Улучшение подготовки сточных вод для заводнения и обработки призабойной зоны

.

При определении инвестиций, необходимых для реконструкции или модернизации объектов, также может разрабатываться локальная смета капитальных вложений (табл. 3.2), в которой отражаются более детализированные расчеты по видам объектов и видам строительно-монтажных работ. В конце расчетов определяется общая сумма необходимых инвестиций, с выделением затрат на строительные, монтажные работы и стоимость проектируемого оборудования.

4.2 Смета на замену конструкции внутренней обвязки резервуара при плановом капитальном ремонте

При плановом капитальном ремонте осуществляется полный ремонт резервуара и для замены внутренней обвязки достаточно приобрести нужные материалы провести дополнительные сварочные и подъемно-монтажные работы.

Для осуществления мероприятия требуются следующие материальные ресурсы:

Труба 325х8 мм размером 29,4 метра для приемного маточника резервуара, также требуется труба 325х8 мм размером 10 метров для выкидного патрубка резервуара (см. таблицу 4.1).



Таблица 4.1 - Смета капитальных вложений на оборудование

Наименование	Количество, м.	Цена за м. руб	Сметная стоимость оборудования руб.
Труба 325х8 мм	29,4	3350	98 490
Труба 325х8 мм	10	3350	33 500
Итого руб.			131 990

Капитальные вложения для приобретения указанных ресурсов составляют: 131 990 руб., эти средства являются основными для осуществления проекта.

Кроме основных средств необходимы работы по демонтажу старой обвязки и монтажу новой обвязки. Также по технологии в новой обвязке предусмотрены отверстия и сварка труб.

Таблица 4.2 - Определение сметной стоимости строительно -монтажных работ

Наименование работ	Количество объектов	Сметная стоимость руб.
Демонтаж обвязки РВС -5000	1	10 500
Монтаж новой обвязки РВС -5000	1	19 900
В том числе:
- Сварочные работы	1	3000
Итого руб.		33 400

За счет того что монтаж новой обвязки производиться во время очередного капитального ремонта сумма на строительно - монтажные работы составляет относительно небольшую сумму.

К_смр = 33 400 руб.

Технологический резервуар имеет высоту 15 метров и при монтаже новой обвязки необходимо дополнительно 8 часов работы подъемного крана.



Таблица 4.3 - Смета на прочие капитальные вложение

Наименование	Количество часов	Стоимость 1часа руб.	Сметная стоимость руб.
Аренда подъемного крана	8	1 000	8 000
Итого руб.			8 000

К_аренда= 8 000 руб

К = К_смр+ К_ос+К_аренда

К - Капитальные вложения

где - стоимость строительно-монтажных работ; - стоимость основных средств (машин, механизмов, оборудования, устройств и прочих сооружений для реализации проекта), К_аренда - стоимость аренды техники

К = К_смр+ К_ос+К_проч = 131 990+33 400+8 000 = 173 390 руб.

Рисунок 4.1 - Содержание нефти в сточных водах на УПН "Киенгоп" за 2012 г



4.3 Расчет окупаемости мероприятия

При расчете окупаемости проекта используем данные, которые показывают содержание нефти в сточной воде. Так как основное преимущество смены обвязки технологического резервуара это сокращение выхода нефти со сточными водами.

Количество нефти содержащейся в сточных водах за 2012 год (рисунок 4.1) составило 134,4 тонны или в стоимостном выражении при цене нефти по внутрикорпоративным ценам в размере 10 873 руб./т. - 1 461 331,2 руб.

Одной из задач текущего проекта является сокращение количества содержание нефти в сточной воде, что приведет к экономической выгоде проекта.

После замены обвязки резервуара мы получим более качественную подготовку сточных вод и уменьшение содержание количества нефти на 50%.

С существующей внутренней конструкцией РВС скорость потока эмульсии составит 3,5м/с и капля нефти пройдёт путь в 52м за 15сек до выкидного патрубка и будет находиться на высоте 0,3 м от него. С новой внутренней обвязкой, скоростью потока эмульсии 0,6м/с капля пройдёт путь в 17м за 28сек до выкидного патрубка и будет от выкидного коллектора на высоте 0,6 м, вероятность уноса капли нефти по дренажу с водой сокращается в 2 раза. Следовательно, можем считать, что содержание нефтепродуктов в сточной воде после технологических РВС с новой обвязкой сократится на 50%.

На УПН "Киенгоп" в работе находятся 2 технологических резервуара № № 2,8. Проект на данный момент рассчитан на смену обвязки одного резервуара, поэтому для дальнейших расчетов необходимо сократить расчетное годовое содержания нефти в сточной воде в два раза.



Содержание нефти в сточной воде, проходящей через один резервуар за год, составит:

134,4 / 2 = 67,2 т/год

Кроме того при смене обвязки одного резервуара содержание нефти в сточной воде сократиться на 50%. Следовательно к расчетам принимаем 33,6 тонны нефти в год.

Стоимость дополнительно полученной нефти составит:

S_доп = 33,6 * 10 873 = 365 332,8 руб / год

Исходя из текущих данных дополнительно полученного дохода, рассчитаем срок окупаемости проекта по формуле:

Т_ок = К/S_доп = 173 390 руб. / 365 332,8 руб. = 0,47 года = 5,64 месяца

Таким образом, капитальные вложения, которые имели место при реконструкции резервуара, окупятся практически в течение полугода.



5. Расчетный конструкторско-технологический раздел

5.1 Исходные данные и конструктивные решения резервуара, основные расчетные положения

Стальной вертикальный цилиндрический резервуар емкостью 5000 м³ .

Плотность нефти с = 900 кг/м³. Место строительства -- II район по снеговому покрову, нормативная нагрузка s₀ = 0,7 кПа. Материал резервуара -- сталь С245 с R_y = 240 МПа; сварка листов автоматическая проволокой Св-08Г2С. Избыточное давление паров испаряющейся жидкости P_и = 2 кПа, а вакуум -- 0,25 кПа. Коэффициент надежности по назначению г_n = 1.

Номинальные размеры резервуара Н = 12 м и D = 23 м; в типовом резервуаре объемом 5000 м³ конструктивные размеры по высоте Н = 11920 мм, внутренний диаметр D_o = 22800 мм и наружный диаметр D = 22818 мм (укладывается по длине окружности 12 листов длиной по 6 м).

Крыша резервуара запроектирована в виде щитов, состоящих из листов толщиной t = 2,5 мм, уложенных на каркасе из двутавров, швеллеров и уголков. Щиты опираются на центровую трубчатую стойку и корпус резервуара.

Днище, расположенное на песчаном основании, испытывает только сжатие от давления жидкости, поэтому толщина его листов назначена по конструктивным соображениям t = 5 мм. Диаметр днища D_в = D + 90 мм = 22818 + 90 = 22908 мм (выступ днища за пределы стенки принят 50 мм). Максимальная высота налива продукта 11,3м.

Конструкции резервуара емкостью менее 10 тыс. м³ относятся ко II классу ответственности.

Стенка резервуара, являясь оболочкой вращения, при действии асимметричной нагрузки находится в безмоментном состоянии, и только в зонах краевого эффекта (в месте сопряжения стенок с днищем) имеет место моментное напряженное состояние.

Под воздействием внутреннего давления Р в тонкостенной оболочке возникают кольцевые и меридиональные напряжения Б₁ и Б₂.

Основной нагрузкой для стенки вертикального цилиндрического резервуара является внутреннее давление Р как сумма гидростатического давления паровоздушной среды.

При пустом резервуаре возможен отрыв корпуса резервуара от основания под действием внутреннего избыточного давления и ветрового воздействия. Для предупреждения отрыва по периметру резервуара предусмотрена постановка анкерных устройств.

Вертикальный цилиндрический резервуар низкого давления имеет коническую щитовую кровлю. Щитовую коническую кровлю применяют в резервуарах низкого давления с внутренним избыточным давлением в газовой подушке до 200 мм водного столба (2 кПа) и вакуум до 25 мм вод. ст. (0,25 МПа).

Коническая крыша состоит из жестких щитов, покрытых стальной оболочкой и опирающихся на центральную стойку с кольцом, а по периметру -- на стенку корпуса. Каркас щитов выполнен из двутавра 30, швеллеров 8 и 6,5 и уголков 90х56х5,5. Листы кровли толщиной t = 2,5 мм крепятся на каркас щита с напуском с одной стороны на ширину нахлестки.

При расчете стационарной крыши резервуара учитываются две комбинации нагрузок:

1) расчетные нагрузки, действующие на покрытие сверху вниз;

2) расчетные нагрузки, действующие на покрытие снизу вверх: внутреннее избыточное давление в паровоздушной сфере.

При расчете конической кровли несущие радиальные балки щитов рассматривают как элементы, работающие на изгиб. Поперечные ребра щитов рассчитаны по схеме простых балок, опирающихся на средние радиальные балки.



5.2 Определение расчетных нагрузок

5.2.1 Гидростатическое давление

Высота уровня залива резервуара Н₀ = 11,3 м, а с учетом избыточного давления Р₀=2 кПа условная высота Н = Н₀ + Р₀/с = 11,3 + 2/9 = 11,5 м. По высоте резервуара стенка состоит из восьми поясов высотой по 1500 мм. Расчетное сечение каждого пояса расположено на высоте 300 мм выше его нижней кромки, т.е. в сечении, где не учитывается влияние кольцевых швов смежного пояса. Пояс стенки резервуара из условия обеспечения прочности (по первой группе предельных состояний) рассчитывается на гидростатическое давление, определяемое по формуле:

где -- коэффициент надежности по нагрузке для гидростатического давления, равный 1,1.

Определение давления на пояса стенки сведено в табл.5.1.

Таблица 5.1 - Гидростатическое давление на стенку резервуара

№ пояса	Расстояние от верха резервуара	Значения (х1-620) до расчетного уровня жидкости, мм	Внутреннее давление на пояс , кПа	Толщина листов пояса t, мм
	до низа пояса	до расчетного уровня х1
8	1490	1190	570	5,643	6
7	2980	2680	2060	20,394	6
6	4470	4170	3550	35,145	6
5	5960	5660	4740	46,926	6
4	7450	7150	6530	64,647	6
3	8940	8640	8020	79,398	7
2	10430	10130	9510	94,149	8
1	11920	11620	11000	108,900	9



5.2.2 Внутреннее избыточное давление паровоздушной среды

где -- коэффициент надежности по нагрузке для внутреннего избыточного давления.

Снеговая нагрузка

Расчетная снеговая нагрузка на покрытие

где S₀ -- нормативное значение веса снегового покрова на 1 м² горизонтальной поверхности земли;

г_f = 1,6 т.к. отношение постоянной нагрузки к временной q_n/p_n < 0,8

Вакуум

Стенка незаполненного резервуара может потерять устойчивость под воздействием вертикальной нагрузки (веса кровли, снега, вакуума P_v, собственного веса вышележащей части стенки) и равномерного давления нормального к боковой поверхности, создающего сжимающие усилия в кольцевом направлении (вакуум P_v). Расчетная нагрузка от вакуума

5.3 Расчет элементов резервуара

Расчет стенки резервуара на прочность:

Расчет на прочность стенки резервуара, находящейся в безмоментном напряженном состояние, выполнена по формуле:



где у_x и у_y -- нормальные напряжения в кольцевом и меридиональном направлениях;

г_с -- коэффициент условий работы, равный для нижнего пояса -- 0,7, для остальных поясов -- 0,8;

Так как расчетное сопротивление сварного шва встык растяжению для конструкций из стали С245 при автоматической, полуавтоматической и ручной сварке с физическим контролем качества шва R_wy = R_y = 240 МПа расчет производим по материалу стенки резервуара.

Расчетные напряжения принимаем:

Первый пояс (элемент 877)

Второй пояс (элемент 901)

Третий пояс (элемент 925)

Пояс 4 (элемент 949)



Аналогично выполнен расчет и других поясов. Расчет поясов стенки сведен в табл. 5.2.

Таблица 5.2 - Расчет поясов стенки резервуара

Номер пояса	1	2	3	4	5	6	7	8
Напряжения в поясе у, МПа	81,3	159,2	143	116	89,6	65,3	40,4	15,2

Проверяем напряжения в нижнем поясе стенки резервуара с учетом действия краевого момента М_к. Изгибающий момент в месте сопряжения корпуса с плоским днищем при упругом защемлении стенки определяем по формуле

где Р -- внутреннее давление в месте сопряжения корпуса с днищем

5.4 Расчет конструктивных элементов щитов покрытия

Расчет конструкций покрытия производим на два вида нагрузок: Нагрузка, направленная внутрь резервуара -- собственный вес и вакуум, снег; нагрузки, направленные наружу -- избыточное давление.

Таблица 5.3 - Нагрузки, действующие сверху вниз, кПа

Постоянная
листовой настил t = 2,5 мм	78,5•0,0025•1,05 = 0,206
балки (осредненно)	0,15•1,05 = 0,157
вакуум (разрежение)	0,25•1,15 = 0,288
	Итого g = 0,65
временная снеговая	Ps = 1,12
	Всего g + Ps = 1,77



5.4 Расчет настила

Предельный относительный прогиб настила f_u/l = 1/150 = 1/n_o

Из условия заданного предельного прогиба определяем отношение наибольшего пролета настила к его толщине l/t по формуле, предложенной А.Л. Телояном.

где -- цилиндрическая жидкость;

При t = 2,5 мм пролет настила допустим l ?1037•2,5 = 2592 мм.

По конструктивным соображениям расстояние между ребрами принято 1,25 м.

5.5 Расчет поперечных ребер щита

Максимальный расчетный пролет ребра принят l = 2,67 м; равномерно распределенная нагрузка при шаге поперечных ребер b = 1,25 м составит:

Изгибающий момент, как в свободно опертой балке:



Требуемый момент сопротивления сечения составляет:

По сортаменту принят [ 8, W_x = 22,4 см³, J_x = 89,4 см⁴]

Относительный прогиб ребра составляет:

где qⁿ = 1,296•1,25 = 1,62 кН/м

Ребро пролетом l = 2,01 м

По сортаменту принят швеллер 6,5 , W_x = 15 см³.

Все остальные ребра с пролетом меньше 2 м приняты так же.

5.5 Расчет продольной балки щита

Пролет балки при свободном опирании на стенку резервуара и оголовок (зонт) трубчатой стойки равен 10 м. Сечение балки I 30 (А = 46,5 см², W_x =472 см³).С учетом упругого защемления на опорах максимальный изгибающий момент от вертикальных нагрузок составляет М = 27,11 кНм при осевой растягивающей силе N = 10,07 кН.

Напряжения в балке проверяем как во внецентренно-растянутом элементе по формуле

Расчет элементов покрытия на вторую комбинацию нагрузок (избыточное давление изнутри резервуара наружу) производим на комбинацию усилий М = - 34,54 кНм и N = 50,96 кН.

Максимальный прогиб продольной балки от нормативных нагрузок составляет:

что меньше предельного прогиба

Повышенная несущая способность продольной балки щита покрытия объясняется учетом пространственной работы системы с включением в работу настила.

5.6 Расчет центральной стойки

Расчет центральной стойки производим на центрально приложенную осевую силу.

По конструктивным соображениям, с учетом опирания щитов покрытия и использования стойки для рулонирования элементов резервуара принята стойка из труб диаметром 426 мм со стенкой толщиной 7 мм по ГОСТ 10704-91 [2], А = 92,1 см², радиус инерции сечения i =14,8 см, сталь ст20сп по ГОСТ 8731-87 [3], R_y =225 МПа

Гибкость стойки По таблице находим ц =0,689.

Предельное усилие, которое может воспринять стойка при сжатии осевой силой:

что значительно больше расчетного усилия.

Оголовок (зонт) и база стойки запроектированы одинакового диаметра 2660 мм с расчетом возможности ее использования для рулонирования стеки или отправочной части днища резервуара на заводе-изготовителе.

5.7 Проверка устойчивости положения покрытия при действии избыточного давления Р_о = 2 кПа

Общий вес покрытия и стойки без учета временной нагрузки составляет 247,5 кН.

Усилие изнутри резервуара вверх при Р_о = 2 кПа составит:

Так как N_e = 940 кН > N = 247,5 кН проектом предусмотрено крепление щитов покрытия к каркасу и стойке резервуара. Окаймляющие щиты уголки привариваются к каркасу угловыми швами с катетом К_f = 6 мм, а к оголовку (зонту) стойки каждый щит закрепляется временным болтом М16 с последующей приваркой его к кольцу стойки. Обшивки смежных щитов покрытия соединяются на монтаже по всей длине угловыми швами К_f = 25 мм.

Общая нагрузка от веса резервуара без учета нагрузки от веса днища J_c = 722,8 кН.

Усилие, отрывающее корпус от днища:

Проверяем напряжения в швах, прикрепляющих нижний пояс стенки к днищу, при действии усилия отрыва:

где

R_wf -- расчетное сопротивление угловых швов срезу (условному) по металлу шва.

в_f = 0,7 -- коэффициент для ручной сварки, принимаемый по таблице.

Стойка приваривается к днищу по контуру опорного кольца.

Пригрузка стойки производится путем обетонирования ее по контуру опорного ребра на высоту 1,5 м. Объем бетона 8,3 м³, вес пригруза 19,3 т.

5.8 Проверка устойчивости корпуса резервуара при совместном действии вертикальных и горизонтальных (боковых) сжимающих усилий



где у₁ и у₂ -- соответственно абсолютные значения расчетных продольных и кольцевого сжимающих напряжений;

у_cr1 и у_cr2 -- соответственно критические напряжения при раздельном равномерном действии осевого и радиального сжатия;

г_с = 1.

Проверяем устойчивость формы резервуара для четвертого пояса, где t = 6 мм.

Продольное и кольцевое сжимающие напряжения от постоянной, снеговой нагрузок и вакуума (загружения 1, 4, 5) соответственно равны у₁ = 1,41 МПа и у₂ = 0,5 МПа.

Определяем критические напряжения. При равномерном сжатии вдоль образующей цилиндрической оболочки у_cr1 принимается равной меньшей из величин.

При r/t = 1140/0,6 = 1900 > 300 коэффициент ш не учитывается, а коэффициент: с = 0,066 (по интерполяции).

Тогда

При Н/r = 12/11,4 = 1,05 у_cr2 определяем по формуле:

Проверяем устойчивость по формуле:



т.е. устойчивость корпуса обеспечена.

5.9 Теоретические расчеты характеристик работы внутренней обвязки технологических РВС

Формула Стокса (капля нефти Ш 0,5 мм):

Скорость потока (существующая обвязка):

Скорость потока (предлагаемая обвязка):

сточный вода нефть примесь

Время движения капли нефти (существующая обвязка):



Время движения капли нефти (предлагаемая обвязка):

Высота всплытия капли нефти (существующая обвязка):

Высота всплытия капли нефти (предлагаемая обвязка):

Время движения капли нефти (существующая обвязка):

Размещено на http://www.allbest.ru/



6. Безопасность проведения работ

6.1 Общие требования к эксплуатации опасных производственных объектов

Организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана:

-выполнять требования промышленной безопасности, установленные к эксплуатации объектов нормативными техническими документами;

-допускать к работе на опасном производственном объекте работников соответствующей квалификации и не имеющих медицинских противопоказаний к указанной работе;

-иметь в наличии и обеспечить функционирование необходимых приборов и систем контроля производственных процессов;

-обеспечивать проведение экспертизы промышленной безопасности, проводить диагностику, испытание, освидетельствование сооружений и технических устройств в установленном порядке;

-организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности;

-создавать и поддерживать в надлежащем состоянии системы наблюдения, оповещения, связи и поддержки действий в случае аварии;

-осуществлять другие действия и мероприятия по обеспечению промышленной безопасности, установленные #M12291 9046058Федеральным законом от 21.07.97 N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" [4]#S и настоящими Правилами

Содержание вредных веществ в воздухе, уровни шума, вибраций, других вредных факторов на рабочих местах опасного производственного объекта не должны превышать установленных пределов и норм.

Аттестация рабочих мест по условиям труда и последующая сертификация работ по охране труда должна осуществляться в установленном порядке.

В закрытых помещениях, где возможно выделение в воздух паров, газов и пыли, а также в случаях изменений технологических процессов необходимо осуществлять постоянный контроль воздушной среды.

Данные о состоянии воздушной среды должны фиксироваться на рабочем месте и передаваться на диспетчерский пункт одновременно с передачей основных технологических параметров работы объекта.

Замеры уровня освещенности помещений, рабочих мест следует проводить перед вводом опасного производственного объекта в эксплуатацию, а также после реконструкции помещений или систем освещения.

На производственных объектах по установленным нормам, должны быть оборудованы санитарно-бытовые помещения (комнаты отдыха, санитарные посты и т.п.), а также должны быть установлены аппараты (устройства), для обеспечения работников питьевой водой.

В организации должен быть назначен специальный ответственный работник (из числа руководства организации), отвечающий в том числе и за функционирование системы управления промышленной безопасностью.

Технологическое оборудование и трубопроводы должны удовлетворять требованиям безопасности, прочности, коррозионной стойкости и надежности с учетом условий эксплуатации.

Система контроля и защиты стационарных установок должна иметь выход на пункт управления.

Средства аварийной сигнализации и контроля состояния воздушной среды должны находиться в исправном состоянии, а их работоспособность проверяется не реже одного раза в месяц.

Во взрывоопасных зонах должно быть установлено оборудование во взрывозащищенном исполнении.

На нагнетательной линии поршневого насоса до запорного устройства должен быть установлен обратный и предохранительный клапаны, а на нагнетательной линии центробежного насоса - обратный клапан.

Для перекачки легковоспламеняющихся и вредных жидкостей необходимо применять насосы, исключающие пропуск продукта.

На пульте управления насосной станции должны быть установлены приборы, позволяющие контролировать давление, расход, температуру подшипников насосных установок и состояние воздушной среды в помещении. Все агрегаты специального назначения, используемые во взрывопожароопасных зонах, должны применяться во взрывобезопасном исполнении, оснащаться аварийной световой и звуковой сигнализацией и системой освещения. Мобильные насосные установки, предназначенные для ведения работ на скважинах, должны снабжаться запорными и предохранительными устройствами, иметь приборы, контролирующие основные параметры технологического процесса, выведенные на пульт управления. Эксплуатация средств контроля и автоматики должна проводиться в установленном порядке. Ревизия и поверка контрольно-измерительных приборов, средств автоматики, а также блокировочных и сигнализирующих систем должны производиться по графикам, согласованным с территориальным органом Госстандарта России, службой метрологии организации и утвержденным техническим руководителем организации. Запрещается установка и пользование контрольно-измерительными приборами:

-не имеющими клейма или с просроченным клеймом;

-без свидетельств и аттестатов;

-отработавшими установленный срок эксплуатации;

-поврежденными и нуждающимися в ремонте и внеочередной поверке.

Манометры должны выбираться с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы. На циферблате манометров должна быть нанесена красная черта или укреплена красная пластинка на стекле манометра через деление шкалы, соответствующее разрешенному рабочему давлению. Манометр, установленный на высоте от 2 до 5 м от уровня площадки для наблюдения за ним, должен быть диаметром не менее 160 мм.

Воздух, подаваемый в систему автоматики, должен быть предварительно осушен.

Система сжатого воздуха должна иметь ресивер, обеспечивающий запас сжатого воздуха для работы контрольно-измерительных приборов и средств автоматики в течение не менее 1 ч.

Все контрольно-измерительные приборы и щиты управления подлежат заземлению независимо от применяемого напряжения.

Расположенные на щитах управления диспетчерского пункта, а также отдельных технологических процессов и оборудования контрольно-измерительные приборы должны иметь надписи с указанием определяемых параметров.

Все мероприятия по утеплению производственных помещений, аппаратуры, оборудования, трубопроводов, арматуры и КИПиА должны быть выполнены до наступления зимы.

Мероприятия по подготовке к зиме должны обеспечивать нормальную работу установки и возможность контроля за технологическим процессом в зимний период.

При эксплуатации установок, резервуарных парков и сливоналивных эстакад должны быть приняты меры по предотвращению замерзания влаги в трубопроводах и арматуре.

На трубопроводах должна быть проверена теплоизоляция, все выявленные случаи нарушения ее устранены, дренажные трубопроводы и вентили утеплены.

Включение в работу аппаратов и трубопроводов с замерзшими дренажными устройствами не допускается.

Все водяные стояки, в том числе и пожарные, должны быть утеплены.

Калориферы вентиляционных систем и отопление всех помещений должны быть своевременно проверены и находиться в исправном состоянии.

При эксплуатации установок с застывающими нефтями по подготовке с высоким содержанием парафинов, смол и асфальтенов должны предусматриваться мероприятия по:

недопущению снижения температуры нефти в трубопроводах и аппаратуре;

постоянному обогреву трубопроводов;

непрерывной перекачке нефти.

По окончании перекачки трубопроводы с высоковязкой или парафинистой нефтью должны быть промыты путем прокачки маловязкого незастывающего нефтепродукта.

При замерзании влаги в трубопроводе должны быть приняты меры по:

-наружному осмотру участка трубопровода для того, чтобы убедиться, что трубопровод не поврежден;

-отключению трубопровода от общей системы. В случае невозможности отключения трубопровода и угрозы аварии необходимо остановить установку и принять меры к разогреву ледяной пробки.

Разогрев ледяной пробки в трубопроводе должен производиться паром или горячей водой начиная с конца замороженного участка. Запрещается отогревание замерзших спусков (дренажей) трубопроводов, аппаратов при открытой задвижке, а также открытым огнем.

Запрещается пользоваться крюками, ломами и трубами для открытия замерзших задвижек, вентилей и других запорных приспособлений.

Из отключенных аппаратов, емкостей, водопроводов и паропроводов должны быть спущены вода и конденсат, а дренажные краны (задвижки) оставлены открытыми.



6.2 Требования промышленной безопасности к эксплуатации резервуаров

Настоящие Правила распространяются на стальные сварные цилиндрические резервуары (РВС) вместимостью от 100 до 50000 м, предназначенные для сбора, хранения и подготовки сырой и товарной нефти, а также сбора и очистки воды перед ее закачкой в пласты.

Выбор типа резервуара, его внутренней оснащенности, противокоррозионного покрытия, способа монтажа обосновывается проектом в зависимости от емкости, назначения, климатических условий, характеристики сред, а также с учетом максимального снижения потерь.

Каждый резервуар должен быть оснащен: дыхательными клапанами, предохранительными клапанами, огнепреградителями, уровнемерами, пробоотборниками, сигнализаторами уровня, устройствами для предотвращения слива (хлопушами), противопожарным оборудованием, приемо-раздаточными патрубками, зачистным патрубком, вентиляционными патрубками, люками (люк световой, люк замерный) в соответствии с проектом и технологическим регламентом на данный опасный производственный объект.

Дыхательная арматура, установленная на крыше резервуара, должна соответствовать проектным избыточному давлению и вакууму.

Резервуары, в которые при отрицательной температуре окружающего воздуха поступают нефть, вода с температурой выше 0 °С, оснащаются непримерзающими дыхательными клапанами.

Вертикальные швы первого пояса стенки резервуара не должны быть расположены между приемо-раздаточными патрубками; швы приварки отдельных элементов оборудования должны располагаться не ближе 500 мм один от другого и от вертикальных соединений стенки, не ближе 200 мм от горизонтальных соединений.

Резервуары или группы резервуаров должны быть ограждены сплошным валом, рассчитанным на гидростатическое давление разлившейся жидкости из резервуара. Объем обвалования должен быть больше объема наибольшего резервуара в группе.

Размещение задвижек внутри обвалования не допускается, кроме запорных и коренных, установленных непосредственно у резервуара и предназначенных только для обслуживания данного резервуара.

Колодцы и камеры управления задвижками следует располагать с внешней стороны обвалования.

Территория резервуарных парков и площадки внутри обвалования должны быть чистыми, очищенными от земли, пропитанной продуктами, и сухой травы.

На территории резервуарного парка в темное время суток разрешается пользоваться только взрывозащищенными переносными светильниками (аккумуляторными и батарейными).

Включение и выключение светильников следует производить вне обвалования резервуарного парка.

Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке допускается только при условии защиты трубопроводов от превышения давления.

При наличии электроприводных задвижек с местным или дистанционным управлением должна быть предусмотрена сигнализация, указывающая положение запорного устройства задвижки.

Запрещается закачивать в емкости (резервуары) продукт с упругостью паров большей, чем та, на которую они рассчитаны (разрешенное рабочее давление).

Внешний осмотр заземляющих устройств должен проводиться вместе с осмотром оборудования емкостей (резервуаров).

Запрещается эксплуатировать емкости (резервуары) с неисправными лестницами и площадками обслуживания.

Включение в работу емкостей (резервуаров) после освидетельствований, ревизий и ремонта должно производиться с письменного разрешения ответственного лица, в ведении которого находится резервуарный парк.

Объемная скорость наполнения и опорожнения резервуара не должна превышать пропускной способности дыхательных клапанов, указанных в технологической карте резервуара.

При расположении внутри резервуара парового змеевика должно быть предусмотрено устройство для спуска из него конденсата. Паровые змеевики должны быть укреплены на опорах. Соединение труб змеевиков следует производить только сваркой.

Замеры уровня нефти и нефтепродукта и отбор проб в резервуарах с избыточным давлением в газовом пространстве до 20 мм водяного столба могут производиться вручную через открытый замерный люк.

При ручном отборе проб необходимо пользоваться пробоотборниками, не дающими искр. Замерный люк должен быть расположен на расстоянии не более 0,5 м от края площадки.

Замерный люк на резервуарах должен быть снабжен герметичной крышкой с педалью для открывания ногой. Крышки должны иметь прокладки из материалов, не дающих искр (медь, свинец, резина и др.).

При открывании замерного люка, замере уровня, отборе проб, а также при дренировании резервуаров следует становиться с наветренной стороны. Запрещается заглядывать в открытый замерный люк.

Во избежание искрообразования при замерах стальной лентой отверстие замерного люка по внутреннему периметру должно иметь кольцо из материала, не дающего искр при движении замерной ленты.

Лот мерной ленты для замера уровня должен быть изготовлен из металла, не дающего искр.

После окончания замера уровня или отбора проб крышку замерного люка следует закрывать осторожно, не допуская падения крышки и удара ее о горловину люка.

Маршевые лестницы резервуаров должны иметь уклон не более 50°, ширина лестниц должна быть не менее 65 см. Расстояние между ступенями по высоте должно быть не более 25 см. Ступени должны иметь уклон вовнутрь 2-5°.

С обеих сторон ступени должны иметь боковые планки или бортовую обшивку высотой не менее 15 см, исключающую возможность проскальзывания ног человека. Лестницы должны быть с двух сторон оборудованы перилами высотой 1 м. Верхняя площадка лестницы должна находиться на одном уровне с верхним уголком или швеллером резервуара.

На резервуарах, не имеющих перильных ограждений по всей окружности крыши, по краю последней до мест расположения оборудования резервуара должны устраиваться перила высотой не менее 1 м, примыкающие к перилам лестницы.

Резервуары должны быть оборудованы стационарными системами пожаротушения.

Основание резервуара должно защищаться от размыва поверхностными водами, для чего должен быть обеспечен постоянный отвод вод по канализации к очистным устройствам.

Сброс загрязнений после зачистки резервуаров в канализацию не допускается. Сточные воды, образующиеся при зачистке резервуаров, отводятся по сборно-разборным трубопроводам в шламонакопители.

Резервуары со стационарной крышей при температуре вспышки нефти и нефтепродуктов 45 °С и ниже размещаются группой общей вместимостью до 80000 м с общим обвалованием для группы и с разделением внутри группы земляным валом резервуаров суммарной вместимостью 20000 м.

Приемка резервуара после монтажа в эксплуатацию производится в соответствии с требованиями #M12293 0 1200007380 817414704 584910322 1894385976 3930376667 3997507049 1442103387 4316578 4291804369Правил устройства вертикальных стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов (ПБ 03-381-00)#S и проектом. [5]

Перед вводом резервуара в эксплуатацию проводятся гидравлические испытания, а также проверяется горизонтальность наружного контура днища и геометрическая форма стенки резервуара.

Резервуары, находящиеся в эксплуатации, должны быть обеспечены:

а) техническим паспортом резервуара;

б) техническим паспортом на понтон;

в) градуировочной таблицей резервуара;

г) технологической картой резервуара;

д) журналом текущего обслуживания;

е) журналом контроля состояния устройств молниезащиты, защиты от проявления статического электричества;

ж) схемой нивелирования основания;

з) схемой молниезащиты и защиты резервуара от проявлений статического электричества;

и) распоряжениями, актами на замену оборудования резервуаров;

к) технологическими картами на замену оборудования резервуаров;

л) исполнительной документацией на строительство резервуара.

Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию, диагностике, позволяющей определить необходимость и вид ремонта, а также остаточный срок службы резервуара.

Порядок проведения диагностики резервуаров устанавливается Госгортехнадзором России.

Диагностика проводится специализированной организацией.

Емкости для хранения сжиженных газов и нестабильного конденсата

Эксплуатация емкостей должна осуществляться в соответствии с установленными требованиями.

Операции по хранению и перемещению сжиженных газов и нестабильного конденсата, заполнению и опорожнению емкостей и резервуаров должны осуществляться в соответствии с требованиями технологического регламента, утвержденного в установленном порядке.

Величина максимального заполнения емкости продуктом с температурой 15 °С и выше не должна превышать 85% геометрического объема.

При температуре газа ниже 15 °С величина максимального заполнения устанавливается из расчета:

для пропана - 425 кг на 1 м емкости;

для бутана - 488 кг на 1 м емкости.

Запрещается наливать продукт в емкость свободно падающей струей.

Уровень жидкости, температуру и давление продукта следует контролировать в ходовых (мерных) емкостях через каждые 2 ч, а в товарных (складских) - не реже одного раза в смену.

Результаты контроля должны регистрироваться в вахтенном журнале.

Отбор проб из емкостей должен проводиться оператором, имеющим допуск на право отбора проб, под наблюдением химлаборанта и при соблюдении требований безопасности при выполнении газоопасных работ.

6.3 Требования промышленной безопасности в области охраны труда

Порядок организации работ, регламентация обязанностей и ответственности административно-технического персонала по охране труда и технике безопасности на объектах систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и воды определяются следующими документами: "Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности", "Правилами безопасности при сборе, подготовке и транспортировании нефти и газа на предприятиях нефтяной промышленности" и "Единой системой работ по созданию безопасных условий труда".

Основным направлением работ по охране труда должно быть планомерное осуществление комплекса организационных и технических мероприятий, обеспечивающих создание здоровых и безопасных условий труда и поддержание порядка на производстве.

Общее руководство работой по охране труда и ответственность за состояние техники безопасности и производственной санитарии в целом по ПО возлагаются на генерального директора и главного инженера объединения, а в НГДУ - на начальника и главного инженера управления.

Во всех службах, занимающихся эксплуатацией и ремонтом резервуаров, руководство работой по охране труда и ответственность за состояние техники безопасности и производственной санитарии возлагаются на руководителей этих подразделений.

Начальники служб и подразделений в пределах вверенных им участков, должны обеспечить выполнение организационных и технических мероприятий, для создания безопасных условий труда, проводить инструктаж и обучение персонала безопасным методам работы, а также контролировать выполнение правил и инструкций по технике безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности, обеспечение рабочих по профессиям и видам работ инструкциями, а рабочие места - необходимыми плакатами.

Инструкции по безопасным методам ведения работ должны пересматриваться и переутверждаться один раз в три года, а также при введении новых правил и норм, типовых инструкций, новых технологических процессов, установок, машин и аппаратов.

Пересмотренные и дополненные инструкции должны быть своевременно доведены до сведения работников, которые обязаны их знать и выполнять.

Организация работ по охране труда и контроль за состоянием резервуаров осуществляются работниками службы охраны труда и техники безопасности НГДУ.

При организации и производстве работ на объектах системы сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и воды должна учитываться специфика производства, определяемая опасными свойствами транспортируемых компонентов: токсичностью, испаряемостью, способностью электризоваться, взрывоопасностью, пожароопасностью, коррозионной активностью и т.д.

Все работники систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и воды обязаны твердо знать и строго выполнять в объеме возложенных на них обязанностей правила техники безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности.

Каждый рабочий и инженерно-технический работник обязан немедленно докладывать своему непосредственному руководству о замеченных им нарушениях и неисправностях оборудования, механизмов, приспособлений и инструмента, утечках нефти, газа и воды, нарушениях правил техники безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности.

Работники цехов и участков должны быть обеспечены, согласно установленным перечням и нормам, средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спецобувью, спецпитанием, мылом и другими средствами; ответственность за обеспечение работников указанными видами довольствия и контроль за их использованием возлагаются на одного из заместителей руководителя ПО, управления, а также на руководителей объектов, цехов и участков.

Защитные средства и предохранительные приспособления перед выдачей рабочим и ИТР подвергаются осмотру и испытанию в соответствии с установленными требованиями. Пользоваться неисправными защитными средствами и предохранительными приспособлениями категорически запрещается.

В каждом цехе, на каждом рабочем месте должна находиться аптечка с необходимым запасом медикаментов и перевязочных материалов по установленному перечню.

Весь производственный персонал должен быть обучен способам оказания первой помощи пострадавшим при несчастных случаях.

Рабочие, принимаемые на работу по обслуживанию резервуаров должны иметь соответствующее профессионально-техническое образование или пройти профессионально-техническую подготовку на производстве.

Обучение рабочих на производстве проводится в соответствии с "Типовым положением о профессиональном обучении рабочих на производстве в нефтяной промышленности" по разработанным и утвержденным программам. Программы должны периодически, не реже одного раза в 3 года, пересматриваться и заново утверждаться.

По окончании производственного обучения в объеме утвержденной программы, перед допуском к работе знания вновь поступившего или переведенного рабочего или ИТР должны быть проверены квалификационной комиссией, назначенной приказом по объединению или управлению.

Результаты проверки знаний должны оформляться протоколом. Каждому работнику, выдержавшему испытание, выдается удостоверение за подписью председателя комиссии, подтверждающее право на эксплуатацию сооружений и оборудования и устанавливающее квалификационную группу работника.

Периодическая проверка знаний рабочих проводится ежегодно в том же порядке, как при проведении первичной проверки знаний.

Внеочередная проверка знаний у рабочих проводится:

-при изменении производственного (технологического) процесса, внедрении нового вида оборудования и механизмов;

-при введении в действие новых правил и норм безопасности, инструкций по безопасному ведению работ;

-в случае выявления, нарушений требований правил безопасности и инструкций, которые могли привести или привели к травме или аварии (по усмотрению начальника цеха);

-по приказу или распоряжению руководства предприятия, по указанию вышестоящих органов;

-по требованию органов государственного надзора и технических инспекторов труда профсоюзов в случае обнаружения недостаточных знаний;

-при переводе на другую работу или перерыве в работе более 6 месяцев.

Общее руководство и ответственность за правильную организацию, и проведение обучения работников безопасным методам работы возлагаются на руководителя предприятия.

Контроль за своевременным и качественным обучением рабочих и инженерно-технических работников безопасным методам работы возлагается на соответствующие службы охраны труда и техники безопасности.

Работники, обслуживающие резервуары, должны пройти инструктажи по правилам безопасности в соответствии с "Единой системой управления охраной труда в нефтяной промышленности":

а) вводный инструктаж, проводимый со всеми поступающими на предприятие рабочими и служащими независимо от их образования, квалификации и стажа работы по данной профессии или должности, а также с работниками, командированными для работы на данном предприятии, учащимися, студентами и другими лицами, допускаемыми на территорию предприятия или в производственные цеха для проведения работ;

б) инструктажи на рабочем месте:

первичный для рабочих и мастеров с практическим обучением - перед допуском к самостоятельной работе или при переводе с одной работы на другую;

периодический (повторный) проводится руководителем работ непосредственно на рабочем месте для рабочих по программе первичного инструктажа не реже чем через полгода, а для профессий с повышенными требованиями безопасности - через 3 месяца, для ИТР - не реже чем через 2 года;

внеочередной (внеплановый), вызванный производственной необходимостью - при изменении производственного процесса, замене одного вида оборудования на другой и в подобных случаях, когда изменяются условия труда;

если в цехе, на участке, в бригаде произошел несчастный случай или отказ;

при необходимости доведения до сведения работающих дополнительных требований, вызванных введением новых правил и инструкций по безопасному ведению работ;

если выявлены случаи нарушения правил и инструкций, производственной дисциплины независимо от принятых мер воздействия;

разовый (текущий) инструктаж по приказу или распоряжению вышестоящих организаций и контролирующих органов - перед выполнением особо опасных работ (по установленному перечню).

Для рассмотрения вопросов охраны труда, осуществления плановых проверок состояния условий труда на объектах, в цехах, предприятиях создаются постоянно действующие комиссии (ПДК) по безопасности труда.

ПДК предприятия организуется приказом по предприятию под председательством главного инженера. В состав комиссии включаются заместители начальника, главные специалисты, начальники отделов, служб, председатель профсоюзного комитета, председатель комиссии охраны труда.

Руководители предприятия, возглавляя ПДК по безопасности труда, не реже одного раза в квартал осуществляют выборочную проверку состояния условий труда.

Результаты проверок оформляются актом. При необходимости по результатам проверок издается приказ.

Порядок организации и содержание работы ПДК по безопасности труда предприятий должны соответствовать требованиям "Положения о постоянно действующих комиссиях по безопасности труда".

За состоянием условий труда на объектах промыслового сбора и транспорта нефти, газа и воды должен быть организован ведомственный контроль, осуществляемый непосредственными руководителями работ и организаторами производства согласно "Положению о ведомственном (оперативном) контроле за состоянием условий труда".

На предприятии по каждому объекту должен быть разработан перечень работ повышенной опасности, в котором раздельно должны быть указаны работы, выполняемые с оформлением наряда-допуска и без оформления наряда-допуска, но с регистрацией последних перед их началом в специальном журнале, что вызвано необходимостью ликвидации аварийных ситуаций и аварий.

Перечень работ разрабатывается начальниками цехов, установок, согласовывается со службами эксплуатации главного механика и техники безопасности и утверждается главным инженером предприятия.

Перечень должен периодически не реже одного раза в год пересматриваться и переутверждаться.

На выполнение работ повышенной опасности оформляется наряд-допуск в двух экземплярах и хранится в течение одного года у руководителя работ и руководителя, разрешившего работы.

На производство огневых работ оформляется разрешение по форме, утвержденной вышестоящей организацией; наряд-допуск не оформляется.

Список руководителей, имеющих право выдачи нарядов-допусков и разрешений на производство работ, оформляется приказом по предприятию.

На месте проведения ремонтных работ обязателен контроль за состоянием воздушной среды, который должен осуществляться согласно "Отраслевой инструкции по контролю воздушной среды на предприятиях нефтяной промышленности" ИБТВ 1-087-81.[6]

Состояние воздушной среды в колодцах, котлованах и траншеях должно контролироваться ежедневно перед началом газоопасных работ и после перерыва с помощью газоанализатора.

Допуск персонала к проведению ремонтных работ возможен, если содержание паров и газов в воздухе зоны производства работ не выше предельно допустимых концентраций (ПДК) по санитарным нормам.

При проведении сварочных работ на резервуаре по санитарным нормам ПДК углеводородов С- С в пересчете на углерод равна 300 мг/м, а сероводорода в смеси с углеводородами С- С - 3 мг/м.

Если в процессе работы возле рабочего места обнаружена утечка газа или нефти, необходимо прекратить работу и сообщить об этом руководителю.

При работе в колодцах, траншеях следует применять шланговый противогаз (конец шланга должен находиться на поверхности земли с наветренной стороны от колодца, котлована) и спасательный пояс с крестообразными лямками и сигнально-спасательной веревкой, конец ее должен держать рабочий, находящийся на поверхности земли. Длина шланга противогаза не должна превышать 20 м. Если радиус загазованной зоны превышает 20 м, следует применять шланговые противогазы с принудительной подачей воздуха.

На поверхности земли должны находиться не менее двух человек для постоянного наблюдения за действиями спустившегося в колодец.

Срок единовременного пребывания в шланговом противогазе не должен превышать 15 мин с последующим отдыхом на чистом воздухе не менее 15 мин.

Запрещается пребывание людей в кузовах автомобилей, на площадках прицепов и саней, нагруженных негабаритными грузами, трубами, бревнами, пылящими, ядовитыми и горючими материалами, а также на грузах, транспортируемых волоком.

Персонал, участвующий в гидравлических и пневматических испытаниях резервуаров, должен находиться в безопасных местах на случай разрыва швов, пробоя прокладок, отрыва заглушек и других аварийных ситуаций.

Осмотр резервуара разрешается производить только после снижения давления до рабочего, а устранение неисправностей - после полного снятия его.

Задвижки, краны и вентили должны открываться и закрываться плавно. Не допускается применение для их открытия и закрытия ломов, труб и других предметов.



7. Экологическая безопасность проекта

7.1 Требования в области охраны окружающей среды

С целью охраны окружающей среды при проектировании, строительстве и эксплуатации резервуаров:

соблюдать действующие стандарты, нормы и правила в области охраны окружающей среды;

рационально использовать природные ресурсы;

систематически контролировать степень загрязнения водных акваторий, атмосферы и почвы вредными веществами (нефть, нефтепродукты, соленые воды, поверхностно-активные вещества и др.);

своевременно ликвидировать последствия загрязнения окружающей среды;

разрабатывать и планомерно осуществлять на всех уровнях управления производством мероприятия по охране окружающей среды и сокращению потерь нефти.

Все мероприятия по охране окружающей среды при строительстве резервуаров должны быть выполнены в соответствии с рабочим проектом.

При проектировании и выполнении мероприятий по охране окружающей среды должны соблюдаться требования действующих законодательств о недрах, земле, лесе, об охране вод, леса, атмосферного воздуха, животного мира, памятников истории и культуры, а также требования местных властей по охране природы и рациональному использованию природных ресурсов.

При разработке проектов строительства и реконструкции резервуаров на промыслах в составе проектов должна быть дана оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС) проектируемых и реконструируемых объектов.

ОВОС проводится с целью предотвращения деградации окружающей среды, восстановления нарушенных в результате предыдущей хозяйственной деятельности природных систем, обеспечения эколого-экономической сбалансированности будущего хозяйственного развития, создания благоприятных условий жизни людей, выработки мер, снижающих уровень экологической опасности объектов, и должна предшествовать принятию решений об осуществлении того или иного проекта.

Оценка проводится в соответствии с "Временными методическими указаниями по составлению раздела "Оценка воздействия на окружающую среду" в схемах размещения, ТЭО (ТЭР) и проектах разработки месторождений и строительства объектов нефтегазовой промышленности".

Заказчик и разработчик проекта проводят предварительное рассмотрение и обсуждение результатов ОВОС с группой экспертов в рамках ведомственной экспертизы ТЭО и проектной документации, представителями общественности, чьи интересы затрагивает реализация проекта.

Государственная экологическая экспертиза предпроектной и проектной документации в экспертных органах Министерства экологии является завершающим этапом рассмотрения результатов ОВОС.

В проектах обустройства месторождений необходимо предусматривать мероприятия по охране окружающей среды при сооружении объектов и последующей их эксплуатации. Решения по охране окружающей среды следует включать в проект отдельным разделом, а в сметах предусматривать необходимые затраты.