насоса Н-2 подают дляобеспечения необходимого смешения его с нефтью и увеличения времениконтактирования. В отдельных случаях для более вязких нефтей лучшие результатыполучаются при подаче деэмульгатора в горячую нефть с последующимперемешиванием в специальных смесителях. На некоторых установках для отстояэмульсионной нефти и отделения воды выделяют специальный резервуар отстойникР-3 с утепленными стенками, оборудованный переточной трубой, через которуюобезвоженная нефть сверху резервуара непрерывно перепускается в товарныерезервуары Р-4, а отстаивающая вода систематически сбрасывается.
Уровень воды в резервуаре поддерживают сравнительно высокий(200-400см) для создания контакта поступающей нефти с водой и содержащимся вней деэмульгатором. При прохождении нефти через слой воды изменяетсясоотношение масс воды и нефти, увеличивается число столкновений водяных капельс массой воды, что способствует их укрупнению и выпадению. Кроме того, приподаче эмульсионной нефти через столб отстоявшейся воды, содержащейдеэмульгатор, сокращается его расход на процесс обезвоживания.
Схема термохимического обезвоживания нефти при атмосферномдавлении представлена ни рис.2
Отстой в резервуарах применим только для тяжёлых нефтей, несодержащих большого количества легко летучих фракций; при этом нельзя подниматьтемпературу нефти выше начала её кипения. Ведения процесса обезвоживания присравнительно низкой температуре снижает его эффективность и требует большеговремени для отстоя нефти.
При обезвоживании нефти в термохимических отстойниках поддавлением указанные выше недостатки устраняются, так как в процесседеэмульгирования нефти под соответствующим давлением можно подогреть нефть донеобходимой оптимальной температуры, избежав испарения лёгких фракций.
На рис. 3 приведена принципиальная технологическая схемаустановки термохимического обезвоживания нефти под давлением: сырая нефть изрезервуара Р-1 совместно с деэмульгатором, подаваемым из БДР, прокачиваетсянасосом Н-1 через теплообменник Т-1 и пароподогреватель Т-2 в термоотстойникТО, где происходит отделение воды от нефти.
Время пребывания нефти в отстойнике ТО обычно 1-Зч.Обезвоженая нефть после термоотстойника направляется через теплообменник Т-1(где отдает свое тепло поступающей сырой нефти) в резервуар обезвоженной нефтиР-2. Отстоявшаяся вода из термоотстойника ТО сбрасывается в нефтеловушку НЛ ипосле отстоя закачивается насосом Н-4 в систему для поддержания пластовогодавления. Для закачки сточной воды в поглощающую скважину одного отстоя вловушке часто бывает недостаточно, необходимо доочистить сбрасываемую воду припомощи специальных фильтров или другим способом. Собранная в нефтеловушке нефтьоткачивается насосом Н-2 обратно в сырую нефть для обезвоживания. Часть сточныхвод (до50%), дренируемых из термоотстойника ТО, направляется насосом Н-3 наприем сырьевого насоса Н-1 с целью вторичного использования деэмульгатора,содержащегося в сточной воде.
Обезвоживание и обессоливание нефти осуществляется как напромысле, так и на НПЗ.
На промыслах обезвоженная и обессоленная нефть ведется сцелью обеспечения требований к нефтям (табл. 1). Эти требования необходимообеспечить при подачи нефти на процесс первичной перегонки нефти.
Схема установки термохимического обезвоживания иобессоливания нефти представлена на рис. 4.
Такие установки отличаются от описанных выше тем, что втехнологической схеме имеется не одна, а две ступени термоотстойников. Передвторой ступенью для отмывки солей подаётся 5-10% пресной воды, а принеобходимости и деэмульгатор. Часть воды после ступени обессоливания может бытьнаправлена на ступень обезвоживания при небольшой обводнённости исходногосырья. Такое мероприятие обеспечивает частичную промывку нефти в первой ступенибез дополнительных затрат на промывную воду и её подогрев. В схеме предусмотренвозврат части воды после первой ступени для вторичного использования содержащегосяв ней деэмульгатора.
Сырая нефть из резервуара Р-1 с деэмульгатором, подаваемом изБДР, насосом Н-1, прокачивается через теплообменники Т-1/2 в термоотстойникипервой ступени ТО-1, второй ступени ТО-2. Обезвоженная и обессоленная нефть изтермоотстойника ТО-2 направляется через теплообменник Т-1, где отдаёт своётепло и далее идёт в резервуар Р-2. Часть отстоявшейся воды из термоотстойниковТО-1/2 прокачивается водяным насосом Н-2 и подаётся после теплообменниковТ-1/2. Для отмывки солей насосом Н-3 подаётся пресная вода, передтермоотстойником ТО-2. Пресная вода и нефть смешивается с помощью инжектора И-2равномерно.
Наиболее широко применяется в технологии подготовке,комбинированный способ разрушения эмульсии электрохимический или электрический.Установки на которых применяется этот способ носят названия ЭЛОУ. В зависимостиот формы основного аппарата различают ЭЛОУ с вертикальными, горизонтальными,шаровыми электродегидраторами.
Предпочтение отдают горизонтальным электродегидраторам типа2ЭГ-160. Он обеспечивает высокую производительность и глубокую очистку нефти отводы, так как линейная скорость подъёма нефти является основным факторомлимитирующим производительность, а средняя линейная скорость перемещения нефтив горизонтальном электродегидраторе выше, чем у других электродегидраторов (вгоризонтальном — 2,7м/с, вертикальном — 4,3м/с, шаровом -7м/с), этимобъясняется почему удельная загрузка горизонтального выше, чем шарового и вертикальногоэлектродегидратора.
Электродегидраторы входят в блок ЭЛОУ комбинированных ивстроенных установок первичной переработки нефти типа ЭЛОУ-AT и др.
Принципиальная технологическая схема ЭЛОУ с горизонтальными электродегидраторамипредставлена на рис.5
Эмульсионная нефть сырьевым насосом Н-1, прокачивается черезтеплообменник Т, а затем подогреватель П и поступает в электродегидратор первойступени Э-1. На выкид насоса Н-1 подаётся деэмульгатор и нефть отстоявшаяся вотстойнике соляного раствора О, которая подается насосом Н-2. ВЭлектродегидраторы первой ступени Э-1 перед поступлением эмульсионной нефтивводят горячий соляной раствор из электродегидратора второй ступени Э-2 спомощью инжектора в котором нефть равномерно смешивается с водой,деэмульгатором и щелочью. Частично обезвоженная и обессоленная нефть с верхаЭ-1 направляется в Э-2.
Отстоявшийся в Э-1/2соляной раствор сбрасывается в отстойникО. Перед Э-2 через инжектор в нефть подаётся свежая вода (4-6% воды на нефть).Отстоявшаяся нефть в отстойнике О возвращается в цикл насосом Н-2, а солянойраствор сбрасывается в канализацию.
Обезвоженная, обессоленная нефть из Э-2 прокачивается черезтеплообменник Т сырой нефти, где отдает тепло и палее поступает в резервуарподготовленной нефти. /2,8/
2. Метод производства и еготехнико-экономическое обоснование
Установка предварительного сброса воды № 3 (УПСВ-3)расположена на территории Мамонтовского месторождения цеха добычи нефти и газа№ 9 НГДУ «Мамонтовнефть» Открытого Акционерного Общества «Юганскнефтегаз»нефтяной компании ЮКОС. Находится в районе Ханты-Мансийского Автономного округаТюменской области. УПСВ предназначена для сбора, сепарации, обезвоживания иоткачки нефти, поступающей с кустов скважин ЦДНГ-9 на ЦППН (Цех подготовки иперекачки нефти). Подготовленная нефть транспортируется на ЦППН, газ на ГПЗ,пластовая вода после подготовки подаётся в систему ППД.
Сырьём установки является нефть Мамонтовского месторождения.Тип нефти – средняя, сернистая, парафинистая, обводнённостью 80-90% (табл.6).Подготовка нефти производится химическим способом с использованиемдеэмульгаторов.
Комплекс технологических сооружений на УПСВ-3 включает в себяследующие объекты:
1. Насосную станциюс агрегатами ЦНС 300х360 – 4 шт.;
2. Насосную станциюс агрегатами ЦНС 300х180 – 5 шт.;
3. Насосную станциюс агрегатами ЦНС 38х110 – 2 шт.;
4. Резервуары РВС-5000м3 – 4шт., РВС-2000м3 – 1 шт.;
5. Сепараторы 1ступени V =100м3 -2 шт.;
6. Сепараторы 2ступени V =100м3 – 2 шт.;
7. Газовый сепараторV =100м3 – 1 шт.;
8. Отстойники ОГ-200V =200м3 – 6 шт.;
9. Блок реагентногохозяйства – 1шт.;
10. Узел учета нефти– 1 шт.;
11. Блок учета газа –1 шт.;
12. Блок качестванефти – 1 шт.;
13. Подземные емкостидля сбора промышленных и ливневых стоков – 7 шт.;
14. Факел длясжигания попутного газа – 2 шт.
Вспомогательные сооружения.
1. Комплектная трансформаторная подстанция КТП-400/10/0,4
2. Блок-бокс РУ9/1Щ-0,2
3. Операторная
4. Пожарная насосная
5. Компрессорная
6. Резервуарыпротивопожарного запаса воды
Описание УПСВ-3.
Установка была запущена вработу 28 августа 1996 года в режиме ДНС и с 22 октября 1996 года в режимеУПСВ.
Проектная мощностьустановки – 30 000 м3/сут.
УПСВ-3 состоит из двухдепульсаторов, двух сепараторов первой ступени сепарации, газового сепаратора,блок учета газа, шести отстойников, двух сепараторов второй ступени сепарации,двух аварийных резервуаров, трех технологических резервуаров, насосных блоковпо откачке воды и нефти, узлов учета воды и нефти, системы подачи реагента.
Проектом УПСВпредусмотрена подготовка нефти, поступающей с кустов скважин ЦДНГ-9.Газоводонефтяная смесь со скважин поступает на первую ступень сепарации, гдепроисходит отделение газа от жидкости. Газ поступает в газовый сепаратор длядополнительной осушки и далее подается на ГПЗ. Жидкость поступает в отстойники,где происходит отделение нефти от воды. С отстойников нефть направляется всепараторы второй ступени сепарации (конечная сепарационная установка) дляполной сепарации газа и затем нефтяными агрегатами ЦНС откачивается через блоккачества нефти и узел учета нефти на ЦППН. Вода с отстойников поступает втехнологические резервуары и далее откачивается водяными агрегатами ЦНС черезузел учета воды на БКНС 21, 1Е, 2Е.
При аварийных ситуациях,связанных с отключением эл/энергии, порывом напорного нефтепровода и т.д.,предусмотрен сбор нефти в аварийные резервуары.
Нефтяная пленка,собирающаяся в технологических резервуарах при дополнительном отделении воды отнефти, откачивается насосами уловленной нефти на прием нефтяных агрегатов.
Работа пневматическихприборов осуществляется от воздушного компрессора, работающего в автоматическомрежиме.
Для сокращения времениразделения водонефтяной эмульсии в поток жидкости на прием первой ступенисепарации подается деэмульгатор.
В целях обеспечениянормальной экологической обстановки проектом предусмотрена система сборапромышленных стоков, конденсата с газопроводов ФНД и ФВД, состоящая иззаглубленных емкостей и насосов F DRC.
Схема базовой действующей установки представлена на рисунке 6
Материальный баланс базовой УПСВ-3 на 2003 год представлен втабл. 2
Исходные данные:
Q1 -Добычанефти с ДНС 2-Е — 537 200 т/год;
Q2 — Добычанефти с кустов — 320 400 т/год;
У — процент утилизациигаза = 98,3%;
П — Технологическиепотери газа = 437 000 м3/год
Расход реагента -12 г/т.
pн -плотностьнефти- 875 кг/м3;
pв — плотностьводы – 1,01 кг/м3;
pг – плотностьгаза – 0,952 г/ дм3;
F — газовый фактор — 43 м 3/т;
Число дней работы установки– 365.
1. Ресурсы газа, пришедшегона установку составляют:
Р = Q2 * F =320 400 * 43 = 13 777 200 м3/год;
2. Уровень добычи газа:
Д = Р * У /100 = 13 777200 * 98,3 /100 = 13 542 988 м3/год;
3. Количество газа,пришедшего на установку с учетом технологических потерь:
Г = Д-П = 13 542 988 — 437 000 = 13 105 988 м3/год = 12 500 т/год.
Таблица 2
Материальный баланс базовой УПСВ -3 на 2003 годСтатьи баланса
%
объем
тыс.
м3/год м3/сут м3/час
%
масс тыс т/год т/сут кг/час
Приход:
1. Сырая нефть:
В том числе: 33,00 6 534,1 17 901,6 745,9 99,8 6467,1 17 718,1 738 255,8 нефть с ДНС-2Е 3,0 613,9 1 682,0 70,1 8,3 537,2 1 471,8 61 324,2 вода с ДНС-2Е 18,00 3 479,0 9 531,5 397,1 54,2 3 513,8 9 626,8 401 118,7 нефть с кустов 2,00 366,2 1 003,2 41,8 5,0 320,4 877,8 36 575,3 вода с кустов 10,00 2 075,0 5 684,9 236,9 32,3 2 095,7 5 741,7 239 237,6 2. Газ попутный 67,00 13 106,0 35906,8 1 496,1 0,2 12,5 34,2 1 424,3 Итого: 100,0 19 640,1 53 808,4 2 242,0 100,0 6 479,6 17 752,3 739 680,1
Расход:
1. Обезвоженная нефть:
в том числе: 5,03 986,6 2 703,1 112,6 13,3 864,2 2 367,6 98 651,0 нефть на ЦПС 5,0 980,1 2 685,2 111,9 13,2 857,6 2 349,6 97 901,6 вода на ЦПС 0,03 6,5 17,8 0,7 0,1 6,6 18,0 749,4 2. Вода на КНС 28,25 5 547,4 15 198,5 633,3 86,5 5 602,9 15 350,5 639 604,2
3. Газ попутный:
в том числе: 66,72 13 106,0 35 906,8 1 496,1 0,2 12,5 34,2 1 424,9 Газ на ГПЗ 55,03 10 808,5 29 612,3 1 233,8 0,159 10,3 28,2 1 174,6 Газ на котельную 1,45 284,0 778,1 32,4 0,004 0,3 0,7 30,9 Газ на факел 9,27 1 821,5 4 990,4 207,9 0,027 1,7 4,8 198,0 Газ на ЦПС 0,67 131,1 359,1 15,0 0,002 0,1 0,3 14,2 Газ на КНС 0,3 61,0 167,0 7,0 0,001 0,1 0,2 6,6 Итого: 100,0 19 640,1 53 808,4 2 242,0 100,0 6 479,6 17 752,3 739 680,1
2.1 Оценка технического состояния установки предварительногосброса воды № 3
Проектная мощностьустановки – 30 000 м3/сут. УПСВ имеет две ступени сепарации жидкостиот газа, что позволяет полностью разгазировать жидкость, перекачивать нефть наЦППН и воду на БКНС практически свободную от попутного нефтяного газа.
Развитая сетьгазопроводов и небольшие расстояния дают возможность транспортировать попутныйнефтяной газ на Южно-Балыкский газоперерабатывающий завод под собственнымдавлением, что дает значительный экономический эффект.
Наличие наместорождении трех блочных кустовых насосных станций и большого фонданагнетательных скважин позволяет производить полный сброс подтоварной водынепосредственно на месторождении.
Технологическийрежим и технологическая схема установки дает возможность, используя толькохимический метод, отделять нефть с содержанием воды до 1%.
Наличие на УПСВзакрытой системы сбора промышленных и поверхностных стоков, связанной сдействующими трубопроводами, позволяет снизить риск аварийных ситуаций, что, всвою очередь, снижает возможность экологического загрязнения территории.
Используемая дляведения технологического процесса многоступенчатая автоматизированная системауправления позволяет безопасно и качественно поддерживать технологическийрежим.
Модернизированныенасосные агрегаты с торцевыми уплотнениями, применяемые для перекачки нефти наЦППН, обеспечивают полное отсутствие сальниковых утечек, а, следовательно,снижают риск возгорания, разлива нефти и т.д.
Системапожаротушения позволяет на должном уровне обеспечить пожарную безопасностьустановки.
Основной проблемойвывода УПСВ-3 на проектную мощность является недостаточный объем добычи нефтитабл.3.
Таблица 3
Уровень добычи нефти и газа с месторожденийГод Добыча нефти, тыс.т. Ресурсы добычи газа, тыс.м3 Мамонтовское Ефремовское Угутское Мамонтовское Угутское 2004 328,3 550,9 14 116,9 2005 320,4 537,2 13 777,2 2006 310,8 521,1 303,89 13 364,4 18 841,18 2007 298,4 500,4 384,85 12 831,2 23 860,7 2008 273,52 458,37 507,68 11761,36 31 476,16 2009 262,85 419,86 618,68 11302,55 38 358,16 2010 252,60 384,60 734,22 10861,80 45 521,64
Из таблицы 3 видно,что объем добычи нефти на Мамонтовском и Ефремовском месторождении имееттенденцию к снижению, следовательно, недозагрузка установки по сырью будетувеличиваться.
Материальный баланс базовой УПСВ-3 на 2005 год представлен втабл. 4
Таблица 4
Материальный баланс базовой УПСВ -3 на 2005 годСтатьи баланса
%
объем
тыс.
м3/год м3/сут м3/час
%
масс тыс т/год т/сут кг/час
Приход:
1. Сырая нефть: 32,2 6 086,1 16 674,2 694,8 99,8 6 023,7 16 503,3 687 638,4 в т.ч. нефть с ДНС-2Е 3,0 571,9 1 566,8 65,3 8,3 500,4 1 371,0 57 123,3 вода с ДНС-2Е 1,8 341,0 934,3 38,9 4,9 298,4 817,5 34 063,9 нефть с кустов 17,1 3 240,7 8 878,6 369,9 54,2 3 273,1 8 967,4 373 640,7 вода с кустов 10,2 1 932,5 5 294,5 220,6 32,3 1 951,8 5 347,5 222 810,5 2. Газ попутный 67,8 12 831,2 35 154,0 1 464,7 0,2 12,2 33,5 1 394,4 Итого: 100,0 18 917,3 51 828,2 2 159,5 100,0 6 035,9 16 536,8 689 032,9
Расход:
1. Обезвоженная нефть: 4,86 919,0 2 517,7 104,9 13,3 804,9 2 205,2 91 885,3 в т.ч. нефть на ЦПС 4,83 912,9 2 501,1 104,2 13,2 798,8 2 188,5 91 187,2 вода на ЦПС 0,03 6,1 16,6 0,7 0,1 6,1 16,8 698,1 2. Вода на КНС 27,31 5 167,1 14 156,5 589,9 86,5 5 218,8 14 298,1 595 753,2 3. Газ попутный: 67,8 12 831,2 35 154,0 1 464,7 0,2 12,2 33,5 1 394,4 Итого: 100,0 18 917,3 51 828,2 2 159,5 100,0 6 035,9 16 536,8 689 032,9
Таким образом, из таблиц2,3,4 видно, что в настоящее время загруженность установки по сырью составляетоколо 60 %, и имеет тенденцию к снижению. В 2005 году коэффициент загрузкиустановки по сырью составит ≈ 0,55 (55%), а к 2008 году менее 0,5.Следовательно, большая часть оборудования полностью не загружена и работает « вхолостом режиме». Это, в свою очередь, увеличивает амортизационные затраты,себестоимость продукции.
В то же время в НГДУ«МсН», а, следовательно, и в ОАО «ЮНГ» существует большие трудности сподготовкой нефти с месторождений НГДУ «МсН». Добыча в НГДУ «МсН» идет понарастающей, но при этом уже сегодня мощности ЦППН «МсН» используютсяполностью. ЦППН «МсН» перегружен по воде и нефти.
Данный проект решаетвозникшие трудности перед НГДУ «МсН» посредством подготовки части нефти Угутско– Киняминской группы месторождений силами НГДУ «Мамонтовнефть» на УПСВ-3 (объемподготавливаемой нефти на УПСВ регламентируется общим объемом нефти,подготавливаемой на ЦППН НГДУ «МН», — 12 млн. тонн.). Часть нефти с месторожденияУгутско – Киняминской группы поступает на УПСВ-3, где происходитпредварительный сброс воды (до остаточного содержания воды в нефти порядка 1-10%). После УПСВ нефть откачивается на ЦППН НГДУ «МН», где происходитокончательная подготовка нефти.
При переводе частижидкости Угутско-Киняминской группы на УПСВ-3 будут решены следующие проблемы:
1. снизится нагрузка поподготовки нефти на ЦППН НГДУ «МсН» (проектная мощность ЦППН — 9000 тыс. т. вгод при обводненности 38 %, планируемые объемы добычи на 2004 год 10 000 тыс.т.);
2. снизится нагрузка нанефтесборный трубопровод Угут – ЦППН НГДУ «МсН»;
3. уменьшение затраткомпании на подготовку нефти, уменьшение применения ингибиторов коррозии;
4. экономия средств ОАО«Юганскнефтегаз» на строительство УПСВ на Угутском месторождении;
5. экономия средств ОАО«Юганскнефтегаз» на реконструкции ЦППН НГДУ «МсН»;
6. снижение затрат навстречные перекачки балластной жидкости с ЦПС НГДУ «МН» на БКНС-21;
7. снижение себестоимостиподготовки нефти на УПСВ-3 и ЦПС НГДУ «МН» за счет увеличения коэффициентазагрузки УПСВ и ЦППН (фактическаямощность ЦППН – 12 000 тыс. т. в год);
8. снижение прямых икосвенных потерь нефти в результате порывов за счет снижения коррозионнойагрессивности перекачиваемой по трубопроводам водонефтяной эмульсии.
3. Характеристика сырья, готовойпродукции и применяемых реагентов
Исходным сырьем установки предварительного сброса водыявляется газоводонефтянная эмульсия с содержанием воды 80 — 90%, которая поступает двумя потоками.Один поток жидкости поступает с ДНС-2Е Ефремовского месторождения, гдепроисходит предварительная сепарация газа от жидкости. Второй поток жидкости ссодержанием газа 43 м3/т поступает с кустов скважин бригады ДНГ № 9Мамонтовского месторождения. Разгазированные нефти обоих потоков сернистые,парафинистые, среднего типа, обводненностью 80-90%.
Компонентный состав нефтяного газа (по ГОСТ 23781-87)представлен в табл. 5.
Физико-химические свойства нефти в табл. 6.
Химический составпластовых вод (по СТП 5770049-065-98) приведен в табл. 7.
Расходные показатели реагентов и их характеристика приведеныв табл. 8, табл.9.
Продуктом УПСВ является обезвоженная нефть, которая поступаетна ЦПС, где происходит подготовка нефти до товарных кондиций (обезвоживание,обессоливание и т.д.) и перекачка ее по системе внешнего транспорта. На УПСВпроисходит сепарация газа, который поступает на компрессорную станцию ГКС исдается на ГПЗ. Вода, полученная в процессе подготовки нефти, поступает посистеме водоводов на КНС и закачивается в пласты с целью поддерживанияпластового давления.
Степень очистки воды представлена в табл. 10.
Таблица 5Физико-химические свойствапопутного нефтяного газаКомпонент газа Объёмные % Весовые % Метан (СН4) 75,38 52,82 Этан (С2Н6) 7,51 9,87 Пропан (С3Н8) 10,58 20,37 Изо-бутан (С4Н!0) 3,15 8,00 Норм.-бутан (С4Н10) 2,67 6,78 Изо-пентан (С5Н12) 0,41 1,31 Норм.-пентан (С5Н12) 0,16 1,50 Гексан и выш. (C6H14+) 0,06 0,23 Диоксид углерода (СО2) 0,07 0,14 Азот (N2) 0,00 0,00
Теплота сгорания,(низш.при 20оС) ккал/м3 – 11080,99.
Сероводород отсутствует
Плотность, кг/м30,952
Молекулярный вес 23
Таблица 6
Физико-химические свойства нефти. Наименование показателя Поток на входе УПСВ
Поток на выходе УПСВ
(нефть на ЦППН) Мамонтовское м/р Ефремовское м/р Плотность, кг/м3 по ГОСТ 3900-85 871-885 879 875,3
Вязкость кинематическая, мм2/с по ГОСТ 33-2000
при 20 °С
при 50 °С
22-53
8-15
31,5
11,1
31,2
10,5
Содержание в нефти, % масс.
воды, по ГОСТ 21534-76
солей, мг/л ГОСТ 21534-76
серы по ГОСТ Р 51947-2002
парафина по ГОСТ 11851-85
смол по ГОСТ 11858-66
асфальтенов по ГОСТ 11858-66
Сероводорода ГОСТ Р 50802-95
мех. примесей по ГОСТ 6370-83
80-90
2705
1,2-1,5
2,9-3,9
7,0-11,0
1,8-5,0
нет
0,18
80-90
2705
1,45
3,3
8,3
4,0
нет
0,18
0-10
104
1,41
3,88
8,39
3,46
нет
0,01
Пластовые воды месторождения относятся кгидрокарбонатно-натриевому типу, минерализация вод составляет в среднем от15,21 до 16,85 г/л. Плотность воды в поверхностных условиях составляет всреднем 1010 кг/м3 .
Таблица 7Физико-химические свойства попутнодобываемых вод.мг/л Сl- СО32- НСО3- Общ.ж Са2+ Mg2+ Na++ K+ Fe3+ Минерал. мг/экв-л /> /> /> /> /> /> /> г/л 8875,0 отс 1073,6 /> 368,7 4,9 5797,0 5,6 16,12 250,0 отс 17,6 18,8 18,4 0,4 248,8 0,2 />
Плотность, кг/м3 1010
рН 7,74
Ионный состав воды Cl-,HCO3-, Ca2+, Mg2+, Na+, K+, Fe3+.
Массовая доля железа,мг/дм3 0,15
Массовая доля сероводорода, мг/дм3 --
Таблица 8
Расходные показатели реагентаНаименование показателей Норма расхода Количество Ед.изм. 1. Деэмульгатор «Рекорд 118» 10-15 г/т безводной нефти 10,30 т/год
Таблица 9
Физико-химические свойства реагентаНаименование показателей
Деэмульгатор
«Рекорд 118»
Ингибитор парафиноот
ложения СНПХ7212 Ингибитор солеотложения 1. Внешний вид, Однородная жидкость от бесцветного до светло-коричневого цвета
светло-
коричневая
светло-
оранжевая 2. Плотность при 20°С, кг/м3 940-980 0,9085 1,25 3. Вязкость при 20°С, сПз 30-60 13,8 7,0
4. Температура застывания,
°С, не выше минус 50 -60 -40 5. Массовая доля активной основы %, в пределах 45-55 50 не горюч
Краткая характеристика применяемого реагента
Деэмульгатор „Рекорд -118“
Изготовитель деэмульгатора: ОАО „Казаньоргсинтез“(Россия)
Поставщик: АОЗТ „Химтехнефтегаз“ г. Тюмень
Продукт должен обеспечивать получение нефти с содержаниемостаточной воды менее 1,0 %.
Продукт представляет собой раствор неионогенного ПАВ всольванте нефтяном тяжелом (Нефрас А 120/200). Класс опасности по ГОСТ12.1.007-76 — 3-й, ПДКв воздухе рабочей зоны — 300,0 мг/м3./9/
Таблица 10
Степень очистки водыНаименование показателя Норма Содержание нефтепродуктов, мг/л не более 15 Содержание механических примесей, мг/л не более 10 Содержание газа, м3/м3 0,05
Данная степень очистки соответствует требованию Заказчика к качествуводы, используемой в системе поддержания пластового давления.
4. Описание технологической схемы савтоматизацией. Спецификация КИП
Исходным сырьем являетсягазоводонефтянная эмульсия с содержанием воды 80 — 90%, которая поступает на приемнуюгребенку УПСВ двумя потоками. Один поток жидкости поступает по двум приемнымтрубопроводам D-325мм с ДНС-2Е, где происходитпредварительная сепарация газа от жидкости. Второй поток жидкости с содержаниемгаза 43 м3/т поступает с кустов скважин бригады ДНГ №1 Мамонтовскогоместорождения по приемному трубопроводу D-426 мм. Рабочее давление в трубопроводах на приемнойгребенке УПСВ – 3,0-8,0 кгс/см2 (0,3-0,8 мПа). Контроль за приемнымдавлением осуществляется при помощи прибора Сапфир-22ДИ и технических манометров,установленных на приемных трубопроводах. Технологическая схема приемнойгребенки предусматривает перевод жидкости с ДНС-2Е «на прямую» на цехподготовки и перекачки нефти (ЦППН) и перевод части жидкости на отстойники. Сприемной гребенки газоводонефтянная эмульсия поступает по двум трубопроводам D-426мм на первую ступень сепарациигаза от жидкости.
Перед первой ступеньюсепарации в поток эмульсии подается деэмульгатор для сокращения времениотделения нефти от воды. На УПСВ в качестве деэмульгатора используется Рекорд –118. Расход реагента 10 –15 г/т.
Первая ступень сепарациисостоит из двух депульсаторов, оборудованных установками первичного отделениягаза (УПОГ), двух сепараторов (С1/1, С1/2) объемом 100 м3 каждый и газового сепаратора (Г-1) объемом 100 м3. В депульсаторах за счет перепада давления 0,5 – 1,5 кгс/см2 (0,05-0,15мПа) происходитстабилизация потока жидкости и первичная сепарация газа, который поступает наУПОГ и далее по газопроводам D- 219 мм в газовый сепаратор для дополнительного отделения газа от жидкости. Остальная частьгазоводонефтяной эмульсии направляется в сепараторы первой ступени сепарации. ВС1/1, С1/2 происходит сепарация более 80% попутного нефтяного газа под давлением 1,0 – 6,0 кгс/см2(0,1-0,6 мПа). Уровень жидкости в сепараторах – 0,7 – 1,8 м. Контроль за давлением и уровнем жидкости осуществляется при помощи приборов ДУУ2-01, ДУУ2-05.При повышении давления более 8,8 кгс/см2 (0,88мПа) срабатываютсрывные предохранительные пружинные клапаны (СППК), установленные на сосудах.Уровень жидкости в сепараторах первой ступени сепарации автоматическирегулируется при помощи пневматических клапанов, установленных на трубопроводахпо выходу жидкости из сепараторов. При отсутствии автоматического регулированияуровня в С1/1, С1/2 (неисправность клапана, уровень жидкости выше или ниже зоныработы клапана) уровень жидкости поддерживают при помощи байпасных задвижек.
Газ с сепараторов первойступени сепарации поступает в газовый сепаратор, где подвергается полномуотделению от жидкости. Рабочее давление в сепараторе 1,0 – 6,0 кгс/см2(0,1-0,6 мПа). Для контроля уровня жидкости (не более 0,2 метра) и давления в Г-1 установлен прибор ДУУ2-06. При повышении давления в сепараторе выше 8,8кгс/см2(0,88 мПа) срабатывает СППК, установленный на сосуде.Отделенный от жидкости газ из газового сепаратора по газопроводу D-426мм под давлением 3,0–6,0 кгс/см2поступает на Южно-Балыкский газоперерабатывающий завод. Контроль давления вгазопроводе осуществляется при помощи прибора Сапфир-22 ДИ и техническогоманометра.
Часть газа с газовогосепаратора Г-1 поступает в газовый сепаратор Г-2, где подвергаетсядополнительной сепарации от жидкости, и далее на котельную. Уровень жидкости всепараторе 0 – 0,3 метра контролируется при помощи прибора ДПУ-4. Контрольдавления в Г-2 осуществляется при помощи прибора Сапфир — 22МТ и техническогоманометра.
Жидкость с первой ступени сепарации под давлением 1,5 – 3,0гс/см2 (0,15-0,3 мПа) по трубопроводу D-426 мм поступает на шесть горизонтальных отстойников объемом 200 м3 каждый. Каждый отстойник оборудован двумя маточниками дляболее равномерного распределения жидкости. В отстойниках происходит отделениенефти от воды под давлением 1,2 – 2,5 кгс/см2 (0,12-0,25 мПа). Времяотделения – 60 минут. Контроль давления, межфазным уровнем в отстойникахосуществляется при помощи приборов ДУУ2-06. Межфазный уровень 1, 4 – 2,0 метра поддерживается автоматически при помощи двух пневматических клапанов, установленных натрубопроводах по выходу воды из отстойников. При отсутствии автоматическогорегулирования уровня (неисправность клапана, уровень жидкости выше или нижезоны работы клапана) уровень жидкости поддерживают при помощи байпасныхзадвижек. При повышении давления в отстойнике выше 8,8 кгс/см2 срабатываетСППК, установленный на сосуде. Отделенная от нефти вода с отстойников поступаетв технологические резервуары (РВС) для глубокой очистки. Нефть с содержаниемводы 0 — 10% под давлением1,2 – 3,0 кгс/см2 (0,12-0,3 мПа)поступает потрубопроводу D-426мм в сепараторы второй ступенисепарации. Газ с отстойников сбрасывается по газопроводу D-89 мм в сепараторы второй ступени сепарации. Рабочее давление в газопроводе – 0,5-1,5 кгс/см2(0,05-0,15мПа) контролируется техническим манометром.
В сепараторах второйступени сепарации (С2/1, С2/2) объемом 100м3 каждый под давлением 0– 0,2 кгс/см2(0-0,02 мПа) происходит полная сепарация газа отжидкости. Контроль давления и уровнем жидкости в сепараторах осуществляется припомощи приборов ДУУ2-01, ДУУ2-05. Уровень жидкости в сепараторах второй ступенисепарации 0,7 – 1,8 метра автоматически регулируется при помощи пневматическихклапанов, установленных на трубопроводах по выходу газа из сепараторов, и припомощи пневматического клапана, связывающего выкидной и приемный трубопроводынефтяных агрегатов. При отсутствии автоматического регулирования уровня в С2/1,С2/2 (неисправность клапана, уровень жидкости выше или ниже зоны работыклапана) уровень жидкости поддерживают при помощи байпасных задвижек.Выделившийся газ поступает по газопроводу D-530мм на факел низкого давления (ФНД), где происходит егосжигание. Нефть поступает на прием нефтяных насосных агрегатов под давлением 0,2– 4,5 кгс/см2 (0,02-0,45 мПа).
Нефтяная насосная станцияпредназначена для транспортировки нефти на ЦППН. Она состоит из двух насосовЦНС 300х360 с опорно-уплотнительными узлами из СГ-П, одного насосного агрегатаЦНС 300х360 и одного насосного агрегата ЦНС 180х297. Контроль за приемным ивыкидным давлением насоса осуществляется при помощи приборов Сапфир-22МТ итехнических манометров. Контроль температуры подшипников насоса иэлектродвигателя осуществляется при помощи приборов ТМ-920.
Нефть с нефтяныхагрегатов под давлением 25 – 33 кгс/см2 (0,25-0,33 мПа) (ЦНС300х360) и 23 – 27 кгс/см2 (0,23-0,27 мПа) (ЦНС 180х297) поступаетна блок качества нефти (БКН), который оборудован поточным влагомером. Поточныйвлагомер предназначен для определения количества воды в нефтяной эмульсии (в %). С блока качества нефти жидкостьпоступает на узел учета нефти (УУН), где происходит ее учет. УУН состоит изтрех рабочих линий и одной контрольной. Каждая линия оборудована турбиннымсчетчиком типа «НОРД». После узла учета нефти оборудован автоматическийпробоотборник (АП), при помощи которого происходит отбор проб в контейнер дляопределения процента воды химико-аналитической лабораторией методомцентрифугирования. Далее нефть по напорному нефтепроводу D-530 мм поступает на приемную гребенку УПСВ и оттуда по двум напорным нефтепроводам D-426 мм и 325мм поступает на ЦППН. Рабочее давление в напорном нефтепроводе – 6,0 – 15,0 кгс/см2(0,6-1,5 мПа) контролируется при помощи прибора Сапфир-22ДИ и техническихманометров.
Вода с отстойников потрубопроводу D-426мм поступает в технологическиеРВС №№3,4 объемом 5000 м3 каждый, где происходит дополнительноеотделение воды от нефти. Затем вода с РВС №№ 3,4 поступает по трубопроводу D-720 мм в буферный РВС № 5 объемом 2000 м3, где происходит окончательное отделение воды отнефти. Контроль уровня воды в РВС №№ 3,4,5 осуществляется при помощи приборовДУУ2-11. Рабочий уровень воды в резервуарах – 6,0 – 9,0 метров. Для дополнительного контроля уровня в РВС №№3,4,5 установлен прибор ДПУ-3М. Нефтянуюпленку, накапливающуюся в РВС 3,4,5, откачивают по линии уловленной нефти,расположенной в РВС №№ 3,4,5 на уровне 9,5 метров, двумя насосами ЦНС 38х110 блока уловленной нефти. Давление на приеме насосов 1,0 –1,1кгс/см2 (0,1-0,11 мПа) контролируется при помощи техническихманометров, давление на выкиде насосов 9,0-11,0 кгс/см2 (0,9-1,1мПа) контролируется при помощи приборов Сапфир-22МТ.
С буферного РВС№5 вода ссодержанием нефтепродуктов 0-50 мг/л поступает на прием водяных агрегатов поддавлением 0,5 – 1,2 кгс/см2 (0,05-0,12 мПа). Насосная станция поперекачки воды состоит из четырех насосных агрегатов ЦНС 300х180 и одногонасосного агрегата ЦНС 300х300. Контроль за приемным и выкидным давлениемнасоса осуществляется при помощи приборов Сапфир-22МТ и технических манометров.Контроль за температурой подшипников насоса и электродвигателя осуществляетсяпри помощи приборов ТМ-920.Вода с водяных агрегатов под давлением 9 – 17 кгс/см2(0,9-1,7 мПа)(ЦНС 300х180) и 18 – 27 кгс/см2 (1,8-2,7мПа) (ЦНС 300х300) поступает на узел учета воды, который оборудованрасходомером Panometrics, и далее по трубопроводу D-426 мм на блочные кустовые насосные станции (БКНС) 21, 1Е, 2Е. Рабочее давление в напорном водоводе –6,0 – 12,5 кгс/см2 (0,6-1,25 мПа) контролируется при помощи прибораСапфир-22ДИ и технического манометра. Для регулирования давления в напорномводоводе на БКНС 21,1Е, 2Е используются два байпасных трубопровода, один из нихсвязывает приемный и выкидной трубопроводы водяных агрегатов, второй – выкиднойтрубопровод водяных агрегатов и РВС №№3,4,5.
Для сокращения времениразделения водонефтяной эмульсии на УПСВ применяется деэмульгаторРекод-118.Деэмульгатор поступает на установку в герметичных бочках объемом 200 л каждая. Из бочек реагент закачивается в емкость подготовки реагента (ЕПР) насосом закачкиНМШ5-25-4/4.При температуре воздуха ниже 0°С в ЕПР для снижения вязкости происходит постоянный подогревреагента до температуры 25 – 30 °С, которая регулируется при помощи прибора ДУУ2-02. Рабочийуровень реагента в емкости 0,6 – 1,5 метра контролируется при помощи прибора ДУУ2-02. При снижении уровня реагента в ЕПР ниже 0,6 метра происходит автоматическое отключение электротенов и остановка дозировочного насосаНД25/4,0. С емкости подготовки реагента деэмульгатор насосом НМШ5-25-4/4закачивается в стакан, оборудованный прибором ДУУ2-09 и мерной колбой длявизуального контроля уровня реагента. Рабочий уровень реагента в стакане – 0,6– 1,35 метра. С мерного стакана реагент дозировочным насосом НД25/4,0 подаетсяв камеру смешения, где смешивается с нефтью, поступающей с напорногонефтепровода, и далее под давлением 3,3 – 8,5 кгс/см2 (0,33-0,85мПа) по двум трубопроводам D-59ммпоступает на прием УПСВ.
При повышении давлениягаза на ГПЗ более 6 кгс/см2 (0,6 мПа)(попадание жидкостив газопровод, прекращение приема газа) производится сброс газа на факелвысокого давления (ФВД), где он сжигается. ФНД и ФВД оборудованыконденсатосборниками D-1020 мм и дренажными емкостями (К-1, К-2) для сбора конденсата. В конденсатосборниках за счетперепада давления происходит дополнительное отделение газа от жидкости.Жидкость поступает в К-1, К-2 и затем откачивается на прием отстойников или наприем нефтяных агрегатов насосами F DRC 80/400 поддавлением 1,5 – 2,5 кгс/см2 (0,15-0,25 мПа) в автоматическом илиручном режиме. Рабочий уровень 0,5 – 1,7 метров в К-1, К-2 контролируется при помощи приборов ДУУ2-01, а давление – при помощи электроконтактного манометра(ЭКМ).
На случай аварийныхситуаций (отключение электроэнергии, порыв напорного нефтепровода, порывнапорного водовода на БКНС) на УПСВ предусмотрен сбор жидкости под давлением 0– 1,3 кгс/см2 (0-0,13мПа) в два аварийных резервуара объемом 5000 м3каждый. Давление в приемном трубопроводе аварийных РВС контролируетсятехническим манометром. Максимальный уровень нефти в аварийных РВС – 10,0 метров. Контроль уровня осуществляется при помощи приборов ДПУ-4.
Для опорожнениятехнологических аппаратов (С1/1,2, С2/1,2, Г-1, отстойников 1-6), сборасальниковых стоков с нефтяных агрегатов, сбора жидкости при срабатывании СППКна отстойниках на УПСВ применяются три дренажные емкости (ДЕ-1, ДЕ-2,ДЕ-3)объемом 40м3 каждая. Рабочий уровень в дренажных емкостях – 0,4– 1,6 метра контролируется при помощи прибора ДУУ2-01, а давление – при помощиЭКМ. Жидкость с ДЕ-1,2,3 откачивается на прием отстойников или на приемнефтяных агрегатов насосами F DRC 80/400 под давлением 1,5 – 2,5кгс/см2 (0,15-0,25 мПа) в автоматическом или ручном режиме.
Для сбора сальниковыхстоков водяных агрегатов используется емкость уловленной нефти (ЕУН) объемом 20 м3. Рабочий уровень в емкости – 0,5 – 1,5 метра контролируется при помощи прибораДУУ2-01, а давление – при помощи ЭКМ. Жидкость с ЕУН откачивается втехнологические РВС №№ 3,4,5 или на прием нефтяных агрегатов насосом F DRC 80/400 под давлением 1,5 – 2,5 кгс/см2 (0,15-0,25мПа)в автоматическом или ручном режиме.
Для сбора промышленных иповерхностных стоков используется ливневая емкость (ЛЕ-1) объемом 20м3.Рабочий уровень в емкости – 0,7 – 1,5 метра контролируется при помощи прибора ДУУ2-01, а давление – при помощи ЭКМ. Жидкость с ЛЕ-1 откачивается на приемотстойников или на прием нефтяных агрегатов насосом F DRC 80/400 под давлением 1,5 – 2,5 кгс/см2 (0,15-0,25мПа)в автоматическом или ручном режиме.
Подача воздуха на пневматическиеклапана и приборы КИП и А осуществляется посредством двух винтовых воздушныхкомпрессоров ВВ-3,5/9 УХЛ 4. Для осушки нагнетаемого компрессорами воздухаиспользуется установка осушки воздуха (УОВ ) и два вертикальных рессивера. НаУОВ в масляном фильтре воздух очищается от компрессорного масла, в двухадсорберах — от воды. Адсорбентом является силикагель. Рессиверы служат длянакопления воздуха (сокращения времени работы компрессора), а также длядополнительной очистки воздуха от атмосферной влаги. Рабочее давление воздуха –3,0 – 5,0 кгс/см2 (0,3-0,5 мПа). При отклонении значения давления отрабочих параметров автоматически происходит запуск или остановка компрессора.При повышении давления в линии подачи воздуха более 5,5 кгс/см2(0,55 мПа) срабатывают СППК, установленные на обоих рессиверах.
Автоматическое управлениетехнологическим процессом УПСВ осуществляется АСУ ТП (автоматизированнаясистема управления технологическим процессом), смонтированная ООО«Сургутпромавтоматика». Управление производится посредством микропроцессорныхконтроллеров «Гамма-7» и персонального компьютера.
Для поддержаниятехнологического режима, бесперебойной и качественной работы оборудования,предотвращения аварийных ситуаций, создания безопасных условий труда на УПСВ предусмотренасистема сигнализации и блокировок, управление которой осуществляется АСУ ТП.При отклонении значений давления и уровня от рабочих параметров срабатываетсветовая и звуковая сигнализация. Сигнализация срабатывает при аварийнойостановке насосных агрегатов и компрессоров. Система блокировок предусматриваетаварийную остановку нефтяных и водяных агрегатов в следующих случаях:
- отклонениезначений приемного и выкидного давления от рабочих параметров;
- повышениетемпературы подшипников насоса и электродвигателя более 80°С;
- исчезновениеоперативного напряжения в цепях управления КИП;
- пожар;
- загазованность40% НКПР;
— срабатываниеэлектрозащиты./10/
Технологический режим и технологическая схема установки даетвозможность, используя только химический способ, отделять нефть с содержаниемводы до 1 %.
Спецификация КИПиА
Приборы и средства автоматизации
TISA
Среда: НА 1…4, ВА 1…5
Термопреобразователь непрерывного действия ТСМ-50М-1-150-0…100°С
монтажная длина 150мм 18 шт. ТУ 4227-003-13282997-95
диапазон измеряемых температур 0… .+100 °С
температура окружающей среды -50… .+100°С
Челябинское ОАО „Теплоприбор“
PIR
Среда: жидкость на входе УПСВ, нефть на выходе УПСВ,
вода на выходе УПСВ, газ на выходе УПСВ
Датчик давления Сапфир 22ДИ
пределы измерения 0...10 кгс/см2 4 шт. ТУ25.02.180335-84
ЗАО «Альбатрос» г. Москва
PISA
Среда: НА 1…4, ВА 1…5
Датчик давления Сапфир 22ДИ
пределы измерения 0...6 кгс/см2 9шт. ТУ25.02.180335-84
0…60 кгс/см2 9 шт.
ЗАО «Альбатрос» г. Москва
PIRC
Среда: С1/1, С1/2, С2/1, С2/2
Датчик давления ДУУ2-05-1-3.3-1.0
пределы измерения 0...10 кгс/см2 4 шт. ТУ25-7329.004-90
ЗАО «Альбатрос» г. Москва
PIRC
Среда: О 1…6
Датчик давления ДУУ2-06-1-3.5-1.0
пределы измерения 0...10 кгс/см2 6 шт. ТУ25-7329.004-91
ЗАО «Альбатрос» г. Москва
LIRC
Среда: С1/1, С1/2, С2/1, С2/2
Датчик уровня ДУУ2-05-1-3.3-1.0
диапазон работы — 3,3метра 4 шт. ТУ 25-7329.004-90
ЗАО «Альбатрос» г. Москва
LIRC
Среда: О 1…6
Датчик уровня ДУУ2-05-1-3.3-1.0
диапазон работы — 3,5метра 6 шт. ТУ 25-7329.004-91
ЗАО «Альбатрос» г. Москва
LA
Среда: C1/1,С1/2, C2/1, C2/2, Г-1
Датчик уровня ДУУ2-05-1-3.3-1.0
диапазон работы — 3,3метра 5 шт. ТУ 25-7329.004-90
ЗАО «Альбатрос» г. Москва
LA
Среда: РВС 1…5
Датчик уровня ДПУ4-2.5-1.0
диапазон работы – 2,5 метра 5 шт. ТУ 25-7449.003-94
ЗАО «Альбатрос» г. Москва
LA
Среда: Г-2
Датчик уровня ДПУ4-0.4-1.0
диапазон работы – 0,4 метра 1 шт. ТУ 25-7449.003-93
ЗАО «Альбатрос» г. Москва
LIR
Среда: РВС 1…5
Датчик уровня ДУУ2-11-1-12-1.0
диапазон работы – 12 метров 5 шт. ТУ 25-7329.004-96
ЗАО „Альбатрос“ г. Москва
LIR
Среда: емкость подготовки реагента
Датчик уровня ДУУ2-01-1-2.0-1.0
диапазон работы – 2 метра 1 шт. ТУ 25-7329.004-87
ЗАО „Альбатрос“ г. Москва
LSA
Среда: дренажные емкости
Датчик уровня ДУУ2-01-1-3.0-1.0
Диапазон работы – 3 метра 9 шт. ТУ 25-7329.004-95
ЗАО „Альбатрос“ г. Москва
FQI
Среда: нефть на выходе УПСВ
Счетчик турбинный НОРД-И2У-01
Диапазон работы 0 – 100% 4 шт. РМ-25ГУЗ ГОСТ 13045-81
MIR
Среда: нефть на выходе УПСВ
Влагомер товарной нефти ВСН-1
Диапазон работы 0 –100% 1 шт.
ТОО НИЦ „ГОДСЭНД“ г.Фрязино Московская область
YA
Среда: С1/1, С1/2, С2/1, С2/2, О 1…6
Пневматический клапан /10/
5.Техническое обеспечение АСУ ТП
Автоматизированнаясистема управления (далее АСУ) установкой предварительного сброса воды (далееУПСВ) предназначена для поддержания оптимального технологического режимаустановки сброса воды, газа и подготовки нефти, визуального контроля за ходомтехнологического процесса, формирования и выдачи отчетной и архивнойдокументации, диагностики средств измерения.
В качестве основных принципов при определении архитектурыпостроения АСУ ТП приняты следующие:
— децентрализация функций сбора, обработки информации ивыработки
управляющих воздействий, максимальное их приближение к месту
возникновения информации и ее использования;
— модульность построения технических и программных средств;
-стандартизация взаимосвязей (функциональная, программная,
конструктивная) между уровнями управления;
— функционирование без постоянного присутствия обслуживающегоперсонала
для систем управления объектов электроснабжения.
5.1 Объекты АСУ ТП
В число технологических объектов, охватываемых АСУ ТП,входят:
1. Объекты УПН:
- нефтегазосепараторы;
- газосепараторы;
- насосы перекачкинефти и воды;
- узел учета нефти;
- узел учета газа;
- резервуары;
- отстойники;
- дренажныеемкости;
- регулирующиеклапаны;
- электрозадвижки.
Проектируемая АСУ ТП является интегрированной и состоит из следующихфункциональных подсистем:
— АСУ ТП перекачки нефти;
— АСУ ТП объектов электроснабжения.
Структурно каждая из указанных подсистем разделена на три уровня:
1. Нижний уровень — уровень датчиков, измерительных преобразователей и исполнительных устройств,которые установлены непосредственно на технологическом оборудовании.
2. Средний уровень – это уровень сбора и обработкиинформации и обеспечивает управление технологическим процессом и оборудованиемв соответствии с заданными алгоритмами функционирования и системой аварийныхзащит и сигнализации. Системы управления среднего уровня строятся на базеперсональных компьютеров, объединенных в локальную вычислительную сеть (ЛВС) сорганизацией автоматизированных рабочих мест для специалистов предприятия.
3. Верхний уровень – уровень АРМ оператора-технолога,аппарата ЦИТС, НГДУ в данном проекте не рассматривается. Вопросы построенияданного уровня и организация обмена информации со средним уровнем должнырешаться отдельным проектом.
Структура контроля и управления технологическими объектами
АСУ-многоуровневые системы, построение которых у фирм-разработчиков основывается накомплектации и увязке технических средств нескольких десятковфирм-производителей данного оборудования.
Основываясь накомплексном подходе построения АСУ, ЗАО «Альбатрос» разрабатывает проектныерешения и поставляет программно-аппаратные средства автоматизациитехнологических объектов подготовки нефти и газа.
Структурнаясистема АСУ УПСВ представлена типовыми решениями автоматизации стандартноготехнологического оборудования УПСВ и увязки локальных контуров автоматическогоконтроля в единую автоматизированную систему контроля и управления.
В качестве датчиков исигнализаторов уровня на технологических аппаратах применяются многопараметрические ультразвуковые датчики ДУУ22 и сигнализа-торы уровняультразвуковые СУР-3. Установка одного интеллектуального датчика ДУУ2 позволяетконтролировать несколько параметров: уровень, раздел фаз много-фазныхжидкостей, температуру, давление. В качестве датчиков давления в системеиспользуются преобразователи «Сапфир» и датчики избыточного давления ДИД1,температуры – термопреобразователи сопротивления типа ТСМ50. Для измерениярасхода нефти используются турбинные преобразователи «Норд», расхода газа –преобразователи перепада давления типа «Сапфир-22ДД».
Влокальных контурах автоматизации нефтегазосепараторов, газосепараторов,отстойников и дренажных емкостей технологическая схема реализована следующимобразом: «датчикДУУ – контроллер ГАММА-7М в исполнениях с модулями МТС1/МТС2»,«сигнализаторы уровня ультразвуковые СУР-2М или СУР-3М — контроллер ГАММА-7М висполнениях с модулями МТС1/МТС2». Подключение датчиков и сигнализаторовуровня, а также полевого измерительного оборудования со стандарт-ным токовымсигналом производится непосредственно к контроллеру микропроцес-сорномуГАММА-7М, что позволяет исключить традиционный парк вторичных приборов идополнительных контроллеров-сборщиков. Подключение к контроллеру ГАММА-7М блокауправления электроприводом БУЭП-1, позволяет построить законченные контурыконтроля и управления исполнительными механизмами.
Автоматизациясбора данных по парку резервуаров выполняется на базе датчиков ДУУ 2 с гибкимчувствительным элементом, позволяющих контролировать до трех уровней разделафаз, а также многоточечных датчиков температуры ДТМ 1. Исполнение контроллераГАММА-7М с модулем сопряжения с датчиками МСД позволяет реализовать технологическуюсхему измерений «один контроллер – восемь резервуаров нефтепродуктов».
Приавтоматизации дренажных емкостей, емкостей реагентного хозяйства, а такжеемкостей объектов инженерного обеспечения используются датчики уровняДУУ4-09-ТВ со стандартным выходным токовым сигналом и гибким чувствитель-нымэлементом или сигнализаторы уровня СУР-3. Подключение датчиков исигна-лизаторов производится к контроллерам-сборщикам микропроцессорным (далееконтроллеры) КСМ 2.
Управлениеисполнительными механизмами: электроприводными задвижками, погружными насосами,внутриплощадочными насосами перекачки осуществляется от контроллеров КСМ2, вкоторых заложен алгоритм управления соответствующим агрегатом. КонтроллерыКСМ2, подключаются к контроллеру ГАММА-7М, образуя телеметрический комплекс,который выводит информацию о состоянии исполнительных механизмов на таблоиндикации, а также транслирует полученную информацию в ПЭВМ оператора. К одномуконтроллеру ГАММА-7М возможно подключение до восьми контроллеров КСМ2.
Контрольза состоянием насосных агрегатов по перекачки нефти реализован на базеконтроллера КСМ4. Реализация задач диагностики на базе контроллера КСМ4позволяет построить гибкую систему контроля и управления насосными агрегатами,заменив стандартный громоздкий релейно-контактный привод.
Контроллеры размещены вщитах управления, оборудованных кроссовыми клемниками, вторичными приборами,преобразователями сигналов, источниками питания, коммутационной аппаратурой.
Поставляемые системыуправления технологическими объектами на базе контроллеров ГАММА-7М, КСМ2, КСМ4компонуются на основе проектных решений с использованием оборудования,выпускаемого фирмами Schroff,Wago, Omron, Bopla,Finder, Advantech, Phoenix, Contact.
На УПСВ в помещении операторной размещается:
— приборный щит;
— шкаф с контроллером 20005;
— система обработки информации из комплекта коммерческогоузла учета нефти;
— промышленный компьютер — АРМ оператора (операторскаястанция);
— источник бесперебойного питания;
— модем.
Комплекс технических средств АСУ ТП среднего уровняразмещается в
диспетчерском пункте на опорной базе промысла.
5.2 Функции АСУ ТП
5.2.1 Функции АСУ ТП по уровням управления
В соответствии с принятой архитектурой функции, реализуемые АСУТП, распределяются по уровням следующим образом:
Нижний уровень:
— сбор и первичная обработка технологической информации, поступающейот датчиков и измерительных преобразователей;
— обмен информацией (прием и передача) со средним уровнем;
— управление технологическим процессом на основе собраннойтехнологической информации и команд, поступающих от оператора- технолога;
— автотестирование элементов местной автоматики, программируемыхконтроллеров.
Средний уровень:
— сбор и концентрация информации о ходе технологического процесса,
поступающей от контроллеров;
— внутренняя обработка и хранение информации, формированиебазы данных;
— индикация и регистрация информации, реализация диалога сверхним уровнем аппаратом управления);
— составление оперативных сводок, отчетных и справочныхдокументов;
— формирование и передача на нижний уровень управляющих воздействийпо поддержанию заданных технологических режимов;
— диагностика работы технологического оборудования, техническихи программных средств системы управления.
Верхний уровень:
— учет и контроль выполнения плановых заданий;
— оптимальное распределение и рациональное использованиересурсов;
— моделирование процессов и разработка оптимальныхтехнологических режимов;
— сведение материальных балансов и анализ удельных затрат;
— анализ простоев оборудования и учет потерь;
— ведение плановых, учетных и отчетных документов;
— реализация диалогового режима проведения расчетов позапросам персонал;
предприятия;
— управление техническим обслуживанием и ремонтомоборудования.
5.3 Функции АСУ ТП по контролю и управлению технологическимиобъектами
Программное обеспечениеАСУ УПСВ реализует следующие функции:
- диалог соператором-технологом;
- концентрация,фильтрация и накопление технологической информации;
- управлениеработой контроллеров среднего уровня;
- обработка ихранение информации;
- формирование иведение файлов оперативных данных в виде мнемосхем, трендов, таблиц;
- автоматическаядиагностика функционирования элементов системы;
- формирование ипередача информации на верхний уровень управления.
Разработка человеко-машинногоинтерфейса осуществляется путем создания интерактивных графических экранов иразмещения на них графических статических и динамических элементов.
На экранах отображаются:
— обзорная схематехнологического процесса с мгновенными значениями технологических параметров исредствами вызова процедур управления;
— отдельные мнемосхемыплощадок, напорных нефтепроводов с данными, включенными в предыдущую схему;
— отдельныетехнологические модули каждой площадки;
— отдельные частитехнологического процесса с подробной детализацией.
Разработка графическихэкранов осуществляется путем размещения на них графических статических идинамических элементов.
Статические элементыэкранов не зависят от значений контролируемых параметров, а также к ним непривязываются никакие действия по управлению выводимой на экран информацией.Эти элементы используются для разработки статической составляющей графическихэкранов.
Динамические элементыявляются формами отображения хода технологического процесса. Эти элементысвязываются с технологическими параметрами для вывода их значений на экран.Кроме того, часть форм отображения используется для управления значениямитехнологических параметров или выводимой на экран информацией.
АСУ УПСВ позволяетиспользовать в графических экранах следующие динамические элементы дляотображения информации о ходе технологического процесса и управления:
- текстовая формаотображения;
- гистограммы (прямоугольные или произвольной формы );
- кнопки различныхтипов;
- тренды аналоговыхи дискретных параметров;
- цветовыеиндикаторы;
- графические итекстовые индикаторы;
- бегущие дорожки;
- отображениеэкранов в окнах;
- свободные формы.
Программное обеспечениедает операторам наглядное представление информации, используя трехмернуюграфику и средства анимации изображений, удобный интерфейс. Оператор получаетполное представление о состоянии всего контролируемого системой оборудования.
Система поддерживаетведение различных технологических журналов, режимных листов, в том числежурнала тревог (для фиксации аварийных ситуаций, имеющих место в процессепроизводства, и изменений в настройке приборов).
В системе предусмотренавозможность корректировки и задания исходных данных, числовых уставок,параметров регулирования, а также непосредственное управление операторомтехнологическим процессом с клавиатуры ПЭВМ.
Система обеспечиваетнесколько уровней защиты от несанкционированного доступа и от неправильныхдействий операторов, что защищает конфигурацию системы и данные измерений отвозможных искажений в результате вмешательства неквалифицированного персонала.
На базе представленныхпрограммно-технических средств компонуются законченные измерительно-управляющиекомплексы, характеризующиеся:
- наличиемдревовидной распределенной структуры до уровня входного
интерфейсавысоконадежного компьютера в индустриальном исполнении;
- наличием полногообъема промежуточной индикации и органов ручного правления для ведениятехнологического процесса, что позволяет при отказе компьютера верхнего уровняпродолжать оперативное управление объектом;
- высокойпомехоустойчивостью, устойчивостью к скачкам и провалам электропитания,наличием гальванической развязки по всем каналам ввода- вывода и по локальнымсетям;
- резким снижениемноменклатуры применяемых датчиков и контроллеров, что позволяет удешевитьпоследующее обслуживание и затраты на запасные части и принадлежности;
- наращиваемостью,что позволяет подключать и встраивать в функционирующую систему дополнительныеобъекты автоматизации;
- открытостью,использованием стандартных интерфейсов, протоколов и форматов, расширяемостью,что позволяет легко встраивать оборудование в любые системы АСУ ТП другихпроизводителей.
Оснащение технологических объектов, охватываемых АСУ ТП,датчиками, измерительными преобразователями, исполнительными механизмами идругой аппаратурой предусматривается в объеме, позволяющем осуществитьследующие основные функции АСУ ТП:
Объекты УПСВ:
а) автоматическое регулирование:
— давления во входных сепараторах, в сепараторе топливногогаза с воздействием на выход газа;
— уровня жидкости во входных сепараторах, в сепараторах — отстойниках, в КСУ, в установке подготовки пластовой воды с воздействием навыход нефти;
— уровня жидкости во входных сепараторах, сепараторахотстойниках, в установке подготовки пластовой воды с воздействием на выходводы;
б) автоматическое управление:
— насосными агрегатами внутренней и внешней перекачки (оботключении при нижнем уровне в резервуаре, перегреве подшипников, повышенныхутечка:
— сальников, низком и высоком давлении на выходе УПСВ, срывеподачи срабатывании электрозащит, загазованности 50% от НПВ, пожаре);
— насосными агрегатами подачи воды на КНС;
— автоматический ввод резервного насоса при выходе из строярабочего,
— самозапуск основных насосов при кратковременных перерывах вэлектроснабжении;
— вытяжными вентиляторами при загазованности в закрытыхтехнологически:
— блоках (20% НПВ);
-насосами откачки из конденсатосборников идренажно-канализационных емкостях по уровню жидкости в этих аппаратах;
— основными технологическими задвижками с электроприводом.
в) дистанционное управление:
— основными насосными агрегатами (включить — отключить);
— электроприводами основных технологических задвижек (открыть- закрыть);
г) дистанционный контроль:
— давления в входных сепараторах, в сепараторе топливногогаза;
— давлениягаза в КСУ;
— давления на входе УПСВ;
-производительности УПСВ по нефти (с помощью системыобработки
информации);
— производительности по газу (отдельно суммируются показаниярасхода газа, подаваемого на факел, на ГПЗ);
— уровня жидкости в входных сеператорах;
— уровня жидкости в сепараторах отстойниках, КСУ, всепараторах подготовки пластовой воды;
— уровня жидкости в резервуарах;
— давления нефти на входе УПСВ;
— температуры нефти на входе УПСВ.
е) сигнализацию:
1) аварийную сигнализацию:
— отключения основных насосных агрегатов с расшифровкойпричины аварии;
— загазованности наружных технологических площадок и закрытыхпомещений;
— предельных значений уровня в входных сепараторах,сепараторах отстойниках, резервуарах, газовых сепараторах, КСУ,конденсатосборниках и дренажно-канализационных емкостях, расширительныхкамерах, в сепараторах подготовки воды;
— возникновения пожара в нефтенасосных станциях, втехнологических блоках.
2) исполнительную сигнализацацию:
— состояния основных насосных агрегатов (включено — отключено);
— положения основных технологических задвижек (открыто —закрыто);
ж) формирование и передачу на ДП информации.
По технологическим установкам с комплектными системамиавтоматизации (нагреватели, факельные установки) предусматривается передачааварийных сигналов в систему управления УПСВ.
5.4 Комплекс технических средств АСУ ТП
Комплекс технических средств АСУ ТП состоит из:
— комплекта датчиков, преобразователей, исполнительныхмеханизмов;
— управляющего вычислительного комплекса УВК.
5.4.1 Комплекс датчиков, преобразователей, исполнительныхмеханизмов
Все применяемые в проекте датчики, преобразователи,исполнительные механизмы выполнены только электрическими и имеют требуемые видыклиматического исполнения и взрывозащиты, системы пневмоавтоматики непредусматриваются.
В контурах регулирования с ограниченным перепадом давленияприменены регулирующие затворы и шаровые краны с электрическими исполнительнымифланцевыми механизмами.
Датчики и измерительные преобразователи, вторичные приборыимеют унифицированные выходные сигналы с одним из следующих параметров:
— аналоговые(токовые 4...20 мА) для контроля и регулирования режимных технологическихпараметров;
— частотно-импульсные сигналы для контроля учетных технологическихпараметров;
— дискретные типа „сухой контакт“ для сигнализации предельныхзначений технологических параметров;
— интерфейсные RS485.
Для контроля уровня взлива и уровней раздела фаз нефть — водаприменены ультрозвуковые уровнемеры с контроллерами „Гамма“производства ЗАО Альбатрос».
Для измерения расхода нефти применены массовые расходомерытипа «Promass» фирмы «Endress Hauser».
Для сигнализации аварийных ситуаций и отклонения от нормытехнологических параметров используются дискретные датчики с электрическимконтактным выходом.
Все датчики, преобразователи и исполнительные механизмы соответствуюттребованиям по степени защиты от воздействия окружающей среды:
по взрывопожаробезопасности;
по климатическому воздействию;
по устойчивости к воздействию агрессивных сред;
по степени защиты оболочки от проникновения внутрь пыли ивлаги.
Все блочно-модульные комплектные технологическиеустановки оснащаются средствами контроля и автоматики на заводах-изготовителях.
5.4.2 Управляющий вычислительныйкомплекс
Разработчиком и поставщикомпрограммно- технического комплекса УПН является ИПФ «АСУ- нефть» г.Тюмень. Поставщиком программно-технического комплекса узла учета нефти (УУН)является «Сибнефтеавтоматика» г. Тюмень.
1. Нижний уровень. Нижний уровень УПН строится на базеконтроллера System 2005 фирмы BR(Австрия). Контроллер имеют модульную, проектно — компонуемуюструктуру и создается из наборов типовых контроллерных модулей.
Наборы контроллерных модулей обеспечивают возможностькомпоновки контроллеров различной производительности (от единиц до несколькихсотен сигналов).
Конфигурация контроллера System 2005 в максимальном варианте:
— цифровых входов/ выходов — 800;
— аналоговых входов/ выходов — 400;
— импульсных входов — 200.
Контроллер System2005 имеет стопроцентный горячий резерв. Нижний уровень узла учета нефтистроится на базе устройства программного управления TREL-5B ООО«ТРЭИ ГМБХ» г. Пенза.
Нижний уровень объектов электроснабжения строится на базеконтроллера «Омь» фирмы «Мир» г. Омск.
5. Средний уровень.Средний уровень УПСВ представляет собой рабочую
6. (операторскую)станцию на базе промышленного компьютера, которая размещается в
7. представленнойструктурной схеме вычислительного комплекса имеется возможность
8. разместить АРМэнергетика в диспетчерском пункте на опорной базе промысла.
5.5 Размещение и монтаж комплекса технических средств АСУ ТП
Первичные преобразователи, датчики технологических параметрови исполнительные механизмы, монтируемые непосредственно на технологическомоборудовании и трубопроводах, устанавливаются с помощью закладных деталей,которые устанавливаются и учитываются технологической частью проекта.
Блочно-модульное технологическое оборудование оснащаетсяпервичными преобразователями, датчиками и исполнительными механизмами назаводах—изготовителях блоков, там же выполняется монтаж внутриблочныхэлектрических и трубных проводок.
Приборы, устанавливаемые на открытых технологическихплощадках и неприспособленные к эксплуатации в условиях низких температурокружающего воздуха, размещаются во взрывозащищенных утепленныхэлектрообогреваемых шкафах.
Внешние электрические проводки на проектируемых объектахпромыслового обустройства выполняются следующим образом:
а) внутри производственных помещений и по наружнымтехнологическим площадкам — изолированными проводами в стальных защитных трубахили контрольными небронированными кабелями в коробах и лотках.
Для взрывоопасных помещений категорий В-1А применяются кабелии провода с медными жилами и защитные водогазопроводные трубы по ГОСТ 3262-75.В остальных случаях используются кабели и провода с алюминиевыми жилами и защитныеэлектросварные трубы по ГОСТ 10704-76.
б) междуплощадочные трассы — контрольными небронированными кабелямис медными и алюминиевыми жилами по ГОСТ 1508-78.
Кабели с медными жилами применяются во взрывоопасных условиях(В-1А) и в случаях, определяемых специальными требованиями к цепям измерения.
Экранированные кабели с медными жилами применяются дляуменьшения влияния помех, наводок в цепях аналоговых и импульсных сигналов.
Между площадочные электрические проводки прокладываются наотдельных полках по кабельным эстакадам и в коробах совместно с силовыми (0.4кВ) кабелями.
Электропитание операторских станций и контроллерногооборудования осуществляется от сети переменного тока напряжением 220В двумявводами. В случае исчезновения напряжения питающей сети электропитаниеобеспечивается от источника бесперебойного питания, установленного воператорной./11/
Используемая дляведения технологического процесса многоступенчатая автоматизированная системауправления позволяет безопасно и качественно поддерживать технологическийрежим.
6. Технологический расчёт
Поверочный технологический расчет проводится с цельювыявления максимально возможной производительности оборудования установкипредварительного сброса воды по жидкости.
6.1 Технологические параметры УПСВ-3 НГДУ «Мамонтовнефть»
I ступень сепарации С-1: температура 40-45оС, давление1,5-3атм.(0,15-0,3 мПа).
Отстой с обезвоживанием: температура 40- 45оС, давление1,2-2,5 атм. (0,12-0,25 мПа).
IIступень КСУ: температура 40-45оС, давление 0-0,2атм. (0-0,02 мПа).
Газовый фактор 43 м3/т /12/
Сырье – газоводонефтяная жидкость.
Характеристика нефти НГДУ «МН»:
Плотность, кг/м3 871-885
Вязкость, мм2/с (при 20оС) 22-53
Массовое содержание, %:
Серы 1,2-1,5
Смол селикагелевых 7-11
Асфальтенов 1,8-5,0
Парафинов 2,9-3,9
Можем сделать заключение:
нефть парафинистая > 1,5%
сернистая > 1,8 %
Тип нефти — средняя (р(20оС) — 851- 885 кг/м3)
нефть высокоэмульсионная (I группы)
I группа — это нефть с плотностью при 20°С — 860-890кг/м3,
вязкостью при 20°С — 12-15 и выше мм2/с,
содержание смол 5-15%,
асфальтенов — 1-7%. /13/
6.2 Поверочный расчет технологического оборудования
6.2.1 Расчёт аппаратов Iступени сепарации
Нефтегазовый сепаратор НГС 2-1,0-2400-2-И, объёмом 100м3.
кол-во аппаратов -2 шт.
Входной сепаратор предназначен для сепарации газа из жидкости
Давление 1,5-3,0 кгс/см 2 (0,15-0,3 мПа),
температура 40- 45°С по РД 39-0004-90
Объем сепаратора 100 м3,
Время нахождения жидкости в сепараторе 5 минут.
Обводнённость нефти НГДУ «МН» — 85%
Найдём плотность жидкости по формуле:
рж = /> (7)
где rж — плотность жидкости, кг/м3;
rн — плотность нефти, кг/м3;
rв — плотность воды, кг/м3 ;
В — обводнённость нефти в долях
рж = />= 987 кг/м3
Рассчитаем производительность аппарата в минуту по формуле:
Q =/> (8)
где Q — производительность аппарата, м3/мин, м3/час;
V — объём аппарата, м3;
с – коэффициент заполнения объёма аппарата жидкостью, равен0,6;
t— времяпребывания, мин
Q =/>= 12 м3/мин = 720 м3/час
Рассчитаем объемный расход потока:
υж = (9)
где υж — объёмный расход потока, м3/сут;
n- количество аппаратов, шт;
1,2 — коэффициент запаса, применяемый, если будетдополнительная подача жидкости;
Q — производительность аппарата, м3/мин, м3/час.
υж = = 28 800 м3/сут
Максимальное количество жидкости, поступающей на установку,находим по формуле:
Qж = υж*рж /1000 (10)
где Qж — количествожидкости поступающей на установку, т/сут;
υж — объёмный расход потока, м3/сут;
рж — плотность жидкости, кг/м3.
Qж = 28 800*987/1000 = 28 426 т/сут.
Эскиз нефтегазового сепаратора без сброса воды представлен нарис. 8. /14/
Из расчёта видно, что пропускная способность 2 входныхсепараторов, объёмом 100 м3
каждый, 28 800 м3/сут (28 426 т/сут).
6.2.2 Расчёт отстойников
отстойник ОГ-200 1-1,0-3400-2-И, объёмом 200м3
кол-во аппаратов -6 шт.
Температура обезвоживания 40-45°С,
давление 1,2-2,5 кгс/см2 (0,12-0,25 мПа),
время отстоя эмульсии 30-60 минут,
Рассчитаем производительность аппарата в минуту по формуле(8):
Q =/>= 4 м3/мин = 240 м3/час
Рассчитаем объемный расход потока по формуле (9):
υж = = 28 800 м3/сут
Из расчёта видно, что пропускная способность 6 отстойников,объёмом
200 м3 каждый, 28 800 м3/сут (28 426 т/сут).
Эскиз отстойника ОГ-200 1-1,0-3400-2-И представленнарис. 9. /14/
6.2.3 Расчёт аппаратов IIступени сепарации
В качестве концевой сепарационной установки принят
нефтегазовый сепаратор НГС 2-1.0-2400-2-И объёмом 100 м3
кол-во аппаратов -2 шт.
Температура эмульсии 40-45°С,
давление 0-0,2 кгс/см2 (0-0,02 мПа),
время отстоя 5-10 минут,
Рассчитаем производительность аппарата в минуту по формуле (8):
Q =/>= 12 м3/мин = 720 м3/час
Рассчитаем объемный расход потока по формуле (9):
υж = = 28 800 м3/сут
Рассчитаем работу КСУ в аварийном режиме.
Сброс жидкости после сепараторов первой ступени сепараторовС1/1, С1/2.
Обводненность нефти – 85 %.
Проверим производительность КСУ в минуту по формуле (8):
Q =/>= 12 м3/мин = 720 м3/час
Объем жидкости, поступающей на КСУ будет равен:
υж =/>= 1200 м3/час
Объем КСУ рассчитывается с учетом нагрузки по жидкости ивремени пребывания по формуле:
V =, (11)
где υж — объёмный расход потока, м3/час;
t— времяпребывания, мин;
с – коэффициент заполнения объёма аппарата жидкостью, равен0,6;
1,2 — коэффициент запаса, применяемый, если будетдополнительная подача жидкости;
V = = 200 м3.
Рассчитаем необходимое количество аппаратов, когда КСУработает в аварийном режиме, по формуле:
n =, (12)
где υж — объёмный расход потока, м3/час;
1,2 — коэффициент запаса, применяемый, если будетдополнительная подача жидкости;
Q — производительность аппарата, м3/час.
n = = 2,0
Время пребывания жидкости в сепараторе принято в зависимостиот типа нефти в соответствии с РД39-0004-90/15/. Сепарационное оборудование, представлено в табл. 11.
/16,17/
Таблица 11
Характеристика оборудованияАппарат
Наименование
Тип
Производительность,
м3/час
Давление,
МПа Объем, м Сепаратор первой ступени сепарации
Нефтегазовый
НГС 2-1. 0-2400-2-И
ГП 868.00.000 160. ..800 1.6 100 Отстойник
Отстойник горизонтальный
ОГ-200 80. ..400 1.0 200 Сепаратор второй ступени сепарации
Нефтегазовый
НГС 2-1. 0-2400-2-И
ГП 868.00.000 160. ..800 1.6 100
Вывод: по поверочному расчёту существующих аппаратовустановки предварительного сброса воды с учетом технологических параметров(температуры и давления), принятых в схеме показано, что максимальнаяпропускная способность оборудования по нефти и жидкости — 28 800 м3/ сутки (28 426 т/сут).
7. Материальный баланс установки предварительного сброса воды
7.1 Материальный баланс базовой установки предварительногосброса воды № 3 НГДУ «Мамонтовнефть» при максимальной пропускной способностиоборудования
На основании поверочного технологического расчета составленматериальный баланс установки предварительного сброса воды № 3 НГДУ«Мамонтовнефть» при максимальной пропускной способности оборудования по сырью табл.12. Число рабочих дней в году 365.
Таблица 12
Материальный баланс базовой УПСВ-3 Статьи баланса % объем. тыс. м3/год м3/сут м3/час % весов. тыс. т/год т/сут кг/час Приход: /> /> /> /> /> /> /> /> 1. Сырая нефть: 15,1 10 512,0 28 800,0 1 200,0 99,5 10 404,3 28 425,6 1 184 400,0 в т.ч. нефть 2,3 1 576,8 4 320,0 180,0 13,2 1 379,7 3 780,0 157 500,0 вода пластовая 12,8 8 935,2 24 480,0 1 020,0 86,3 9 024,6 24 724,8 1 030 200,0 2. Газ попутный 84,9 59 327,1 162 540,0 6 772,5 0,5 56,5 154,7 644,7 Итого: 100,0 69 839,1 191 340,0 7 972,5 100,0 10 460,7 28 659,5 1 188 344,7 Расход: /> /> /> /> /> /> /> /> 1. Обезвожен-ная нефть: 2,27 1 587,3 4 348,7 181,2 13,3 1 390,3 3 808,9 158 705,7 в том числе: /> /> /> /> /> /> нефть на ЦПС 2,26 1 576,8 4 320,0 180,0 13,2 1 379,7 3 780,0 157 500,0 вода на ЦПС 0,01 10,5 28,7 1,2 0,1 10,6 28,9 1 205,7 2. Вода на КНС 12,78 8 924,7 24 451,3 1 018,8 86,2 9 014,0 24 695,9 1 028 994,3 3. Газ попутный: 84,9 59 327,1 162 540,0 6 772,5 0,5 56,5 154,7 644,7 Итого: 100,0 69 839,1 191 340,0 7 972,5 100,0 10 460,7 28 659,5 1 188 344,7
7.2 Материальный баланс проектной УПСВ-3
Материальный баланс проектной установки предварительногосброса воды №3 НГДУ «Мамонтовнефть» (с учетом части нефти с месторождения Угутско –Киняминской группы НГДУ «Майскнефть») на 2005 год приведен в табл. 13. Число рабочих дней в году365.
Физико-химические свойства нефти НГДУ «МсН»:
Плотность, кг/м3 — 861
Вязкость, мм2/с (при 35оС) — 7,17
Содержание воды, % об. – 38
Газовый фактор 62 м3/т /12/
Таблица 13
Материальный баланс проектной УПСВ-3 на 2005 год/> % /> /> /> % /> /> /> Статьи баланса объем. тыс. м3/год м3/сут м3/час весов. тыс. т/год т/сут кг/час Приход: /> /> /> /> /> /> /> /> 1. Сырая нефть : 15,6 6 807,0 18 649,4 777,1 99,5 6 685,3 18 315,8 763 157,3 в т.ч. нефть с ДНС-2Е 1,3 571,9 1 566,8 65,3 7,4 500,4 1 371,0 57 123,3 нефть с кустов 0,8 341,0 934,3 38,9 4,4 298,4 817,5 34 063,9 нефть с «МСН» 1,0 447,0 1 224,6 51,0 5,7 384,9 1 054,4 43 932,6 вода с ДНС-2Е 7,5 3 240,7 8 878,6 369,9 48,7 3 273,1 8 967,4 373 640,7 вода с кустов 4,4 1 932,5 5 294,5 220,6 29,0 1 951,8 5 347,5 222 810,5 вода с «МСН» 0,6 274,0 750,6 31,3 4,1 276,7 258,1 31 586,2 2. Газ попутный 84,4 36 691,9 100 525,8 4 188,6 0,5 34,9 95,7 3 987,5 Итого: 100,0 43 498,9 119 175,2 4 965,6 100,0 6 720,2 18 411,5 767 144,8 Расход: /> /> /> /> /> /> /> /> 1. Подготовленная нефть: 3,11 1 368,5 3 749,2 156,2 16,6 1 193,0 3 268,5 136 185,8 в том числе: /> /> /> /> /> /> нефть на ЦПС 3,09 1 359,9 3 725,7 155,2 16,5 1 184,3 3 244,7 135 197,7 вода на ЦПС 0,02 8,6 23,5 1,0 0,1 8,7 23,7 988,1 2. Вода на КНС 12,49 5 438,6 14 900,2 620,8 81,7 5 493,0 15 049,2 627 049,3 3. Газ попутный: 84,4 36 691,9 100 525,8 4 188,6 0,5 34,9 95,7 3 987,5 в том числе: /> /> /> /> /> Итого: 100,0 43 498,9 119 175,2 4 965,6 100,0 6 720,2 18 411,5 767 144,8
Вывод: на установкепредварительного сброса воды № 3 НГДУ «Мамонтовнефть» имеются реальныевозможности для увеличения ее пропускной способности по жидкости, при этомкачество подготовленной нефти не изменится.
Реализация данногопроекта позволяет увеличить производительность установки предварительногосброса воды в расчете на 2005 год с 16 674,2 м3/сут до 18 649,4 м3/сут(на 12 %). При этом доля загрузки установки сырой нефтью НГДУ «МсН» на 2005 годсоставит 10 % и имеет тенденцию к увеличению. Коэффициент загрузки установки посырью увеличиться к 2005 г. на 6 %. У установки предварительного сброса воды №3 имеется резерв по наращиванию производительности — более 30% по жидкости.
8. Безопасность и экологическая оценка проекта
8.1 Обеспечение безопасности работающих
8.1.1 Опасности и вредности установки
По воздействию вредные и опасные факторы подразделяются начетыре группы: физические, химические, психофизиологические, биологические.
В группе физических факторов следует выделить:
— климатические факторы: температура воздуха, скорость ветра,влажность;
шум и вибрация;
— загазованность воздуха рабочей зоны при авариях, утечках газа,
работа в колодцах, аппаратах, емкостях;
— опасное напряжение в электрической сети;
— инфракрасное излучение (только при пожарах).
В группе химических факторов следует выделить:
— поверхностно-активные вещества, работа с химическимиреагентами;
-воздействие на организм работающих углеводородов нефти иприродного газа.
Технологическое оборудование размещено на открытых площадках,что уменьшает вероятность образования взрывоопасных смесей.
8.1.2 Характеристика условий труда
В составе промышленного объекта (УПСВ) обращаются следующиеопасные вещества:
— нефть обезвоженная;
— нефть сырая;
— попутный нефтяной газ;
— химические реагенты.
Из выше перечисленных опасных веществ, при возникновении иразвитии аварийной ситуации, участвовать будут нефть сырая, нефть обезвоженная,а также попутный нефтяной газ.
Химические реагенты могут являться инициаторами аварии свовлечением других опасных веществ. Условно примем свойства сырой нефтиидентичными свойствам нефти обезвоженной.
Характеристика опасных веществ представлена в табл. 14 .
Для обеспечения безопасности на производстве должны бытьсозданы нормальные санитарно-гигиенические условия на рабочих местах, сведенияприведены в табл. 15.
Таблица 14 Показателипожароопасности и токсичности сырья.№№ п/п Наименование веществ Класс опасности по ГОСТ 12.1. 007-76 Удельный вес, г/см3 Температура, °С
Пределы взрываемости,
% (об.) ПДК в воздухе рабочей зоны производственных помещений Характер токсичности вспышки воспламенения самовоспламенения. нижний верхний 1 Нефть 4 0,878-0,889 50 — 30 --- 415-530 1,0 5,0 300 слабый наркотик, вызывает дерматит, экземы 2 Попутный нефтяной газ 4 0,739 --- --- --- 3,2 15,0 300 в больших количествах наркотическое действие 3 Рекод-118 3 0,940-0,960 15 ---
400 по
метанолу 5,5 36,6 300 ядовит 4 Метанол 3 0,791 --- --- 436-464 6, 0 34,7 5,0
яд нервной и сердечно-
сосудистой систем 5 Окись углерода 4 1,25 --- --- 636 12,5 74,0 20
чрезвычайно токсичный
газ
Взрывопожароопасные производственные объекты УПСВ-3 НГДУ«Мамонтовнефть» оснащены необходимыми системами автоматизации производства,многоуровневыми системами блокировок и предохранительных устройств,срабатывающих при возникновении аварийных ситуаций, вентиляционными системами исистемами постоянного контроля воздушной среды, планами действия персонала ваварийной ситуации, а также обеспечены резервом технологического, энергетическогооборудования и материалов, обеспечивающих локализацию аварий, пожаров,загазованности и восстановлению устойчивой работы объекта, что исключаетнеобходимость постоянного пребывания персонала на опасном объекте и взначительной степени обеспечивает безопасность эксплуатации опасныхпроизводственных объектов.
Таблица 15
Санитарно-гигиенические условия трудаНаименование производственного помещения
Нефтяная
насосная
Оператор
ная Водяная насосная Блок реагентного хозяйства
Компресс
сорная
Объем помещения, м3
Характеристика тяжести работы
Теплый период года
84,2
средняя
180 дней
144,0
средняя
180 дней
96,4
средняя
180 дней
11,88
тяжелая
180 дней
101,6
средняя
180 дней
Температура, оС факт
норма
20
18-27
22
20-28
20
18-27
20
18-27
20
18-27
Относительная влажность воздуха, %
Факт
норма
48
15-75
43
15-75
51
15-75
45
15-75
43
15-75
Скорость движения воздуха, м/с
Факт
норма
0,5
0,5
отсутствует
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5 Тип системы вентиляции вытяжная отсутствует вытяжная вытяжная отсутствует
Естественное освещение
Площадь световых проемов, м2
норма
факт
3,84
0,10
0,10
0,48
0,02
0,02
Искусственное освещение, лк
Норма
Факт
150
200
200
299,7
150
180
150
110
150
119,98
Отопление
Теплоноситель и его параметры
Система отопления
вода
t- 50-80°С
р- 4,5кгс/см2
водяное
отопление
вода
t-50-80°С
р-4,5кгс/см2
водяное
отопление
вода
t-50-80°С
р-4,5кгс/см2
водяное
отопление
эл/энергия
t-50-80°С
электрическое
отопление
вода
t-50-80°С
р-4,5кгс/см2
водяное
отопление
8.1.3 Электробезопасность и молниезащита
На предприятиях нефтеперабатывающей и нефтехимическойпромышленности широко применяют различные электрические установки.Электроустановки эксплуатируются как на открытых площадках, так и в помещенияхс большой влажностью и повышенной температурой воздуха. Для защиты людей отпоражения электрическим током в производственных условиях, из-за повреждения(пробоя) изоляции токоведущих проводников, принимают следующие защитные меры:заземление, пониженное напряжение, защитное разделение сети, зануление,контроль и профилактику повреждений изоляции и индивидуальные средства защиты.
8.1.3.1 Электроснабжение
По обеспечению надёжности электроснабжения, к I категории относятся:
— насосы системы ППД;
— насосы внешнего транспорта нефти;
— щитовые КИПиА;
— вентсистема подпора воздуха операторной;
— охранное освещение.
К II категории понадёжности электроснабжения относятся:
— водозаборные сооружения;
— электрообогрев бытовых помещений.
Остальные потребители относятся к III категории.
Надёжность электроснабжения обеспечивается:
— наличием двух независимых источников питания (двух секций35 кВ на ПС 35/6кВ);
— питанием высоковольтных насосов внешнего транспорта отразных секций 6 кВ двух трансформаторных подстанций 35/6 кВ;
— питанием потребителей 0,4 кВ от разных секций 0,4 кВ двухтрансформаторной подстанции 6/0,4 кВ, запитанных от разных секций 6 кВ двухтрансформаторной подстанции 35/6 кВ.
8.1.3.2 Молниезащита и заземление
Здания и сооружения, относящиеся ко II категории, защищены от прямых ударов молнии, вторичныхпроявлений молнии и заноса высокого потенциала через наземные и подземныекоммуникации.
Наружные установки, относящиеся к III категории, защищены от прямых ударов молнии ивторичных проявлений молнии.
Защита от прямых ударов молнии на проектируемом объектеосуществляется:
— использованием в качестве молниеприёмника металлическойкровли здания;
— установкой стержневых молниеотводов на газоотводных идыхательных трубах.
Защита от вторичных проявлений молнии на проектируемой УПСВосуществляется:
— присоединением металлических корпусов всего оборудования иаппаратов к заземляющему устройству;
— соединением перемычками через каждые 30 м трубопроводов и других металлических конструкций в местах их сближения на расстояние не менее10см.;
— во фланцевых соединениях должна быть обеспечена нормальнаязатяжка не менее 4 болтов на каждый фланец.
Защита от заносов высокого потенциала осуществляется путёмприсоединения ближайшей опоры коммуникаций, а так же всех коммуникаций на вводев здание или сооружение к заземляющему устройству.
В качествезаземляющих устройств используются как естественные, так и искусственныезаземлители:
— естественные заземлители — металлические и железобетонныеконструкции зданий и сооружений, находящихся в соприкосновении с землёй;
— искусственные заземлители — вертикальный (сталь уголок35x35x4, длина 3м) и горизонтальный (сталь сечением 4x40 мм2).
8.1.3.3 Расчёт зоны защиты молниеотвода
Зона защиты молниеотвода — это часть пространства, внутрикоторого здание, сооружение защищено от прямых ударов молнии с определеннойстепенью надёжности. Зона защиты типа А обеспечивает надёжность 99,5%, зоназащиты типа Б — 95%.
Тип зоны защиты определяется исходя из ожидаемого количества(N) поражений молний в год зданий исооружений. Подсчёт ожидаемого количества N поражений молний в год производитсяпо формулам:
для сосредоточенных зданий и сооружений (дымовые трубы,вышки, башни)
N = 9 π h 2 n 10-6
для зданий и сооружений прямоугольной формы
N = ( ( S + 6h) (L + 6h) -7,7 h 2) n 10-6 ,
где h-наиболыпаявысота здания или сооружения, м;
S, L-соответственно ширина и длина зданияили сооружения, м;
n-среднегодовое число ударов молнии в 1 км. земной поверхности (удельная плотность ударов молнии в землю) в месте нахождения здания илисооружения.
Для зданий и сооружений сложной конфигурации в качестве S и L принимаются ширина и длина наименьшего прямоугольника, вкоторый может быть вписано здание или сооружение в плане.
Для произвольного пункта на территории РФ удельная плотностьударов молнии в землю и определяется исходя из среднегодовой продолжительностигроз в часах;
Для Тюмени среднегодовая продолжительность гроз, от 40 до 60ч., удельная плотность ударов молнии п = 4 в год на 1 км2.
Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода.
Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h представляет собой круговой конус,вершина которого находится на высоте h0
Зона защиты одиночных стержневых молниеотводов высотой h
Зона А: h0=0,85*h; r0=(1,1-0,00222*h)*h;
rx=(1,1-0,002*h)(h-hх /0,85).
Зона Б: h0=0,92*h; r0=l,5*h;
rx=l,5(h-hx/0,85).
Для зоны Б высота одиночного стержневого молниеотвода приизвестных значениях hx и hr может быть определена по формуле:
h=(rx+l,63hx)/l,5
Резервуарные парки с ЛВЖ по устройству молниезащиты относятсяко II категории и подлежат защите на всейтерритории РФ, а молниеотводы предусматриваются с зонами защиты типа Б.
Для отдельных резервуаров, их групп или резервуарного парказа величину S и L следует принимать стороны прямоугольника, в котором могутбыть вписаны все резервуары. Величина защитного уровня hx для резервуарных парков принимаетсяс учётом, а высота зоны взрывоопасности над крышей -5м (hx=H+5).
Исходные данные:
Рассчитать необходимую высоту одиночного стержневогомолниеотвода для защиты резервуара вертикального стального (РВС) ёмкостью 2000м3,L=S=15,18м.,
hх=15+5=20м..
Расчёт: как, указывалось выше РВС-2000 по устройствумолниезащиты, относится ко IIкатегории.
Число возможных воздействий молний по формуле (14):
N=((15,18+6*20)(15.18+6*20)-7,7*20)*4*10-6 = 0,000465
Принимаем зону типа Б и определяем высоту молниеотвода поформуле (15):
h = (8,93+1,63*20)/1,5 = 27,69м
где гх-радиус зоны защиты на высоте hх=20м
гх = 0,5 + ((S+l)2 + (L/2)2)1/2 =0,5((15,18 +1)2 + (15,18/2)2)1/2=8,93 м
Вывод: необходимая высота молниеотвода 27,69 м /18,19 /.
8.2 Экологическая оценка проекта
8.2.1 Характеристика объекта в части выбросов загрязняющихвеществ в атмосферу
При эксплуатацииопасных производственных объектов загрязнение атмосферы происходит в результатевыделения:
— легких фракций углеводородов из-за разгерметизациитехнологического оборудования (скважины, сепараторы, емкости, насосы);
— продуктов сгорания попутного нефтяного газа (факел,котельная);
— небольшого количества легких фракций химических реагентов(ингибиторы коррозии, деэмульгаторы).
Кроме этого, на всех стадиях работ на УПСВ в атмосферу будутвыделяться загрязняющие вещества от передвижного транспорта.
При эксплуатации технологического оборудования по подготовкинефти через не плотности запорно-регулирующей арматуры и дыхательные клапаныемкостей выделяется небольшое количество легких углеводородов.
При сгорании газа на факеле будут выделяться в атмосферу:оксиды азота и углерода, сажа, углеводороды и бенз(а)пирен.
При эксплуатации автомобильного транспорта выбрасываются ватмосферу вредные вещества: оксиды азота, углерода и серы, сажа, углеводороды,соединения свинца.
В проекте нормативов предельно допустимых выбросов для УПСВ-3НГДУ «Мамонтовнефть» ОАО «Юганскнефтегаз» расчетным путем определен уровеньзагрязнения атмосферного воздуха вредными веществами, содержащимися в выбросахпредприятия. Определена санитарно-защитная зона и величина предельно-допустимыхи временно-согласованных выбросов вредных веществ в атмосферу./21/
В результате проведенной работы установлено:
• предприятие выбрасывает в атмосферу следующие загрязняющиевещества окислы азота, метан, углеводороды, окись углерода, сажа, бенз(а)пирен,оксид железа, марганец и его соединения, кремний, фтористый водород, фториды, металлическая и абразивная пыль,древесная пыль.
• валовые выбросы вредных веществ в атмосферу по УПСВ-3 НГДУ«Мамонтовнефть» составляют 893,924 тонн в год.
По УПСВ представлено 243 основных источников выбросовзагрязняющих веществ в атмосферу. /22/
Рассматриваемое предприятие относится ко II категории опасности.
В результате проведенных расчетов определено, что данноепредприятие выбрасывает 13 наименований загрязняющих веществ. Переченьзагрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу данным предприятием представленыв таблице 16 .
Приведенные в таблице 1 коды, ПДК, классы опасности взятысогласно /23/, перечня используемой литературы.
Таблица 16
Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу. № п/п Код Наименование вещества Класс опасности ности
пдк
м.р.
мг/м3
пдк
с.с
мг/м3
ОБУВ
мг/м3 Валовый выброс т/год 1 2 3 4 5 6 7 8 1 0123 железа оксид 3 0,04 0,00241 2 0143 марганец и его соединения 2 0,01 0,001 0,00021 3 0301 азота диоксид 2 0,085 0,04 5,749 4 0328 сажа 3 0,15 0,05 70,072 5 0337 углерода оксид 4 5,0 3,0 588,649 6 0342 фтористый водород 2 0,02 0,005 0,00019 7 0343 фториды 2 0,03 0,01 0,00162 8 0410 метан 50 95,767
9 аименование
вещества
Класс опасности
Стационарные источники, т/год
Передвижные источники, т/год
Оксид углерода
4
11633,126
0,240017
Пыль неорган.
3
0,00043
-
Марганец и его оксиды
2
0,0026
-
Фтористый водород
2
0,00034
-
Фториды
2
0,00137
-
Оксид железа
3
0,01052
-
Диоксид азота
2
142,487
1,3926
Углеводороды
4
5885,04
0,033699
Сажа
3
1394,12
0,006767
Бенз(а)пирен
1
375,4*10-8
-
Оксид серы
-
0,003687
Свинец
-
0,000027
9 0703 бенз(а)пирен 1 0,1х10-5 1,87х10-7 10 2754 углеводороды (предельные) 4 1,0 131,50 11 2908 окись кремния (SiO2 70-20%) 3 0,3 0,1 0,00016 12 2930 абразивная и металлическая пыль 0,04 0,0126 13 2936 пыль древесная 0,1 2,145 ИТОГО: 893,924
8.2.1.1 Расчетмаксимальных и валовых выбросов вредных веществ от источников загрязненийУПСВ-3.
(Источник № 1).
ОБЪЕКТ – Факел-1
Параметры факельной установки.Высота: 22 м Диаметр: 0,325 м Скорость: 0,339 м/с Объем: 13,502 м3/м3 Температура: 1773оС
Исходные данные:
Объем газа, сжигаемого на факеле и течение года — 1 821 500 м3;
Продолжительность работы факела втечение года — 8760ч;
Температура попутного газа -20°С;
Плотность попутного газа -0,952 кг/м3;
Диаметр устья факельной установки -0,325 м;
Высота трубы факельной установки -22м;
Температура воздуха -21,7 град, С;
Атмосферное давление — 760 мм. рт. ст.;
Относительная влажность воздуха — 60 %.
/24/
Расчет максимального расхода продуктов горения, покидающихфакельную установку.
Wv= 1 821 500/8760 /3600 = 0,058 м3/с;
Wпр = 0,058 х13,502 х [( 273 + 1773 ) /273] = 5,870 м3/с;
Расчет параметров факельной установки, как потенциальногоисточника загрязнения атмосферного воздуха.
Длина факела:
Lф = 5,3 х0,325 x√l773/296 x√(1 + 12,021)х(1+12,021 х 1,1907/0,962)=24,8 м;
Расчет высоты факельной установки:
Нв = 22+ 24,8 = 46,8м
Расчет диаметра факельной установки:
Dф = 0,189 x24,8 = 4,7 м.
Проверка выполнения условий бесссажевого горения попутногогаза на факельной установке.
Расчет средней скорости поступления к атмосферу продуктовсгорания (ПНГ)
Vист = 1,274х 5,87/ 4,72 = 0,339 м/с
Условие бессажевого горения: Vист > 0,2 х U3B
Vист ист=0,339 м/с 0,2 х U3B = 73,73
Так как 0,339
Расчет максимальных и валовых выбросов вредных веществ.
Wv = 0,058 м3/с.
Wg = 217,778 кг/ час.
Расчетмаксимальных и валовых выбросов вредных веществ.
Для оценок мощности выбросов метана, оксида углерода и оксидаазота (в пересчете на диоксид азота) при сжигании попутного газа используютсяопытные значения удельных выбросов на единицу массы сжигаемого газа-g., представлены в таблице 17
Опытные значения удельных выбросов на единицу массысжигаемого газа
Таблица 17Наименование выбросов (gj) СО 0,25 NO2 0,002 Сажа 0,03 Бенз(а)пирен 8x10-11
Вредные вещества при сжигании попутного газа также образуютсяза счет недожига газа. Коэффициент недожига газа определяется эксперементальнодля факельных установок определенной конструкции, или принимается равным 0,0006при бессажевом сжигании и 0,035 в противном случае.
Удельные выбросы углеводородов (в пересчете на метан),определяются по формуле:
(уд. выброс) = 0,01 х (коэф.недожига) х (массовая доля в %).
Компонентный состав попутного газа приведен в таблице 18 .
Таблица 18компонент СН4 С2Н6 СЗН8 iC4H10 nС4Н10 С5Н12 С6+ СО2 Сумма % масс. 52,8 9,87 20,37 8,0 6,78 1,81 0,23 0,14 100 0.01*0,035*(%масс.) 0,018 0,003 0,007 0,003 0,002 0,001 0,0001 0,0001 0,034
Максимальные выбросы:
Wgi = 0,278 х gi x Wg (г/сек)
где Wg — массовый расход сбрасываемого на факельной установке газа (кг/час);
Wg = 3600 х Wv x pr,
где Wv — объемный расход газа (мЗ/сек) = к-во сож.газа: 365: 24: 3600 = мЗ/сек
Валовые выбросы вредных веществ за год:
М = 0,001 х qi x Wq x t,
где t — продолжительность работы факельной установки в течение года, час.
Максимальные и валовые выбросы вредных веществ, представленыв таблице 19.
Максимальные и валовые выбросы вредных веществ (источник №1).
Таблица 19Компонент СО NО2 Сажа Бенз(а)- пирен Метан G, г/сек 15,136 0,121 1,816 0,048х10-7 2,482 М, т/год 476,934 3,815 57,232 1,526х10-7 78,217
(Источник № 2).
ОБЪЕКТ – Факел-2
Исходные данные:
Объем газа, сжигаемого на факеле и течение года – 403 000 м3;
Продолжительность работы факела втечение года — 456ч;
Температура попутного газа -20°С;
Плотность попутного газа -0,952 кг/м3;
Диаметр устья факельной установки -0,5 м;
Высота трубы факельной установки -35м;
Температура воздуха -21,7 град, С;
Атмосферное давление — 760 мм. рт. ст.;
Относительная влажность воздуха — 60 %.
Максимальные и валовые выбросы вредных веществ (источник №2)
Таблица 20 Компонент СО NО2 Сажа Бенз(а)- пирен Метан G, г/сек 65,24 0,52 7,83 0,21х10-7 10,70 М, т/год 107,01 0,86 12,84 0,34х10-7 17,55
Параметры факельной установки.Высота: 35 м Диаметр: 0,5 м Скорость: 0,62 м/с Объем: 13,502 м3/м3 Температура 1773оС
(Источник № 3).
ОБЪЕКТ – Котельная
Исходные данные:
Котельная работает на газовом топливе.
284,0 тыс.м3 — расход топлива за год (m)
38,2 тыс.м3 — расход топлива за самый холодныймесяц (mх)
1 дымовая труба ( N )
Удаление продуктов сгорания в атмосферу производится через
1 дымовую трубу диаметром 400 мм и высотой 16 м (котел МЗК).
Расчет выбросов загрязняющих веществ, при сжигании топлива вкотельных проведен по методике /25,26/, согласно перечня используемойлитературы.
Формулы, использованные в расчетах:
Валовый выброс оксида углерода:
Мсо=0,001 х Ссо х m (l-q1/100), т/год
Cco=q2 х R х Q,кг/тыс.м3
Максимально разовый выброс оксида углерода:
G=(Cco х mx (1 –q1/100) x 103):(d х 24 х 3600), г/сек
Валовый выброс диоксида азота:
МNO2= 0,001 х m х Q x kno2, т/год
Максимально разовый выброс диоксида азота:
G=(mx х Q х Кж>2 х 103):(d х 24 х 3600), г/сек
Объем уходящих газов:
V= ((Vr х m х 103):(N х Т х 24 х 3600)) х ((273+ t):273), м3/сек
где: m — расход топлива за год, тыс.м3
тх — расход топлива за самый холодный месяц, тыс.м3
Q — низшая теплота сгорания натурального топлива, Мдж/кг
q1 — потеритеплоты вследствие механической неполноты сгорания топлива; 0,5%
q2 — потеритеплоты вследствие химической неполноты сгорания топлива; 0,5%
R – коэффициент (для газа — 0,5)
KNO2 — параметр,характеризующий количество оксидов азота, образующихся
на 1 ГДж тепла; 0,09 кг/ГДж
t — температура дымовых газов, 175 град.С
Vг — суммарный объем дымовых газов; 12,58
Т — количество рабочего времени котельной за год, 257 суток
N — количество дымовых труб
d — количество дней в самом холодном месяце, 31
Валовый выброс оксида углерода:
Ссо=0,5x0,5x42,04=10,51
Мсо= 0,001 х 10,51 х284,0 х (1- 0,5/100) = 2,982 т/год
Максимально разовый выброс оксида углерода:
Gco= 10,51 х 38,2 х (1- 0,5/100) х 1000 / (31 х 24 х 3600)= 0,149 г/сек
Валовый выброс диоксида азота:
МNO2= 0,001 х284,0x42,04 х 0,09= 1,0735 т/год
Максимально разовый выброс диоксида азота:
GNO2= (38,2 х42,04 х 0,09 х 1000) / (31 х 24 х 3600)= 0,0535 г/сек
Объем уходящих газов:
V= (12,58 х 284,0 х 1000)/(1 х 257x24 х 3600) х (273 + 175)/273= = 0,2641м3/сек
/24/
(Источник №4).
ОБЪЕКТ – Сепаратор нефтяной
Исходные данные:
Вещества в аппарате находятся в жидкой фазе.
5,0 кг/см2 — давление в аппарате, Р
100 м3 — объем аппарата, V
1,6 — коэффициент Kv
4 шт. — количество аппаратов
Мув = 4/1,6 х (5,0 х 100)0,8 х 0,001 х 4 = 1,4427кг/час; 12,638 т/год; 0,4008 г/сек.
(Источник №5).
ОБЪЕКТ – Сепаратор газовый
Исходные данные:
Вещества в аппарате находятся в парогазовой форме.
5,0 кг/см2 — давление в аппарате, Р 100 м3 — объем аппарата, V
80,4 — средняя молекулярная масса паров вещества, Мп
25°С — ср. температура в аппарате
Мув = 0,037 х (5 х 100)0,8 х √80,4/298 =2,7867 кг/час; 24,4106 т/год, 0,7741 г/сек
(Источник №6).
ОБЪЕКТ – Насос центробежный
Исходные данные:
Вид уплотнения вала — сальниковое
2- количество уплотнений вала
4 — количество насосов, N
365 — количество рабочих дней
0,13 кг/час — удельный выброс углеводородов от одного насоса,
Мув = 0,13x24x365x4 х 103 = 4,555 т/год; 0,1444г/сек.
(Источник №7).
ОБЪЕКТ – Отстойник
Исходные данные:
2,5 кг/см2 — абсолютное давление в аппарате, Р
200 м3 — объем аппарата, V
1,6 — коэффициент Kv
6 — количество отстойников
Мув = 4/1,6 (2,5 х 200)0,8 х 0,001 х 6 = 2,1640кг/час; 18,957 т/год, 0,6011 г/сек
(Источник № 8).
ОБЪЕКТ – Накопитель подтоварной воды
Исходные данные:
15 198,5 м3/сут — производительность резервуаровУПСВ, Q
3 шт. — количество накопителей
Мув = 0,0416 х15 198,5 (0,37 х 1,064 + 1 х 4 х 0,801 х 103+ 1 х 0,006)=
= 2,54847 кг/час; 22,293 т/год; 0,7079 г/сек
2 накопителя на 5000 м3 — аварийные.
(Источник № 9).
ОБЪЕКТ – емкость
Исходные данные:
1,0 кг/см2 — абсолютное давление в аппарате, Р
20 м3 — объем аппарата, V
2,3 — коэффициент Kv
3 — количество аппаратов
Мдр = 4/2,3 х (1,0 х 200)0,8 х 0,001 х 3 = 0,0570кг/час; 0,4993 т/год, 0,0158 г/сек
(Источник № 10).
ОБЪЕКТ – конденсатосборник
Исходные данные:
0,1 кг/см2 — абсолютное давление в аппарате, Р
20 м3 — объем аппарата, V
2,3 — коэффициент Kv
2 — количество конденсатосборников
Мув= 4/2,3 х (0,1 х 20)0,8х 0,001 х 2 =0,0060 кг/час; 0,0526 т/год, 0,0 017 г/сек
(Источник № 11).
ОБЪЕКТ – кусты скважин
Исходные данные:
1,0 кг/см2 — абсолютное давление в аппарате, Р
3 м3 — объем аппарата, V
2,3 — коэффициент Kv
30 — количество аппаратов
Мдр = 4/2,3 х (1,0 х 3)0,8 х 0,001 х 30 = 0,1250кг/час; 1,0941 т/год 0,0347 г/сек
(Источник № 12).
ОБЪЕКТ – кусты скважин
Исходные данные:
0,5 м3 — объем сепаратора замерной установки,
V 10 кг/см2 — абсолютное давление в сепараторе замернойустановки, Р
1,6 — коэффициент Kv 30 — число сепараторов зам. уст.
153 шт.- всего добывающих скважин, в том числе:
152 шт. — фонтанных и ЭЦН
1шт -ШГН
Общие выбросы от кустов скважин:
Мкс=325x152x0,0001 +234х1х0,0001 +4/1,6 (10 х 0,5)0,8х 30 х 0,001 + Мдр=
= 5,3598 кг/час; 46,952 т/год, 4888 г/сек /27,28,29/
8.2.2 Расчёт платы за выбросы загрязняющих веществ ватмосферу
При реконструкции и эксплуатации УПСВ предполагается выбросвредных веществ в атмосферу от эксплуатируемого оборудования.
Среднегодовая плата за выбросы в атмосферу загрязняющихвеществ от стационарных и передвижных источников, рассчитана согласно«Базовым нормативам платы за выбросы, сбросы загрязняющих веществ вокружающую природную среду и размещение отходов» с учетом коэффициентаинфляции на 2003 г.
Плановый годовойразмер и порядок платы (с разбивкой по кварталам) определяетсяприродопользователем, утверждается руководителем предприятия и главнымбухгалтером и согласовывается с территориальными органами Министерства охраныокружающей среды и природных ресурсов Российской Федерации.
Все типы сточных вод предполагается использовать в закрытойсистеме сбора и откачки жидкости УПСВ и, поэтому плата за сброс загрязняющихвеществ в водные объекты не рассчитывается.
Послеввода объектов предприятия в эксплуатацию должны быть разработаны «Том попредельно допустимым выбросам вредных веществ в атмосферу» и «Проект лимитовразмещения отходов».
Размер платы предприятия за выбросы вредных веществ ватмосферу определен согласно Инструктивно-методическим указаниям по взиманию платыза загрязнение окружающей природной среды /30 /.
Плата за выбросы загрязняющих веществ (ПДВ или ВСВ)определяется путем умножения соответствующих ставок платы на величину массывыброса и суммирования полученных произведений по видам загрязняющих веществ поформуле:
П' = Cni1x Mi1x Кэ х Ки, руб
где Cni1 — ставка платы за выброс 1 тонны i-загрязняющего вещества в пределах
допустимых выбросов (ПДВ или ВСВ), руб;
Mi1-фактический выброс одного загрязняющего вещества (ПДВ или ВСВ), т;
Кэ — коэффициент экологической ситуации и экологическойзначимости атмосферы в данном регионе;
Ки -коэффициент инфляции на данный период времени посравнению с 1992 годом.
Плата за допустимые выбросы загрязняющих веществ отпередвижных источников определяется по формуле:
П111 = Yi х Тiх Кэ х Ки, руб
где Yi — удельная плата за допустимые выбросы загрязняющих веществ,
образующихся при использовании 1 тонны i-го вида топлива, руб;
Тi-количество i -го видатоплива, израсходованного передвижными источниками за период, т.
Расчет платы за выбросы вредных веществ от проектируемогооборудования приведен в табл. 18.
Эксплуатационные затраты на охрану окружающей среды иобеспечение безопасности работ составляют значительную долю годовыхэксплуатационных затрат.
Они включают:
— плату за использование природных ресурсов;
— плату за загрязнение природной среды, выбросы и сбросызагрязняющих веществ, отходы производства;
— обучение персонала безопасным методам ведения работ,внедрение безопасных методов работы;
— стоимость обслуживанияоборудования, установок, сооружений природоохранного назначения;
— приобретение оборудования по локализации и ликвидацииаварий, обучение и содержание бригады по ликвидации последствий аварийныхситуаций;
— усилия, затрачиваемые на расследование всех чрезвычайныхпроисшествий, с целью предотвращения их повторения;
— исследовательские работы природоохранного характера;
-мониторинг окружающей среды;
-услуги консультантов по подготовке отчетов о состоянииокружающей среды.
8.2.3 Размеры санитарно-защитной зоны с учётом розы ветров
Согласно санитарной классификации предприятий СН 245-71 /31/ предприятиепо добыче нефти с малым содержанием летучих углеводородов относится к 3 классу.Минимальный размер санитарно-защитной зоны, используемый для расчетов рассеиваниязагрязняющих веществ в атмосфере, для проектируемой УПСВ равен 300 метрам.
Роза ветров для метеостанции Пыть-Ях приведена в табл. 19.
Повторяемость направлений ветра по румбам изменяется от 5% посеверо-восточному направлению до 20% по южному направлению.
Полученные результаты расчетов рассеивания вредных веществ ватмосфере показали, что концентрации всех вредных веществ будут менее ПДК награнице СЗЗ объекта, поэтому размер СЗЗ не корректируется.
Таблица 22
Метеорологические характеристики и коэффициенты
Метеорологические
характеристики
Коэффициенты
Обоснование Коэффициент, зависящий от стратификации атмосферы, А 200 ОНД-86 / 26 / Коэффициент учета рельефа местности 1 ОНД-86
Средняя температура воздуха в 13 часов
наиболее жаркого месяца, град. С 21,7 СНиП 2.01.01-82 /27/
Скорость ветра, повторяемость которой
составляет 5%,U*, м/с 11
Справочник по климату
СССР / 28 / Среднегодовая роза ветров, % С 11 СВ 8 ЮВ 9 Ю 10 ЮЗ 18 З 21 СЗ 11 В 7 Штиль 8
8.2.4 Мероприятия по предотвращению и уменьшению аварийных выбросов
В целях предупреждения загрязнения атмосферного воздуха наУПСВ предусмотрен ряд мероприятий по предотвращению аварийных выбросов вредных
веществ в атмосферу:
— полная герметизация системы сбора и транспорта нефти;
— стопроцентный контроль швов сварных соединенийтрубопроводов;
— защита оборудования от коррозии;
— оснащение предохранительными клапанами всей аппаратов, вкоторых может возникнуть давление, превышающее расчетное, с учетом требований «Правилустройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением»;
— испытание трубопроводов и оборудования на прочность игерметичность после монтажа;
— сброснефти и газа с предохранительных клапанов аппаратов в аварийные емкости или нафакел;
— перед остановкой оборудования на ремонт предусмотрен сбросгаза на факел, жидкости из аппаратов в дренажные емкости;
— эксплуатация объекта с высокой степенью автоматизации;
— на факельной линии предусмотрен конденсатосборник, чтоисключает выбросы жидких углеводородов на факел.
8.2.5 Мероприятия по снижению шума
В ходе реконструкции УПСВ-3 будет использоваться строительнаяи землеройная техника: самосвалы, экскаваторы, трактора и т.д.
Шум от работающей техники ориентировочно может составить 116дБА, при нормальной работе УПСВ уровень шума значительно ниже.
В условиях строительства уровни шума, наиболее приближенные куровням, характерным для условий природной среды (35дБА), будут наблюдатьсялишь на удалении около 1,5 км от строительной площадки.
Мероприятия по снижению шума:
— все оборудование, при работе которого возможен шум, будетоснащено специальными средствами для снижения уровня шума;
— все промысловые объекты размещаются не ближе 10 км от постоянных жилых мест;
— в ходе эксплуатации объекта периодически определяетсяуровень шума и при необходимости принимаются дополнительные меры позвукоизоляции установок и всего оборудования.
8.2.6 Оценка воздействия на поверхностные воды
8.2.6.1 Оценка возможных путей загрязнения поверхностных вод
Воздействие наповерхностные воды, связанное с функционированием проектируемых объектов, можетпроявляться в двух направлениях: первое- истощение водных объектов, второе — ихзагрязнение.
Первое направление воздействия обусловлено забором воды изводных объектов на производственные нужды.
Второе направление возможного воздействия на водные ресурсыможно разделить на две группы: механическое и химическое.
Механическое воздействие предполагается в виде возведениянасыпных оснований под площадки.
Химическое воздействие может быть обусловлено попаданиемнефтепродуктов и других загрязняющих веществ в водотоки от:
— аварийных разливов нефти при авариях на трубопроводах ирезервуарах для хранения нефтепродуктов;
— атмосферныхосадков, загрязненных выбросами от факела и другого оборудования (сажа, оксидыазота и углерода);
— неорганизованных свалок для хранения отходов;
— неорганизованных сбросов производственных сточных вод.
При нормальнойэксплуатации сооружений на УПСВ попадание загрязняющих веществ в водотокиисключается.
На УПСВ эксплуатируются только внутриплощадочныетрубопроводы, поэтому воздействие на окружающую среду при авариях будетограничено пределами площадок.
8.2.6.2 Водоотведение
Сброс сточных вод УПСВ в поверхностные водоемы неосуществляется, так как существует закрытая система промышленной канализации. Всвязи с выше указанным расчет предельно-допустимого сброса очищенных сточныхвод не проводится.
Все сточные воды,образующиеся в процессе эксплуатации оборудования поступают в систему ППД илина ЦППН.
8.2.6.3 Характеристика возможных изменений состояния водныхобъектов при эксплуатации УПСВ
Возможные проливынефти и химических реагентов при ремонтных и регламентных работах на технологическомоборудовании УПСВ происходят на бетонированные площадки и направляются вемкости для сбора пром.-ливневых стоков, утечки от насосов по системеканализации направляются в те же емкости.
Загрязнение почвы на площадке УПСВ возможно вследствие утечекчерез фланцевые соединения находящихся на площадках трубопроводов.
При нормальной эксплуатации сооружений УПСВ попаданиезагрязняющих веществ в водотоки исключается, наибольшую опасность представляютнарушения герметичности системы сбора и транспорта нефти, вследствие чего могутпроизойти аварийные разливы нефти.
На УПСВ рассматриваются только нефтепромысловые сооружения,расположенные на промышленной площадке, а также внутриплощадочные трубопроводы,поэтому воздействие на окружающую среду при авариях на установке будетограничено пределами площадок.
8.2.7 Оценка воздействия на почвенно-растительный покров игрунты
8.2.7.1 Характеристика воздействия на почвенный покров игрунты
Необходимо выделить несколько видов воздействия на земельные ресурсы(почвы и грунты) при строительстве и эксплуатации проектируемых сооружений:
— прямое воздействие, заключающееся в изъятии земель подобъекты нефтепромысла;
— механическое воздействие, связанное с вертикальнойперепланировкой рельефа, перемещением грунтов, снятием верхнегопочвенно-растительного слоя,
— процессами, происходящими при строительстве, а такжеэксплуатацией транспортных средств. На территориях с нарушениями почвенногослоя развиваются процессы ветровой и водной эрозии почв, приводящие кдеградации природных ландшафтов;
— засорениетерритории порубочными остатками, строительным мусором, отходами производства;
— химическоезагрязнение почв, происходящее при утечках жидкостей в процессе эксплуатацииобъектов и транспорта, при аварийных разливах. Загрязняющими почву веществамиявляются: химические реагенты, нефть, горюче-смазочные материалы,минерализованная вода, сточные воды, отходы.
8.2.7.2 Характеристика нарушений рельефа
При реконструкции УПСВ по данному проекту предполагается кизъятию для нужд строительства 0,05 га земельных угодий, в т.ч. 0,05 га в постоянное пользование.
Из приведенных данных следует, что почвенно-растительныйпокров будет так или иначе нарушен на площади около 0.05 га.
Механическоевоздействие, связанное с вертикальной перепланировкой рельефа, характеризуетсяследующими факторами:
— нарушение напочвенных покровов — растительного и снежного(их удаление или уплотнение);
— подсыпка грунта при вертикальной планировке площадок.
Перепланировка поверхности территории заключается в отсыпкеплощадки для размещения трубопровода и узла врезки. Высота отсыпки взависимости от ландшафта и дренированности не превышает 0,5 м. Создание таких мало амплитудных антропогенных образований с указанными выше величинами неприведет к активизации инженерно-геологических процессов и деградации на этойоснове почвенно-растительного слоя территории.
Сброс на рельеф отходов при эксплуатации оборудования непредусматривается.
8.2.8 Оценка воздействия на недра и подземные воды
8.2.8.1 Анализ возможного воздействия на недра и подземныеводы
Характерной особенностью нефтегазодобывающего производстваявляется опасность его продукции, т.е. добываемой нефти и газа, с точки зренияпожароопасности, для всех живых организмов опасна по химическому составу.Загрязнение недр и подземных вод может происходить:
— в результате фильтрации нефти и загрязненных вод стерритории площадок;
— с закачиваемой водой для системы ППД.
Возможностьзагрязнения подземных вод определяется особенностями литологии и мощностьюпокровных отложений, глубиной залегания грунтовых вод.
Грунтовые воды на участке месторождения, воспринимающиеосновную тяжесть техногенного воздействия, не защищены от загрязнениявследствие близкого залегания уровня (не более 2.5 метров) и отсутствия в зоне аэрации выдержанного горизонта слабопроницаемых пород. Широкоераспространение болотных ландшафтов на рассматриваемой территории обуславливаетинтенсивный слабостоковый инфильтрационный тип водообмена, благоприятствующийбыстрому проникновению загрязняющих веществ в нижние горизонты.Установкапредварительного сброса воды №3 представляет собой закрытую систему сборажидкости. Кроме того, в технологическом процессе предусмотрена полнаяутилизация отходов производства.
Герметизациятехнологического оборудования является основным требованием мероприятий поохране окружающей среды. Эти требования выполнены на ТВО (трубоводоотделение) ив полном объеме вся система трубопроводов герметично связана с системой УПСВ-3.
Для предотвращения загрязненияокружающих земель от разливов нефтепродуктов и подтоварной воды, в случаеразгерметизации резервуаров, предусмотрено обвалование резервуарного парка.Высота обвалования выдерживается таким образом, что бы весь объем разлившейсяжидкости оставался на территории парка. Для сбора жидкости в резервуарном паркеиспользуется «хлопуша», связанная с емкостью сбора и откачки промышленных иливневых стоков.
Для обеспечения изоляции верхних водоносных горизонтов иисключения загрязнения подземных вод и недр на УПСВ предусмотрено:
— применение экологически малоопасных химических реагентов;
— сбор, очистка и использование в системе ППД всехзагрязненных стоков.
На состояние подземных вод при эксплуатации УПСВ также будутоказывать влияние:
— забор воды из артезианских скважин для производственноговодоснабжения объектов;
— сброс сточных вод.
В качестве источников производственного водоснабжения УПСВиспользуются подземные воды ефремовского горизонта. Потребность в воде приэксплуатации объекта 183,5м3/год.
Для предотвращениязагрязнения и истощения подземных водоисточников при эксплуатации УПСВпредусмотрены следующие мероприятия:
— организован сбор поверхностных и аварийных, загрязненныхнефтью и химическими реагентами, стоков с территории площадок в емкости длясбора промливневых стоков;
— бетонирование и обвалование площадок размещениянефтепромыслового оборудования.
8.3 Чрезвычайные ситуации
8.3.1 Аварийные ситуации
Непосредственное воздействие на качество поверхностных водпри строительстве и эксплуатации объектов могут оказывать:
— перенос вредных веществ с загрязненных участков ливневыми италыми водами по ложбинам стока;
— перенос вредных веществ грунтовыми водами, питающими реки;
— прямые выбросы вредных веществ в водоемы.
Техническими решениямии организационными мероприятиями возможные воздействия на окружающую среду впроцессе строительства и эксплуатации сведены к минимуму. Проектные решенияобеспечивают надежную и безаварийную работу технологических объектов в течениевсего периода эксплуатации. Однако практика показывает, что полностью избежатьаварийные ситуации не удается.
Наибольшие воздействия на окружающую среду возникают приаварийных ситуациях на трубопроводах в результате нарушения ихгерметичности-разрыва трубы. При этом на почву и в воду возможно попаданиеперекачиваемых нефтепродуктов, отрицательно влияющих на развитие флоры и фауны.При неконтролируемом развитии аварии загрязнения могут быть значительными.
На УПСВ находятсятолько внутриплощадочные трубопроводы, поэтому при авариях на них воздействиена окружающую среду будет ограничено пределами площадок.
8.3.2 Противопожарные мероприятия
На площадке УПСВ основными противопожарными и токсичнымивеществами, применяемыми в производстве, являются: нефть, попутный газ ихимические реагенты. Основные свойства этих веществ приведены в табл. 14.Характеристика объектов УПСВ по категориям и классам взрывопожарной и пожарнойопасности представлена в табл.20 .
Для обеспечения безопасных условий труда и производствапредусматриваются следующие мероприятия:
— технологическое оборудование установки герметично.Аппараты, в которых может возникнуть давление выше расчетного, оснащеныпредохранительными клапанами, выбранными с учетом требований «Правилустройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением».Сброс с предохранительных клапанов производится на факел или в дренажныеемкости;
— производственныйпроцесс установки автоматизирован. Управление процессом осуществляетсядистанционно из помещения операторной;
— при остановке наремонт предусмотрен сброс газа на факел. Жидкость из аппаратов сбрасывается вдренажные емкости;
— все оборудование снабжено площадками и лестницами для свободногои безопасного доступа обслуживающего персонала к арматуре и приборам КИП;
— для механизации ремонтных работ технологические блокиоборудованы грузоподъемными механизмами;
— в помещениях класса В-la установлены газоанализаторы, сблокированные с вытяжнойвентиляцией, которая включается при достижении концентрации взрывоопасной смеси20% от нижнего предела взрываемости. Включение вытяжной вентиляции возможно иручным способом, от выключателя, расположенного снаружи здания;
— предусмотренобогрев и теплоизоляция дренажных трубопроводов, трубопроводов сырого газа иконденсата;
— перед проведением ремонтных работ внутри оборудования итрубопроводов предусмотрена их промывка и пропарка;
— наружное технологическое оборудование установлено на площадках,оборудованных бордюрами, что позволяет избежать загрязнения грунта в случаеутечек из фланцевых соединений;
— для предотвращенияпролива нефти предусматривается обвалование резервуаров;
— для защиты от почвенной и атмосферной коррозиипредусмотрена антикоррозионная защита трубопроводов;
— для обеспечения более высокой надежности и безопасностиэксплуатации технологических трубопроводов в проекте приняты трубы из стали сулучшенными свойствами, повышенной коррозионной стойкости и хладостойкости.
8.3.3 Определение поражающих факторов вероятных чрезвычайныхситуаций и их воздействияна элементы объекта
8.3.3.1 Определение вероятных параметров ударной волны привзрыве газовоздушнойили паровоздушной смеси
При аварии в резервуарном парке количество газа q(t) или пара берётся: 30% от объёманаибольшего резервуара с бензином, 20% — с нефтью. При аварии на тубопроводе –до 20% вытекшей нефти и до 50% вышедшего газа. При аварии на автотранспорте — 4т бензина. При аварии на железной дороге — 10т бензина, 7т нефти. Величинадрейфа газовоздушного облака принимается равной 300 м в сторону предприятия.
При взрыве паро- и газовоздушной смеси выделяют зонудетонационной волны с радиусом R1 и зону ударной волны. Определяетсятакже: радиус зоны смертельного поражения людей (R см); радиус безопасного удаления (R бу), где R ф=5 кПа; радиус предельно допустимойвзрывобезопасной концентрации пара, газа Кпдвк /26/.
Давление во фронте ударной волны Рф2 в зонеударной волны определяют по таблице/19/
Избыточное давление в зоне детонационной волны определяетсяпо уравнению:
R=18,5*Q1/3, м (18)
Радиус зоны смертельного поражения людей определяется поформуле:
RCM=30*Q1/3, м (19)
где Q — количество газа, газа в тоннах;
R1 — радиус зоны детонационной волны;
R CM — радиус смертельного поражения людей.
8.3.3.2 Расчёт взрыва резервуара вертикального стальногоёмкостью 5000 м3 с нефтью
Определяем количество газа, выделившегося при взрыве:
Количество нефти в тоннах:
5000*875 = 4375000 кг. = 4375 т.
Тогда количество газа:
0,2 * 4375 = 875 т.
По формуле (18 ) определяем радиус зоны детонационнойволны:
R1=18,5*(875)1/3 = 173,00 м.
По формуле (19) определяем радиус зоны смертельногопоражения:
RCM=30 * (875)1/3 = 280,53м.
Расстояние от центра взрыва до операторной r2= 200 м., то r2/R1=200/173 = 1,16, тогда избыточное давление от центравзрыва до операторной Рф1 = 279 кПа /22/
Радиус безопасного удаления Rбу при Рф = 5 кПа /19 / определяем из соотношения r2/R1= 12м, где r2=R6y.
Тогда R6y= 12*173,0= 2076 м.
8.4 Оценка воздействия на окружающую среду от сооружений УПСВ
Реконструкция площадки УПСВ окажет незначительную техногеннуюнагрузку на окружающую среду и нанесет ущерб природным ресурсам: земельным,водным, лесным, охотничье-промысловым.
1.Проведенныерасчеты рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере показали, что на границеСЗЗ УПСВ концентрации всех загрязняющих веществ ниже ПДК.
2. Водоотведения вповерхностные водотоки нет, все сточные воды закачиваются в систему ППД или взакрытую систему транспорта нефти на ЦПС.
3. Реконструкция УПСВ окажет ограниченное влияние на лесныересурсы и практически не затронет интересы местного населения в отношениииспользования дикоросов.
4.Служба экологического мониторинга предприятия должнаосуществлять контроль за изменениями в геологической среде, за состояниемокружающей природной среды и за состоянием промысловых систем в пределахтерритории месторождения.
Вывод: результаты работы нефтедобывающих предприятий вЗападной Сибири показали, что наносимый природе ущерб невозможно компенсироватьникакими дорогостоящими мероприятиями. Поэтому основной природоохранной задачейпри хозяйственной деятельности на УПСВ является минимизация и предотвращениеущерба природной среде. Так как на УПСВ помимо ПДВ(предельно допустимыйвыброс), имеет место временно согласованный выброс (ВСВ) в большом количестве(табл.16), поэтому важным является решение о строительстве сооружений поутилизации попутного нефтяного газа, следовательно при выполнении проектов надальнейшее обустройство объекта УПСВ необходимо решить вопрос и запроектироватьсооружения для утилизации всего попутно добываемого газа.
Работы, связанные с охраной природы, хотя и носятэкономически затратный характер, тем не менее, внедрение новых мероприятий поохране окружающей среды могут дать экономичную выгоду предприятию. Это связанос тем, что при внедрении разработанной технологии существенно снижаются (а вряде случаев и полностью исключаются) штрафы за загрязнение природной среды.
Таблица 23
Характеристика объектов по категориям и классам взрывной,взрывопожарной и пожарной опасности
№
п/п
Наименование
объекта
Рабочая
среда
Вещества,
создающие опасность Степень опасности Класс взрывопожароопас-ности Категория пожаро-опасности Категория взрывоопасности, группа 1
Первая ступень
сепарации
смесь нефти
газа и воды
нефть,
попутный газ
взрывопожаро
опасность В -1 г А 2Т 3 2
Площадка
отстойников
смесь нефти
газа и воды
нефть,
попутный газ
взрывопожаро
опасность В -1 г А 2Т 3 3
Вторая ступень
сепарации
смесь нефти
газа и воды
нефть,
попутный газ
взрывопожаро
опасность В -1 г А 2Т 3 4
Насосная перекачки
нефти на ЦПС
смесь нефти
и газа
нефть,
попутный газ
взрывопожаро
опасность В -1 а А 2Т 3 5
Блок качества
нефти
смесь нефти
и газа
нефть,
попутный газ
взрывопожаро
опасность В -1 а А 2Т 3 6
Насосная уловлен-
ной нефти
смесь нефти
и газа
нефть,
попутный газ
взрывопожаро
опасность В -1 а А 2Т 3 7
Блок реагентного
хозяйства
Деэмуль
гатор.
пары органич.
веществ
взрывопожаро
опасность В -1 а А 2Т 3 8
Насосная перекачки
воды на БКНС
смесь воды
и газа попутный газ
взрывопожаро
опасность В -1 а А 2Т 3 9 Операторная отсутствует Д 10 Компрессорная воздух отсутствует Д 11 Пожарная водонасосная вода отсутствует Д
Установкапредварительного сброса воды № 3 НГДУ «Мамонтовнефть» относится к числу наиболееопасных в экологическом отношении, так как в случае аварийной ситуации можетявиться потенциальным загрязнителем почв, гидросферы и атмосферы. Существующий комплексприродоохранного оборудования обеспечивает экологическую чистоту ведения работ(очищеные и обезвреженные отходы соответствуют стартовому экологическому фону).В настоящем проекте учтены требования всех имеющихся нормативных документов поохране и рациональному использованию природных ресурсов. Только принеукоснительном исполнении предусмотренных проектом решений на практике будетсведено к минимуму отрицательное воздействие на природную среду.
9. Сведения о местонахождении объекта
9.1 Характеристика местности, на которой размещается объект
Площадка УПСВ расположена в Нефтеюганском районе,Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.
Местностьпредставляет собой заболоченную, слабо всхолмленную равнину с абсолютнымиотметками рельефа 30-80 метров над уровнем моря. В пределах площади месторождений,примерно 10-15% приходится на озера и участки сильной заболоченности, еще около20% занято участками умеренной заболоченности. Гидрографическая сетьпредставлена ручьем Коонь-Ях .
Климат района резкоконтинентальный с коротким летом и продолжительной холодной зимой. Годоваяамплитуда колебания температуры воздуха составляет 390 С. В зимнее время преобладают массы холодного континентальноговоздуха умеренных широт, в теплое время года формируется область пониженногодавления, куда чаще поступают влажные массивы воздуха с Северной Атлантики.
Среднегодоваясумма осадков 500 мм. Основная их часть (400 мм) выпадает в виде дождей и мокрого снега с апреля по октябрь. Выпадение большого количества осадков на даннойтерритории отмечаются высокая влажность воздуха – до 80%. Снеговой покровустанавливается в середине октября и сходит в начале мая. Толщина снегового покровадостигает 1,5 метра. Промерзаемость грунта в зимнее время составляет 1-1,5 метров, на болотах 0,2-0,5 метров. Толщина льда на реках 40-80 сантиметров.
Зима (октябрь-апрель) суровая. Снеговой покров появляется воктябре, а сходит в начале мая и держится около 200 дней.
Среднегодовая температура воздуха минус 1,4 С, абсолютныйминимум минус 55 С, максимум плюс 34 С. Преобладающее направление ветра втечение всего года юго-западное. Скорость до 8 м/сек.
В соответствии со СНи П 23-01-99 средняя температура наиболеехолодных суток — минус 47 С, расчетная температура наиболее холодной пятидневкиминус 42 С.
Площадка УПСВвырублена, частично застроена. Основные грунты на площадке суглинки: оттвердого до мягкопластичного. Грунтовые воды обнаружены на глубине от 0,6 до 2,5 метров.
Дорожная сетьпредставлена межпромысловыми грунтовыми автодорогами.
Общая площадь участка, отведенная под УПСВ равна 5,72 га. Площадь застройки с учетом инженерных коммуникаций 1,9 га. Территория УПСВ по всему периметру ограждена забором из сетки высотой 2,0 метра.
В районе площадипроектирования, запретные и охраняемые исторические и природные заповедные зоныотсутствуют.
В 15 км к востоку от площадки УПСВ проходит магистральнаяавтодорога Тюмень-Сургут. Промышленных объектов на рассматриваемой территориинет.
Пункты постоянного проживания местного населения отсутствуют.
9.2 Сведения оперсонале
Общая численность персонала, занятого на УПСВ составляет 22человека.
Обслуживание УПСВ осуществляется двумя сменами. Ежедневнонаходятся на УПСВ 5 операторов, технолог установки, начальник установки.
При проведенной реконструкции дополнительного персонала непотребуется.