3. Описание технологического процесса и технологической схемы установки

Установка комплексной подготовки нефти и газа предназначена для сепарации нефти, газа и отделения пластовой воды.

На УКПНГ осуществляются следующие процессы:

1. Предварительный сброс пластовой воды.

2. Сепарация (разгазирование) нефти и ее транспорт.

3. Отделение и утилизация пластовой воды.

3.1 Предварительный сброс пластовой воды

Обводненная газонасыщенная нефть от скважин, по выкидным линиям и нефтегазосборным коллекторам поступает на блок входных ниток (БВН) №1,2, где собирается в общий коллектор и направляется в трехфазный сепаратор С-100 с давлением 20-52 кг/см² и температурой 18-25°С. В зимнее время, при снижении температуры продукции скважин, газожидкостная смесь после БВН-2 подогревается в печах ПТ 16x150/1-2 до температуры 24-35°С, с целью создания в сепараторе С-100 температуры летнего периода. В этом сепараторе осуществляется сброс пластовой воды и первичная сепарация нефти. На установке предусмотрено три нитки УНТС, работающих параллельно, сепаратор С-100 является общим для всех ниток.

Сепаратор С-100 представляет собой горизонтальный цилиндрический сосуд со сферическими днищами, объем V=18 м³, с перегородкой и пеногасящей насадкой внутри.

Сепаратор С-100 для защиты от превышения давления оснащен предохранительными клапанами, сброс газа с предохранительных клапанов на факел.

Обводненная нефть поступает в первую секцию сепарации, вода как более тяжелая фаза скапливается на дне первой секции, нефть как более легкая фаза перетекает через перегородку и накапливается во второй секции, выход воды и нефти осуществляется в специальную буферную зону, представляющую собой горизонтальный цилиндрический сосуд с глухой перегородкой внутри.

Уровень раздела фаз нефть-вода, контролируемого в буферной зоне первой секции С-100, в пределах 70-90% замеряется уровнемером, регулируется прибором LRCA-200b и регулирующим клапаном, установленном на линии выхода пластовой воды. Отделившаяся вода поступает в разделители жидкости Е-101/2,4,6.

Уровень нефти во второй секции замеряется уровнемером, регулируется прибором LRCF-100a регулирующим клапаном, установленном на выходе нефти из сепаратора С-100 нефть поступает в сепаратор С-103/1-3.

Давление газа в сепараторе С-100 поддерживается в заданных пределах регулятором РIRК-140 и регулирующим клапаном, установленном на линии входа газа в сепаратор С-101/1-3, схемой предусмотрен контроль температуры и давления в С-100 по месту прибором РI-100, ТL-100.

На период технического освидетельствования сепаратора С-100 и в аварийных случаях газонасыщенная смесь и газовый конденсат поступает по байпасу в сепаратор С-101/1-3 через дросселирующее устройство PIRC-140.

3.2 Осушка попутного нефтяного газа

Осушка, выходящего на сепаратор С-100, природного и нефтяного газа не осуществляется, т.к. с вводом в эксплуатацию Зайкинского ГПП давление в системе сбора снижено до 20-23 кг/см². Улавливание паров влаги и капельной жидкости из газовой фазы производится в сепараторе С-102/1-3.

Для предотвращения образования гидратов при осушке газа и связывания паров воды, выносимых вместе с газом, используется метанол, который дозируется насосом ПТ-1х250. Ввод метанола производится в линию газа из сепаратора С-100, в линию газа на вход сепараторов С-101/1-3 и теплообменники Т-101/1-3. Расход метанола составляет 1,5 кг на 1000 м³ газа.

Выходящий из сепаратора С-100 газ поступает тремя параллельными потоками в сепараторы С-101/1-3 с давлением 20-52 кг/см² и температурой 18-25С. В сепараторах С-101/13 происходит улавливание капель нефти и конденсата, уносимых вместе с газом, а также метанольный раствор воды.

Сепаратор С-101 - горизонтальный цилиндрический аппарат со сферическими днищами, объем 25 м³, для защиты от превышения давления на сепараторе имеется спаренный предохранительный клапан.

Уловленная нефть, газовый конденсат и насыщенный водой метанол отводятся из С-101 в сепаратор С-103.

Уровень конденсата в С-101 поддерживается автоматически в заданных пределах 50-60 % прибором IIRСКА-185 и регулирующим клапаном, установленном на линии отвода конденсата, предусмотрен дублирующий прибор контроля уровня в сепараторе по прибору LSA-152, при достижении максимального уровня срабатывает сигнализация.

Давление в С-101 контролируется по техническим манометрам, при превышении давления в С-101 срабатывает сигнализация от прибора LSA-142.

Из сепаратора С-101 газ поступает в кожухотрубчатый теплообменник Т-101 (в трубное пространство), где охлаждается холодным газом из сепаратора С-102, который попадает в межтрубное пространство.

Из теплообменника Т-101 газ поступает через дросселирующее устройство в сепаратор С-102. В летнее время роль дросселя выполняет эжектор ЭГ-101 используемый для отсоса низконапорных газов из емкости Е-01/1-6 и Е-104.

При дросселировании давление газа снижается до 17-36 кг/см² и происходит снижение температуры до 12-14 °С, что способствует конденсации тяжелых компонентов газовой фазы. Улавливание конденсата осуществляется в сепараторе С-102.

Сепаратор С-102 - вертикальный цилиндрический аппарат, объемом 4 м³, снабженный двумя спаренными предохранительными клапанами, из которых один рабочий, а другой резервный.

В сепараторе С-102 контроль и регулирование уровня в пределах 58-60 % осуществляется регулятором LС-101 и регулирующим клапаном, установленном на линии выхода конденсата.

Контроль загрузки сепарационного отделения по газу осуществляется по оперативному узлу учета на каждой нитке НТС. Максимальная загрузка сепарационного отделения - 50 тыс. м³ газа в час.

Дальнейшая осушка газа до требований ОСТ51-43-90 осуществляется на Зайкинском газоперерабатывающем предприятии.

3.2.1 Сепарация (разгазирование) нефти

Нефть после первой ступени сепарации из сепаратора С-100 и смесь метанольной воды с нефтью и газовым конденсатом из сепаратора С-101 поступает во вторую ступень сепарации в сепаратор С-103.

Сепаратор С-103 - горизонтальный цилиндрический сосуд со сферическими днищами, объемом 25 м³.

Для защиты от превышения давления на сепараторе С-103 установлен спаренный предохранительный клапан, сброс газа с ППК на факел. Давление замеряется по техническому манометру РI-153.

Газ из С-103 поступает в сепаратор С-102, где смешивается с основным потоком газа из сепаратора С-101. Давление в С-103 не регулируется и определяется давлением в сепараторе С-102.

Уровень в С-103 поддерживается в заданных пределах регулятором LRСКА-193 и регулирующим клапаном, установленным на линии выхода жидкой фазы в разделитель жидкости Е-101/1-3-5.

Давление в С-103 замеряется техническим манометром РI-153, превышение уровня контролируется прибором ISА-195 с сигнализацией на ЦПУ.

Пластовая нефть и газовый конденсат насыщенный метанолом из С-103 поступает в разделитель жидкости Е-101/1-3-5, где происходит окончательное отделение воды от нефти и частичная ее сепарация до давления 16-25 кг/см². Газ направляется на газорегуляторный пункт, вода - на установку очистки пластовых вод.

Разделитель жидкости Е-101 - горизонтальный цилиндрический сосуд со сферическими днищами, с перегородками внутри, объемом 40 м³.

Для защиты от превышения давления Е -101 установлен предохранительный клапан. Сброс с предохранительного клапана на факел.

При превышении давления в Е-101 срабатывает на ЦПУ сигнализация от прибора РSА-161. Давление в Е-101 поддерживается в заданных пределах регулятором РIRСК-165 и регулирующим клапаном, установленном на линии выхода газа.

В первой секции Е-101 собирается нефть и газовый конденсат, которые отводятся в буферную емкость Е-104/1. Уровень в первой секции поддерживается в заданных пределах 60-70 % регулятором LIRСК-195 и регулирующим клапаном, установленном на линии отвода органической фазы в Е-104.

Во второй секции разделителя Е-101 собирается пластовая вода со следами органической фазы, уровень во второй секции поддерживается в заданных пределах регулятором LIRСКА-199 и регулирующим клапаном, установленном на линии отвода пластовой воды.

При превышении давления в Е-101 до 30 кг/см² на ЦПУ срабатывает сигнализация от прибора РЗА-161.

3.2.2 Транспортировка газонасыщенной нефти

Частично отсепарированная нефть из разделителя жидкости Е-101/1-6 поступает в буферную емкость Е-104/1.

Емкость Е-104 - горизонтальный цилиндрический сосуд со сферическими днищами, объемом 100 м³, для защиты от превышения давления на емкости установлены спаренные предохранительные клапаны, сброс с ППК на факел.

Давление газа в Е-104 поддерживается в заданных пределах регулятором Р1КСК-54 и регулирующим клапаном, установленном на линии выхода газа. В емкости предусмотрена сигнализация превышения давления в Е-104 свыше 18 кг/см². Выделившийся газ в Е-104 подается на газораспределительный пункт, а в летнее время на эжектор Э-101. В случае необходимости газ может сбрасываться на факел.

Уровень нефти контролируется и регулируется прибором LIКСА-65 и регулирующим клапаном, установленном на линии возврата нефти из нефтепровода в емкость Е-103. Предусмотрена сигнализация при превышении и понижении уровня.

Для транспортировки нефти применяется центробежный насос типа НПС-200/700.

Контроль давления на приеме и нагнетании насосов осуществляется по прибору РISА-38, при отклонении давления выше или ниже нормы следует сигнализация и блокировка с отключением насоса.

При повышении температуры подшипников насоса Н-101 до 80°С следует сигнализация и блокировка от прибора ТISА-35 с отключением насоса.

Расход газонасыщенной нефти на узле замера контролируется и регистрируется расходомером FQR-101/1/а,б.

3.3 Отделение и утилизация пластовой воды

3.3.1 Сепарация (разгазирование) пластовой воды

Газонасыщенная пластовая вода с содержанием нефти и конденсата до 300-400 мг/л из разделителей Е-101/1-6 поступает на узел редуцирования Р-1, где происходит снижение давления с 20-30 кг/см² до 2-3 кг/см². После чего вода поступает в сепаратор С-110, где происходит дегазация воды.

Сепаратор С-110 - горизонтальный цилиндрический сосуд, объемом 25 м³, имеющий систему внутренних перегородок для улавливания нефти и работающий как трехфазный сепаратор.

Давление газа в С-110 регулируется в заданных пределах регулятором РIRСК-54 и регулирующим клапаном. Газ сбрасывается в факельную линию.

Уровень воды в первой секции аппарата не регулируется и остается постоянным, определяемый высотой перегородки. Секция служит для накапливания нефти.

Уровень воды во второй секции аппарата контролируется прибором LIRСА-65 и регулирующим клапаном на линии выхода воды.

3.3.2 Гравитационный отстой и транспортировка пластовой воды в систему ППД

Частично раз газированная пластовая вода из сепаратора С-110 поступает в массообменную секцию аппарата очистки сбрасываемых вод (АОСВ) и движется вдоль неё.

По всей длине массообменной секции расположены цилиндрические насадки с профилированными соплами, через которые с высокой скоростью истекает очищенная вода.

За счет струйного барботажа и выделения из воды остаточного газа происходит флотация (всплытие) остаточной нефти по всей длине верхней и нижней массообменных секций АОСВ.

Всплывшая нефть в виде нефте-газо-водяной эмульсии отбирается винтовыми насосами 2ВВ 10/16-6/0,3 и подается в сепаратор С-110.

Очищенная вода отводится в сборник пластовой воды РВС-700.

РВС-700 - стальной вертикальный резервуар объемом 700 м³, оборудованный стояком 6 м, для улавливания отстоявшейся нефти и отвода ее в емкость Е-114.

Уровень пластовой воды в РВС контролируется и регистрируется по прибору LIRА-700.

Транспортировка пластовой воды в систему ППД осуществляется насосами К-65/160. Контроль давления на выкиде насосов осуществляется техническими манометрами. Расход пластовой воды контролируется и регистрируется прибором FQR-101, установленным на линии откачки.

3.3.3 Улавливание остаточной нефти и конденсата

Нефть и газовый конденсат уловленный в первой секции сепаратора С-110 отбирается через заборный патрубок, расположенный выше водяной перегородки в подземную емкость Е-110. Откачка нефти производится в ручном режиме по графику с интервалом 5-6 суток.

Контроль за уровнем нефти ведется визуально по пробоотборному крану.

Нефть из Е-110 совместно с дренажными сбросами откачивается в емкость Е-104/1-3.

3.5 Вспомогательные узлы и оборудование

В качестве вспомогательных систем и оборудования на ПС используются:

- компрессорная установка для создания необходимого запаса сжатого воздуха для приборов КИПиА;

- котельная;

- факельная установка;

- реагентное хозяйство;

- дренажные емкости для сбора утечек нефти от сальников насосов, а также сбора нефти при опорожнении аппаратов и трубопроводов во время подготовки их к ремонту.

4. Нормы технологического режима работы установки

Таблица №7

5. Контроль технологического процесса

5.1 Аналитический контроль технологического процесса

Таблица №8

5.2 Система сигнализации и блокировок

Таблица №9

6. Пуск и остановка установки комплексной подготовки нефти и газа

6.1 Общие положения

В соответствии с «Правилами безопасности при эксплуатации установки подготовки нефти на предприятиях нефтяной промышленности», пуск в эксплуатацию УКПНГ после реконструкции производится после приема ее комиссией с участием представителей службы техники безопасности управления, Государственного инженера по охране труда, представителей Государственного горного, пожарного и санитарного надзора.

Пуск в эксплуатацию установки после капитального ремонта производится комиссией управления с обязательным участием представителей службы техники безопасности и пожарной охраны.

Комиссия должна проверить:

1. Соответствие выполненных работ по проекту или дефектной ведомости, комплектность исполнительной документации и соответствие ее требованиям СНиП 3.01.04-87.

2. Результаты индивидуальных и комплексных испытаний ремонтируемого или реконструируемого оборудования.

3. Подготовленность ремонтируемых или реконструируемых объектов к эксплуатации и выпуску продукции, включая мероприятия по обеспечению техники безопасности и производственной санитарии, защите природной среды и противопожарные мероприятия.

4. Квалификационную обученность обслуживающего персонала, наличие технической и эксплуатационной документации.

Только после выполнения указанных требований комиссия принимает объект, при этом исполнителями работ в рабочую комиссию должны быть представлены вое необходимые акты, сертификаты, паспорта, комплект рабочих чертежей и другая документация согласно проекту или дефектной ведомости.

Пуск и остановка УКПНГ при нормальных условиях осуществляется эксплуатационным персоналом (вахтовой сменой) по письменному распоряжению руководителя объекта на основании приказа по НГДУ, разрешающего комплексное опробирование и пуск по согласованию с диспетчерской службой.

Эксплуатационный персонал установки должен быть обучен на знание технологии, правилам безопасности эксплуатации УКПНГ, в том числе по пуску и остановке установки в нормальных и аварийных условиях согласно регламента, плана ликвидации аварий и технологических инструкций по рабочим местам.

Обучение и инструктаж на допуск персонала к пуску установки, обслуживанию и эксплуатации ее, должен быть проведен заблаговременно цеховой комиссией с регистрацией в журнале инструктажей и составлением протокола.

6.2 Подготовка установки к пуску

Перед пуском установки необходимо:

- проверить и убедиться в правильности сборки технологической схемы подключения оборудования, предохранительных клапанов, запорной арматуры, приборов КИПиА;

- прекратить на территории установки все огневые и ремонтные работы, снять ранее установленные заглушки с записью в журнале установки заглушек;

- укомплектовать установку противопожарным инвентарем, средствами пожаротушения и защиты, аптечкой;

- закрыть все дренажи воздушники, арматуру на оборудовании и трубопроводах;

- подключить приборы КИПиА, манометры, предохранительные клапана.

На период пуска на установке организовать пост контроля газовоздушной среды.

6.3 Прием на установку энергоресурсов

6.3.1 Прием пара

Прием пара на установку согласовывается с руководством котельной установки. Перед приемом пара на установку, закрыть вентиль на коллекторах и гребенках, открыть все дренажи для спуска конденсата. Главную паровую задвижку открывать медленно, во избежания гидроударов в паропроводе.

При прекращении стука в паропроводе и появлении сухого пара на дренажах, собрать схему движения пара по коллекторам, гребенкам до сборника конденсата, открыть главную паровую задвижку, закрыть дренажи.

6.3.2 Прием воздуха КИПиА

Открыть воздушник и дренаж на воздухосборнике для его продувки. Открыть задвижку на вводе воздуха КИПиА на установку. Включить компрессор воздуха КИПиА, наладить осушку, произвести продувку системы до отсутствия влаги и мехпримесей, после чего закрыть дренажи и воздушники и набрать давление воздуха в системе. Подача воздуха к приборам КИПиА производится службой КИП установки.

6.3.3 Прием электроэнергии

Прием электроэнергии производится по согласованию с цехом электроснабжения.

Перед приемом электроэнергии проверить отключение всех электродвигателей, прекратить работы с электропроводкой и электроаппаратурой, вывесить на выключателях таблички о наличии электроэнергии.

6.4 Продувка аппаратов и трубопроводов

До проведения опрессовки системы УКПНГ на плотность необходимо произвести продувку природным газом с целью вытеснения из системы кислорода воздуха.

Рабочий персонал, занимающийся продувкой газом должен быть детально ознакомлен с инструкцией по продувке технологических установок природным газом и снабжен необходимыми инструментами и средствами индивидуальной защиты.

Продувку системы газом проводить при давлении в месте подачи газа не более 0,1 МПа через ручной сброс в факельную систему. Конец продувки определяется анализом на содержание кислорода из пробоотборных точек системы и факельных линий, концентрация кислорода не должна превышать 1% объемного. Розжиг факела производится после окончания продувки всех аппаратов и коммуникаций.

Продувку технологической установки производить в следующей последовательности:

- подать газ со скважин на продувку шлейфа на факел;

- подать газ от шлейфа через БВН на С-100 со сбросом на факел;

- продуть на факел поочередно модули по схеме: С-100, С-101, С-102, затем С-103, Е-101, РЖ-101, Е-104, С-108, С-109, продуть газовую линию от Т-101 в магистральный газопровод, заполнить нефтью насосы Н-101 из Е-104.

По окончании продувки произвести опрессовку продукцией скважин на плотность рабочим давлением, контроль пропусков и утечек производить омыливанием фланцев и швов. Пуск установки ОСВ произвести по отдельной инструкции.

6.5 Последовательность пуска установки

Пуск технологических ниток установки производится по очереди по мере готовности и необходимости.

Установить направление выхода нефти из С-100 на одну из технологических ниток по схеме:

Скважины БВН -> С-100 -> регулирующий клапан уровня нефти в С-100 -> С-103 -> регулирующий клапан уровня нефти С-103 -> разделитель жидкости Е-101 -> регулирующий клапан в 1 секции Е-101/1-5 -> емкость Е-103 -> буферная емкость Е-104.

Установить направление выхода попутного нефтяного газа из С-100 на технологические нитки по схеме:

С-100 -> регулирующий клапан давления Р1КСК-140 -> сепаратор С-101 -> трубное пространство Т-101 -> регулятор давления или эжектор Э-101 -> сепаратор С-102 -> затрубное пространство Т-101 -> регулирующий клапан -> расходомер газа РК-100 -> магистральный газопровод.

Установить направление выхода пластовой воды из С-100 по схеме:

С-100 -> регулирующий клапан уровня воды в С-100 -> Е-101/2,4,6 -> сепаратор С-110 -> регулирующий клапан уровня воды в С-110 -> установка очистки пластовых вод -> резервуар РВС-700.

При подготовке указанных схем открыть запорную арматуру на входе обводненной газонасыщенной нефти в сепаратор предварительного сброса пластовой воды С-100, подать нефть от скважин через БВН в сепаратор. При создании уровня воды и нефти в 1 и 2 секциях сепаратора С-100, открыть запорную и регулирующую арматуру на технологической нитке по вышеуказанным схемам отвода пластовой воды, отрегулировать регулятором давление, уровень в аппаратах технологических ниток согласно норм технологического режима, (раздел 4).

При создании давления газа с С-100 до 30-35 кг/см², открыть запорную и регулирующую арматуру на схеме отвода газа из сепаратора и далее по вышеуказанной схеме, подать метанол в линию выхода газа из сепаратора С-100. Подача метанола на вход сепараторов С-101, теплообменников Т-101 ив газопровод производится по мере необходимости.

При достижении давления в С-100 до 47 кг/см² отрегулировать давление и расход газа на технологических нитках низкотемпературной осушки и конденсации газа согласно нормам технологического режима (раздел 4 данного регламента).

Открыть запорную арматуру на выходе газа из сепаратора С-103 в сепаратор С-102.

При создании давления газа в аппаратах Е-101 и Е-104, открыть запорно-регулирующую арматуру на линиях выхода газа, подать пассивный газ на эжектирование в эжектор Э-101, Э-102 или в сепаратор С-109, для подачи через АГРС в межпоселковый газопровод, отрегулировать давление в аппаратах согласно норм технологического режима (раздел 4).

При появлении уровня газового конденсата в сепараторе С-101, открыть запорно-регулирующую арматуру на выходе конденсата в сепаратор С-103, отрегулировать уровень согласно норм технологического режима.

При появлении уровня конденсата в сепараторе С-102 открыть запорно-регулирующую арматуру на выходе, подать конденсат в линию на выходе жидкости из сепаратора С-103 и далее в емкости Е-101/1,3,5.

Отрегулировать уровень конденсата в С-102, нефти и воды в 1 и 2 секциях Е-101 согласно норм технологического режима и начать отвод жидкости в буферную емкость Е-104.

При наполнении буферной емкости Е-104 на 65-75% подготовленной нефтью, подготовить к пуску один из насосов Н-101/1-3, включить насос Н-101, начать откачку газонасыщенной нефти на установку стабилизации, включить узел замера расхода нефти, отрегулировать уровень в буферной области.

При появлении уровня воды и органической фазы в трехфазном сепараторе С-110, отрегулировать уровень воды в аппарате согласно норм технологического режима, начать отвод пластовой воды на установку очистки пластовых вод. Очищенные стоки из АОСВ направляются в резервуар РВС-700.Органическую фазу из С-110 отводить в подземную емкость Е-110. По мере необходимости настроить выход газа из С-110 на факел, отрегулировать давление в аппарате регулятором давления согласно норм технологического режима.

При наполнении пластовой воды в РВС-700 до 4-7 метров включить насос, начать откачку пластовой воды на УЭЦП, контролировать расход воды по расходомеру.

Во время пуска установки запорная и регулирующая арматура должна открываться плавно, без рывков во избежание гидроударов, а вследствие этого предотвращения поломок запорной арматуры, выдавливания прокладок, разрыва трубопроводов и аппаратов.

При эксплуатации установки контролировать все технологические параметры: температуру, уровни, давление, расходы по приборам на ЦПУ и по местным приборам на аппаратах согласно норм технологического режима, не допускать превышения или понижения предельных значений параметров до срабатывания сигнализации и блокировок. Следить за состоянием предохранительных клапанов, не допускать их срабатывания, при резком повышении давления в аппаратах, производить сброс давления на факел до выхода установки на нормальный режим.

В холодное время года охлаждение насосов Н-101/1-3 производится антифризом, а все теплоспутники и обогревающие устройства включать заблаговременно, предотвратив тем самым замерзание или образование пробок в трубопроводах пара и воды.

Артезианская вода во втором резервуар РВС-700 принимается заблаговременно, подачу воды в противопожарное кольцо производить второй парой насосов К-90/85.

6.6 Нормальная длительная остановка установки

Остановку установки производят по письменному распоряжению начальника установки на основании приказа по НГДУ и по согласованию начальника смены ЦИТС.

При остановке установки необходимо проделать операции в следующей последовательности:

- Поставить в известность руководство ЦДНГ о необходимости остановки установки.

- Принять информацию по ЦДНГ об остановки всех скважин месторождения, остановить насос Н-101.

- Закрыть выход продукции в магистральный нефтепровод и газопровод, газ на АГРС подавать из газопровода "Зайкино-Ст. Александровка", предварительно продув его на факел.

- Отключить задвижками печи П-100, сепаратор С-100, модули установки и начать поочередно сброс давления с аппаратов на факел.

- При давлении 0,5 МПа слить в дренажные емкости жидкость из аппаратов и трубопроводов с продувкой газа на факел.

- Сбросить остаточное давление с трубопроводов и аппаратов на факел. Откачать содержимое дренажных емкостей в аварийные емкости Е-104/2,3.

- Закрыть всю запорную арматуру на установке между аппаратами и установить заглушки с записью в журнал заглушек.

- Обесточить всё электрооборудование.

Для производства технического освидетельствования или реконструкции объектов произвести пропарку аппаратов и трубопроводов со сбросом воды и остаточных нефтепродуктов в промышленную канализацию.

После пропарки вскрыть люк-лаз аппаратов и произвести их охлаждение с одновременной вентиляцией.

7. Основные правила безопасности ведения технологического процесса

7.1 Показатель пожароопасности и токсичности сырья, получаемых продуктов и применяемых реагентов, а также жидких и газообразных отходов

Таблица № 10

7.2 Опасные факторы, действующие на объекте

Процесс подготовки газа, осуществляемый на установке комплексной подготовки нефти и газа (УКПНГ) связан с рядом опасных факторов:

- высокое давление в аппаратах и трубопроводах,

- большие объемы углеводородного сырья и его токсичность,

- наличие динамического оборудования,

- образование гидратных пробок и др.

Газ, подготовленный на УКПНГ в смеси с атмосферным воздухом способен образовывать взрывоопасные смеси, которые при наличии огня или искры могут взрываться, вызвав разрушение производственных зданий, оборудования и пожары. В связи с этим УКПНГ относится к категории взрыво-пожароопасных объектов.

Наличие высокого давления в аппаратах и трубопроводах в случае их разгерметизации создает условия, способствующие возникновению пожара, образованию взрывоопасных смесей с воздухом, отравлению людей, находящихся в зоне повышенной опасности.

Наиболее опасными местами на УКПНГ являются канализационные и технологические колодцы, насосные, различные токоведущие коммуникации, места отбора проб.

Опасными операциями являются - установка и замена заглушек, прокладок, работа в колодцах и на высоте (особенно в условиях обледенения), пропаривание трубопроводов от гидратных пробок, очистка внутренних поверхностей аппаратов, ремонт электрооборудования.

Вредными веществами на установке являются - углеводородное сырье (нефть, конденсат), легкие углеводородные газы и их смеси, реагенты, (метанол, ингибитор коррозии ВНПП-1)

При кратковременном отсутствии воздуха КИПиА необходимо перейти на ручное регулирование уровней и давления в аппаратах по байпасам клапанов регуляторов по месту. При отсутствии воздуха КИПиА более двух часов установку по согласованию с начальником смены ЦИТС остановить в соответствии с разработанным планом ликвидации аварий.

7.3 Классификация взрывоопасных помещений, наружных установок и характеристика взрывоопасных смесей

Таблица №11

7.4 Основные мероприятия по обеспечению безопасного ведения технологического процесса и защита организма работающих

Основные мероприятия по обеспечению безопасного ведения технологического процесса:

1. Необходимо постоянно осуществлять контроль за ходом технологического процесса и поддерживать его в рамках технологического регламента.

2. Необходимо постоянно отражать в вахтовой документации состояние оборудования и коммуникаций, а также перечислять все выполненные работы с обязательным указанием их начала и окончания.

3. Необходимо постоянно поддерживать в рабочем состоянии средства КИП и А, блокировок, сигнализации и предохранительной арматуры.

4. Осмотр, ревизию, освидетельствование оборудования и коммуникаций осуществлять в соответствии с графиками ППР.

Основные мероприятия по защите работающих от вредных веществ: