Особенности использования сепараторов для стабилизации нефти на месторождении ООО "Лукойл-АИК"

Виды сепараторов, их назначение и комплектация. Техническое обслуживание сепараторов на месторождении. Определение объемов ремонтно-эксплуатационных работ сепараторов. Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при разливах и авариях.

Рубрика Производство и технологии
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 22.04.2020
Размер файла 591,1 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВКР ……………

Изм

Лист

№ докум.

подпись

Дата

Разраб.

Кляин.М.А.

ОПРЕДЕЛЕНИЯ,ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

Лит

Лист

Листов

Провер.

Козлова.Е.Н.

Нормаконтр.

Кругляк Л.В.

Бу «Когалымский политехнический колледж» группа ПНГ-15

ДЕПАРТАМЕНТ ОБРАЗОВАНИЯ И МОЛОДЕЖНОЙ ПОЛИТИКИ

ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА-ЮГРЫ

БЮДЖЕТНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА-ЮГРЫ

«КОГАЛЫМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ»

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

ОСОБЕННОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СЕПАРАТОРОВ ДЛЯ СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ ООО «ЛУКОЙЛ-АИК»

Выполнил: Обучающийся очной

формы обучения группы ПНГ-15

Кляин Максим Алексеевич

Руководитель: Козлова Елена Николаевна

Когалым, 2019

Реферат

Выпускная квалификационная работа (дипломный проект) по теме «Особенности использования сепараторов для стабилизации нефти на месторождении ООО «ЛУКОЙ-АИК» состоит из 54страниц, 2 рисунка, 24таблицы, 20 источников и 2-х листов формата А1 графического раздела.

Ключевые слова: УСТРОЙСТВО И ПОКАЗАТЕЛИ ОБОРУДОВАНИЯ, ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ,ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ.

Объект исследования ВКР (ДП) - устройство сепаратора.

Тема ВКР (ДП): Особенности использования сепараторов для стабилизации нефти на месторождении ООО «ЛУКОЙ-АИК»

Цель ВКР (ДП): проанализировать работу сепараторов для стабилизации нефти на месторождении ООО «ЛУКОЙ-АИК»

Задачи ВКР (ДП): Рассмотреть виды сепараторов, их назначение и комплектация

ВКР содержит 5 разделов. В технологическом разделе рассмотрены виды, назначение и технологическое обслуживание сепараторов. В расчетном разделе произведен расчет материального, мольного и массового баланса сепараторов. В экономическом разделе представлен расчет себестоимости капитального ремонта сепаратора. В разделах безопасность труда и охрана окружающей среды и недр приводятся правила безопасной эксплуатации оборудования, техники безопасности при выполнении технологических процессов по переработки нефти, описываются основные источники загрязнения окружающей среды и недр, приводятся мероприятия по предотвращению и ликвидации загрязнения.

Определения, обозначения и сокращения

НКТ - насосно-компрессорные трубы

УЭЦН- установка электроцентробежного насоса

ЭЦН - электроцентробежный насос

ГКЗГ- государственная комиссия по запасам

ВКР -выпускная квалификационная работа

ЦДНГ - цех добычи нефти и газа

ПДК - предельно допустимая концентрация

ЧП - чрезвычайное происшествие

ЧС - чрезвычайная ситуация

СПО - среднее профессиональное образование

ГЭК - государственная экзаменационная комиссия

ДП - дипломный проект

ОПОП - основная профессиональная образовательная программа

ЦППН - цех подготовки и перекачки нефти

ГР - графический раздел

УПН - установка подготовки нефти

ВИК - визуально и измерительный контроль

НТД - нормативно-техническая документации

ПБ - правила безопасности

ППД - поддержание пластового давления

С-1 - сепаратор 1 ступени сепарации
С-2 - сепаратор 2 ступени сепарации

КСУ - концевая сепарационная установка

РВС - резервуар вертикальный стальной

УППН - установка подготовки и перекачки нефти

Содержание

Введение

1. Технологический раздел

1.1 Виды сепараторов, их назначение и комплектация

1.2 Техническое обслуживание сепараторов на месторождении

1.3 Диагностика и наладка сепараторов на месторождении

2. Расчетный раздел

2.1 Расчёт материального, мольного, массового баланса сепараторов первой ступени для стабилизации нефти на месторождении

2.2 Расчёт материального, мольного, массового баланса сепараторов второй ступени для стабилизации нефти на месторождении

2.3 Расчёт материального, мольного, массового баланса сепаратора КСУ предназначенного для окончательной стабилизации нефти на месторождении

3. Экономический раздел

3.1 Определение объемов ремонтно-эксплуатационных работ сепараторов

3.2 Расчёт себестоимости капитального ремонта сепаратора на месторождении

4. Безопасность труда

4.1 Требования к работнику, опасные и вредные производственные факторы

4.2 Мероприятия по улучшению условий труда и приведения рисков к минимуму

4.3 Индивидуальные и коллективные средства защиты работающих.

4.4 Пожароопасные факторы на производстве, действия персонала при обнаружении пожара

5. Охрана окружающей среды и недр

5.1 Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при разливах и авариях

5.2 Отходы при производстве продукции, сточные воды, выбросы в атмосферу, методы их утилизации, переработки

5.3 Безопасный метод удаления продуктов производства из технологических систем и отдельных видов оборудования

Заключение

Список использованных источников

Приложения

Введение

сепаратор месторождение технический производство

Актуальность темы. Сепараторы играют большую роль в технологическом процессе при сборе и подготовки нефти и газа. Из нефтяных скважин в общем случае извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, попутного газа, воды и механических примесей (песка, окалины и проч.). В таком виде транспортировать продукцию нефтяных скважин по магистральным нефтепроводам нельзя.

Во - первых, вода - это балласт, перекачка которого не приносит прибыли.

Во - вторых, при совместном течении нефти, газа и воды имеют место значительно большие потери давления на преодоление сил трения, чем при перекачки одной нефти. Именно поэтому я считаю свою тему дипломной работы актуальной так как она раскрывает принцип работы сепараторов для очистки нефти от примесей на месторождении ООО «ЛУКОЙЛ-АИК»

Объект исследования - устройство сепаратора.

Предмет исследования - влияние устройства сепараторов на их производительность.

Цель исследования - выявить особенности устройствасепараторов для стабилизации нефти на месторождении ООО «ЛУКОЙЛ-АИК»

Задачи исследования:

- рассмотреть устройство сепараторов;

- исследовать принципы работы сепараторов;

- рассмотреть классификации сепараторов;

Методы исследования:

- теоретические - анализ и синтез, терминологический анализ для изучения базовых понятий;

- эмпирические - обобщение, сравнение, обзор первоисточников по теме.

Методологические основы исследования: исследования составляют терминологический, системный, структурно-функциональный, информационный подходы.

Общие сведения о предприятии: Организация «ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «ЛУКОЙЛ-АИК» зарегистрирована 01 июня 2017 года по адресу 628484, ХАНТЫ-МАНСИЙСКИЙ АВТОНОМНЫЙ ОКРУГ - ЮГРА АО, КОГАЛЫМ Г, МИРА УЛ, ДОМ 23, КОРПУС А. Компании был присвоен ОГРН 1178617009251 и выдан ИНН 8608059605. Основным видом деятельности является добыча сырой нефти. Компанию возглавляет КОРУНОВ АЛЕКСАНДР АЛЕКСАНДРОВИЧ. За 2017 год прибыль компании составила 4828.04 млн.руб.

ПАО «ЛУКОЙЛ» -- российская нефтяная компания. Наименование компании происходит от первых букв названий городов нефтяников (Лангепас, Урай, Когалым) и слова «ойл» (от англ. oil -- нефть).

Основные виды деятельности компании -- операции по разведке, добыче и переработке нефти и природного газа, реализации нефти и нефтепродуктов.

Государственный нефтяной концерн «ЛангепасУрайКогалымнефть» («Лукойл») был создан постановлением Совета Министров СССР № 18 от 25 ноября 1991 года. В новом нефтяном концерне были объединены три нефтедобывающих предприятия «Лангепаснефтегаз», «Урайнефтегаз», «Когалымнефтегаз», а также перерабатывающие предприятия «Пермнефтеоргсинтез», Волгоградский и Новоуфимский нефтеперерабатывающие заводы

Сеть по сбыту нефтепродуктов компании «Лукойл» охватывает 19 стран мира, включая Россию, страны СНГ (Азербайджан, Белоруссия, Грузия, Молдавия, Украина), государства Европы (Бельгия, Болгария, Венгрия, Кипр, Латвия, Литва, Нидерланды, Польша, Сербия, Румыния, Хорватия, Черногория, Чехия (на 2008 год 44 АЗС под торговой маркой JET), Эстония и США. Компании принадлежит 199 нефтебаз и 5830 автозаправочных станций.

ООО «ЛУКОЙЛ-АИК» принадлежит значительное число малых электростанций и других энергетических установок. Собственные энергомощности компании на 2009 год включали 463 генерирующие установки мощностью 337 МВт. Указанные генерирующие ёмкости обеспечили в 2008 году 6,1 % потребностей компании в энергии.

Помимо этого компания ООО «ЛУКОЙЛ-АИК» контролирует 100 % долей «Лукойл-Экоэнерго» (Южная генерирующая компания -- ТГК-8)

1. Технологический раздел

1.1 Виды сепараторов, их назначение и комплектация

Нефтегазовый сепаратор - это устройство, в котором нефть отделяется от попутного газа (или вода отделяется от нефти) за счет различной плотности жидкостей. Бывают горизонтальные, вертикальные и гидроциклонные сепараторы.

Основные области применения сепараторов нефти: нефтехимическая, нефтеперерабатывающая и прочие сферы, где требуется разделение нефтяных эмульсий.

На предприятии ООО «ЛУКОЙЛ-АИК» используется сепаратор нефтегазовый объемом 50м3 для концевой сепарации нефти (КСУ) он также изображён на технологической схеме приложение Б.

Концевые сепарационные установки (КСУ) предназначены для окончательной дегазации нефти до требуемых значений давления насыщенных паров и очистки попутного газа. Применяются на установках сбора и подготовки продукции нефтяных месторождений.

В сепараторах КСУ предусмотрены следующие конструкции и узлы:

- входной узел распределения газожидкостной смеси;

- внутренняя пеногасящая насадка;

- распределительные полки;

- внутренние каплеотбойные устройства, установленные на выходе газа из аппарата.

В зависимости от условий эксплуатации и рабочей среды сепараторы изготавливаются с термообработкой и без термообработки, с узлами и без узлов крепления теплоизоляции.

Таблица 1.1

Технические данные

Рабочаясреда

Нефть, газ, пластоваявода

Расчетноедавление, МПа,

0,6; 1,0; 1,6; 2,5

Производительность по жидкости, м3/сут

до 8000

Производительность по газу, м3/сут

до 50000

Массовая концентрация жидкости в очищенном газе, г/ м3

до 0,1

Температураокружающейсреды, 0С0

от - 60 до + 50

Принцип работы сепаратора нефти

Процесс отделения нефти от газа, осуществляемый в сепараторе, называется сепарацией. Отделение проходит несколько стадий, от количества которых зависит объем дегазированной нефти, полученный из пластовой жидкости.

Принцип работы сепаратора базируется на действии центробежной силы, разделяющей жидкость на твердую и жидкую фазу. По основной трубе суспензия попадает в верхнюю часть барабана, где очищается от тяжелых элементов, оттуда вытесняется в каналы тарелкодержателя, а после - в сепарационную камеру.

Разновидности нефтегазовых сепараторов

По положению в пространстве сепараторы подразделяют на следующие типы:

- вертикальные;

- горизонтальные;

- гидроциклонные.

По форме бывают:

- цилиндрические;

- сферические аппараты.

По числу фаз:

- 2-х;

- 3-х фазные.

По показателям рабочего давления:

- до 0,6 МПа;

- от 0,6 до 2,5 МПа;

- выше 2,5 МПа.

Также их разделяют по принципу действия основной силы.

Описание вертикального сепаратора

Вертикальное сепарационное устройство представляет собой корпус в форме цилиндра, оснащенный короткими трубками для ввода пластовой жидкости и вывода жидкой и газовой фаз, арматурой для предохранения и регуляции, а также специальными элементами для отделения жидкостей.

Описание горизонтального сепаратора

В состав горизонтального сепаратора входит емкость с 2-мя полками, расположенными под наклоном, пеногаситель, отделитель жидкостей и устройство, предотвращающее возникновение воронки в процессе дренажа нефти. Горизонтальный нефте-сепаратор оснащен трубкой для ввода пластовой жидкости, штуцерами для выхода фаз и люк - лазом.

Описание гидроциклонного сепаратора.

Гидроциклонный газонефтяной сепаратор представляет собой горизонтальную емкость, состоящую из одноточных гидроциклонов. Одноточный циклон - это устройство в форме цилиндра с тангенциальным вводом пластовой жидкости, направляющей трубкой и отделом перетока.

Виды сепараторов нефти по характеру появления основной силы

Сепарационные аппараты делятся на категории в зависимости от основной силы, благодаря которой осуществляется отделение.

Бывают:

- гравитационные;

- центробежные;

- гидроциклонные;

- инерционные.

Особенности гравитационных сепараторов.

В сепарационных установках гравитационного типа разделение происходит за счет гравитации, то есть вещества с меньшим удельным весом (газы) поднимаются вверх, тяжелые оседают на дне. Продуктивность и скорость сепарации обусловлена показателями давления, периода цикла и особенностей рабочей среды.

Турбулентное движение жидкости на практике наиболее эффективно, так как образующиеся в процессе пузырьки ускоряют отделение. Это ключевой принцип сепарации, используемый на месторождениях.

Чтобы увеличить продуктивность гравитационного сепаратора, рекомендуется установить на входе депульсатор, предназначенный для отстранения газа из пластовой жидкости. Благодаря оснащению депульсатором процесс отделения материала на газ и тяжелую сырую нефть занимает 5 минут. Данный процесс присущ 2-х фазным сепараторам, 3-х фазные устройства способны отделять еще и воду.

Особенности центробежных сепараторов

Отделение осуществляется за счет воздействия центробежной силы. Механизм тарельчатого центробежного (гидроциклонного) сепаратора выдерживает эксплуатацию в местах месторождений нефти.

Особенности инерционных сепараторов.

Отделение происходит благодаря разным силам инерции частиц в сепарируемой жидкости. Тяжелые элементы вытесняются к стенкам емкости, после чего перетекают на ее дно.

Критерии выбора

При выборе оборудования рекомендуется учесть следующие параметры:

- свойства пластовой жидкости и ее количество;

- типпотока;

- стойкость;

- давление;

- температурный режим.

Сепараторы вертикального типа более продуктивны в сравнении с горизонтальными, но и имеют более высокую цену. Они подходят для предприятий с высокими производственными мощностями, а также в случае, если эмульсия содержит большое количество твердых частиц.

Горизонтальные сепарационные устройства приложение В - оптимальный вариант для переработки небольших объемов материала, а также жидкостей с большим содержанием растворенного газа. Они пользуются наибольшим спросом, так как достаточно производительны и доступны в цене. Для достижения максимальной эффективности при использовании горизонтальных нефтегазовых сепараторов нефть перемешивают в процессе сепарации, повышают температурный режим и снижают давление.

1.2 Техническое обслуживание сепараторов на месторождении

К самостоятельной работе по обслуживанию производства допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие инструктаж и сдавшие квалификационный экзамен.

Обслуживающий персонал должен:

- знать и строго соблюдать технологический регламент, инструкции по правилам безопасности, пожарной и газовой безопасности;

- строго выдерживать параметры технологического процесса, контролировать работу оборудования;

- следить за герметичностью технологических трубопроводов, оборудования и арматуры во избежание загазованности, отравлений и взрывов.

Для обеспечения безаварийной работы установки и для повышения взрывоопасности технологического процесса на установке предусмотрено:

- герметичность аппаратов, оборудования, трубопроводов, арматуры;

- для защиты аппаратов и трубопроводов, где возможно повышение давления до максимально-допустимого, установлены предохранительные клапаны;

- ограждения площадки с электрооборудованием электродегидратора имеет блокировку, снимающую напряжение с электрооборудования при открывании дверцы ограждения.

Техническое обслуживание и техническое освидетельствование аппаратов производиться в соответствии с ПБ 03-576-03.

Для осуществления контроля за скоростью коррозии расчетных элементов аппарата необходимо периодически в соответствии с нормами, установленными на производстве, производить замеры толщин стенок аппарата с помощью ультразвуковых толщиномеров и дефектоскопов.

Для этого составляется схема расположения точек замера толщин стенок корпуса аппарата.

Точки замера толщин стенок должны располагаться на каждом листе корпуса аппарата с шагом не более 800мм вблизи сварных швов на расстоянии не более 100 мм.

Обязательными местами замеров являются:

- точки в зонах пересечения сварных швов на расстоянии 20 - 30 мм от кромки швов;

- точки вокруг штуцеров не менее 4-х точек для каждого штуцера на Расстоянии 50 мм от края патрубка;

- точки в местах концентрации напряжений (места на радиусах гиба днищ, приварки опор);

- патрубки штуцеров - не менее 4-х точек.

При каждом очередном техническом освидетельствовании замер толщин стенок должен производиться в одних и тех же точках, что позволит определять действительную скорость коррозии стенок.

Для аппаратов без теплоизоляции измерения толщин стенок корпуса должны производиться с наружной стороны.

Наружный и внутренний осмотры, а также гидравлические испытания при техническом освидетельствовании должны производиться пробным давлением ответственными лицами в сроки, установленные ПБ 03-576-03.

Периодичность, объем и методы проведения технических освидетельствования аппарата должны соответствовать требованиям раздела 6.3 ПБ 03-576-03.

Разборка и вскрытие аппарата, остановленного для внутреннего осмотра чистки, ремонта может производиться только после освобождения его от продуктов производства и отключения аппарата от всех трубопроводов, соединяющих его с источниками давления или другими агрегатами.

Заключение о продлении срока службы аппарата выдаётся специализированной организацией по аппаратостроению, располагающей службами для проведения комплексного исследования качества металла и дефектоскопии сварных швов, для определения степени износа несущих элементов для проведения прочностного расчёта и проверочного расчёта, учитывающего малоцикловую усталость.

1.3 Диагностика и наладка сепараторов на месторождении

До начала диагностирования нужно изучить имеющиеся в наличии эксплуатационные и технические документы на сосуды и аппараты. Анализ технической документации надо проводить с целью:

- контроля наличия паспорта сосуда и точности его заполнения;

- установления фактических критерий эксплуатации сосуда и соотношения их паспортным данным;

- анализа итогов предшествовавших диагностированию технических освидетельствований, раньше проделанных диагностировании и ремонтно-восстановительных работ, реконструкций;

- уточнения фактической выработки сосуда в часах или же циклах загруженности (для сосудов периодического действия).

Проверке в общем случае подвергается следующая техническая документация:

- личный паспорт сосуда;

- сборочный чертеж;

- ремонтная документация;

- эксплуатационные документы;

- предписания территориального органа Ростехнадзора;

- решения по итогам прошлых технических освидетельствований и технических диагностирований.

При анализе технической документации рассматриваются:

- присутствие в паспорте сосуда данных о его регистрации;

- соотношение заводской маркировки сосуда на корпусе и на фирменной табличке паспортным данным;

- внедрению сосуда по прямому предназначению.

Особенное внимание уделяется проверке сведений о повреждениях и поломках в работе сосуда и о основаниях, приведших к ним.

Подготовка аппарата к обследованию:

- выведение оборудования из рабочего режима, опорожнение, продувка, отглушение от деятельных трубопроводов, разборка съемных элементов, крышек люков лазов и т.д.;

- вскрытие термической изоляции (при наличии) выборочное или же абсолютное (в случае выявления зон с важным коррозионным или эрозионным износом или проявлении дефектов при проведении НК и т.п.);

- подготовка рабочих площадок в зонах управления (при необходимости).

Для диагностирования состояния сепараторов используют несколько видов испытаний такие как гидравлическое и пневматическое, а также визуально измерительный контроль.

Визуально измерительный контроль (ВИК)

ВИК внешней и внутренней поверхности ведется для оценки коррозионного состояния аппарата, а ещё выявления трещинок, выпучин, вмятин и иных вероятных поверхностных дефектов. При внешнем осмотре особенное внимание следует уделить местам приварки патрубков штуцеров и потенциально опасным участкам - местам приварки деталей крепления, опор, местам перехода от цилиндрической к выпуклой части днища, местам ремонта. При ВИК отмечается месторасположение аппарата, состояние противокоррозионного покрытия, изоляции. При внутреннем осмотре следует обращать особенное внимание на вероятный коррозионный износ стен корпуса аппарата и штуцеров в пространствах входа и выхода продукта и на вероятное отслоение плакирующего слоя от основного металла. Ведется оценка формы и объёмов сварных швов на соответствие требованиям действующим НТД. При обнаружении повреждений указывается на схеме их месторасположение и размеры. Приобретённые результаты отражаются в акте проведения ВИК.

Гидравлическое испытании -- один из наиболее часто используемых видов неразрушающего контроля, про водящееся с целью проверки прочности и плотности сосудов, трубопроводов, теплообменников, насосов и другого оборудования, работающего под давлением, их деталей и сборочных единиц. Также гидравлическим испытаниям могут подвергаться схемы тепломеханического оборудования в сборе и даже целые тепловые сети. По принятой в большинстве стран практике, всё оборудование, работающее под давлением, подвергают гидравлическим испытаниям:

- после изготовления предприятием-изготовителем оборудования или элементов трубопроводов, поставляемых на монтаж;

- после монтажа оборудования и трубопроводов;

- в процессе эксплуатации оборудования и трубопроводов, нагружаемых давлением воды, пара или пароводяной смеси.

Гидравлическое испытание -- необходимая процедура, свидетельствующая о надёжности оборудования и трубопроводов, работающих под давлением, в течение всего срока их службы, что крайне важно, учитывая серьёзную опасность для жизни и здоровья людей в случае их неисправностей и аварий.

Давление проведения гидравлических испытаний называется поверочным, и оно превышает рабочее обычно в 1,25, 1,5 или в 5/3 раза. После производства и при периодической проверке сосудов внутреннего давления с целью надёжности их нагружают поверочным давлением с определением степени изменения объёмных характеристик.

Гидравлическому испытанию подлежат:

- все трубные, сварные, литые, фасонные и иные составляющие детали, а ещё арматура котлов и трубопроводов, в случае если они не подверглись гидравлическому испытанию на местах их изготовления (возможно применение ультразвуковой дефектоскопии);

- элементы котлов и трубопроводов в собранном виде;

- котлы, пар нагревателив последствии их изготовления или же монтажа;

- все сосуды впоследствии их изготовления;

- трубопроводы пара и горячей воды всех категорий со всеми элементами и их арматурой после окончания монтажа.

Пневматические испытания являются более ответственными, чем гидравлические, и преследуют цель проверить трубопровод на плотность или на прочность. Давление в трубопроводе создается в результате заполнения его сжатым воздухом или инертным газом, чаще всего азотом. Для проведения испытания к трубопроводу подключают передвижные воздушные компрессоры или другие источники сжатого воздуха или сжатого газа.

2. Расчетный раздел

2.1 Расчёт материального, мольного, массового баланса сепараторов первой ступени для стабилизации нефти на месторождении

Таблица 2.1

Химический состав нефти

Компонент

СО2

N2

CH4

C2H6

C3H8

i-C4H10

н-C4H10

i-C5H12

н-С5H12

С6H14+

Итого

% мольн.

0,72

0,38

26,87

5,26

7,25

1,36

3,66

1,34

2,18

50,98

100,00

Молекулярная масса пластовой нефти 139,3 г/моль.

Материальный баланс первой ступени сепарации со сбросом воды

Нефть на УПН поступает с температурой +5…+25 °С.

Расчет материального баланса процесса сепарации

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 2.2.

Таблица 2.2

Исходные данные для расчёта

Компонент смеси

Мольная доля компонента в нефти

(zi?)

Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль

Константа фазового равновесияКi

СО2

0,72

44

10,720

N2

0,38

28

114,850

СН4

26,87

16

28,410

С2Н6

5,26

30

4,050

С3Н8

7,25

44

1,045

i-C4H10

1,36

58

0,345

н-С4Н10

3,66

58

0,268

i-С5Н12

1,34

72

0,088

н-С5Н12

2,18

72

0,066

С6Н14+

50,98

243,95

0,0001

100,00

-

-

Молекулярную массу С6Н14+ вычисляем по формуле:

(2.1)

где Мн - молекулярная масса нефти;

Мi - молекулярная масса компонента нефти;

хi - мольная доля компонента в нефти;

хост - мольнаядоля С6Н14+.

Значения констант фазового равновесия при разных температурах и давлениях приводятся в справочной литературе. Путем интерполяции определяем значение констант при рабочих условиях сепарации.

Компонент «C6Н14+» самый тяжелый в исходной смеси и будет в основном оставаться в жидкой фазе, поэтому примем значение константы фазового равновесия этого компонента равное 0,0001.

Мольная доля отгона N? определяется методом последовательного приближения путем подбора такого значения, при котором будет выполняться условие:

(2.2)

где zi? - мольная доля компонента в пластовой нефти;

Кi - константа фазового равновесия данного компонента при температуре и давлении на данной ступени сепарации

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти.

Путем подбора определим такую величину N?, при которой выполнится условие (2.3):

(2.3)

Подбор величины N? приводится в табл. 2.3.

Таблица 2.3

Определение мольной доли отгона N?

Компонентсмеси

N?= 31

N? = 33

N? = 32,705

CO2

0,0192

0,0183

0,0185

N2

0,0120

0,0113

0,0114

СН4

0,8038

0,7599

0,7661

С2Н6

0,1095

0,1062

0,1066

С3Н8

0,0747

0,0747

0,0747

i-C4H10

0,0059

0,0060

0,0059

н-С4Н10

0,0127

0,0129

0,0129

i-С5Н12

0,0016

0,0017

0,0017

н-С5Н12

0,0020

0,0021

0,0021

С6Н14+

0,0001

0,0001

0,0001

?Yi

1,0415

0,9932

1,0000

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 32,705 моль газа.

Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 моль сырой нефти. Расчет приведен в табл. 2.4.

Таблица 2.4

Мольный баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент

смеси

Молярный состав

сырой нефти (zi?), %

Газизсепаратора

Нефть из сепаратора

(zi?- N0гi),

моли

Мольный состав нефти

из блока сепараторов

xi?=( zi?- N0гi)·100,

У(zi?- N0гi)

%

Молярная

концентрация (yi?)

Моли

СO2

0,72

0,0185

0,604

0,116

0,172

N2

0,38

0,0114

0,373

0,007

0,010

СН4

26,87

0,7661

25,055

1,815

2,696

С2Н6

5,26

0,1066

3,488

1,772

2,633

С3Н8

7,25

0,0747

2,442

4,808

7,145

i-C4H10

1,36

0,0060

0,195

1,165

1,731

н-С4Н10

3,66

0,0129

0,422

3,238

4,812

i-С5Н12

1,34

0,0017

0,055

1,285

1,910

н-С5Н12

2,18

0,0021

0,068

2,112

3,139

С6Н14+

50,98

0,0001

0,003

50,977

75,752

Итого

100,00

1,000

32,705

67,295

100,000

Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведен в табл. 2.5.

Таблица 2.5

Массовый баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент

смеси

Молярный состав сырой нефти

(zi?), %

Массовый состав сырой нефти

Mic= zi?.Mi

Массовый состав газа из сепаратора

Miг=N0гi·Mi

Массовый состав нефти из сепаратора

Miн= Mic- Miг

Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти

Riг=100·Miг/ Mic, %

CO2

0,72

31,680

26,578

5,102

83,897

N2

0,38

10,640

10,453

0,187

98,240

СН4

26,87

429,920

400,885

29,035

93,246

С2Н6

5,26

157,800

104,638

53,162

66,310

С3Н8

7,25

319,000

107,442

211,558

33,681

i-C4H10

1,36

78,880

11,327

67,553

14,359

н-С4Н10

3,66

212,280

24,463

187,817

11,524

i-С5Н12

1,34

96,480

3,957

92,523

4,101

н-С5Н12

2,18

156,960

4,878

152,082

3,108

С6Н14+

50,98

12436,360

0,604

12435,756

0,005

Итого

100,00

13930,000

695,225

13234,775

4,991

Rсмг=0,0499 - массовая доля отгона газа.

Средняя молекулярная масса газа:

Mсрг=Miг/ N0гi (2.4)

где Miг - молекулярная масса i-того компонента газа;

N0гi - количество i-того компонента газа

Mсрг = 21,258 кг/кмоль (2.5)

Плотность газа при нормальных условиях:

(2.6)

Плотность газа при рабочих условиях первой ступени сепарации:

(2.7)

Таблица 2.6

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Компонент

смеси

Молярнаяконцентрация N0гi/N0гi

Молекуляр-наямасса

(Mi)

Массовый состав

[N0гi/N0гi]·Mi·100, % Mсрг

Содержание тяжелых

углеводородов

[N0гi/N0гi]Mi·ср·103, г/м3 Mсрг

CO2

0,0185

44

3,823

213,767

N2

0,0114

28

1,503

84,070

СН4

0,7661

16

57,663

3224,263

С2Н6

0,1066

30

15,051

841,587

С3Н8

0,0747

44

15,454

864,145

i-C4H10

0,0060

58

1,629

91,098

н-С4Н10

0,0129

58

3,519

196,749

i-С5Н12

0,0017

72

0,569

31,825

н-С5Н12

0,0021

72

0,702

39,234

С6Н14+

0,0001

243,95

0,087

4,861

Итого

1,0000

-

100,000

5591,599

2.2 Расчёт материального, мольного, массового баланса сепараторов второй ступени стабилизации нефти на месторождении

Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны:

Р = 0,3 МПа; t = 500С. (2.8)

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 2.7.

Таблица 2.7

Исходные данные для расчета

Компонентсмеси

Мольная доля компонента в нефти

(zi?)

Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль

Кi

CO2

0,172

44

31,500

N2

0,010

28

252,500

СН4

2,696

16

67

С2Н6

2,633

30

15,250

С3Н8

7,145

44

4,950

i-C4H10

1,731

58

2,200

н-С4Н10

4,812

58

1,675

i-С5Н12

1,910

72

0,695

н-С5Н12

3,139

72

0,585

С6Н14+

75,752

243,95

0,0001

100,000

-

-

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти.

Путем подбора определим такую величинуN?, при которой выполнится условие:

(2.9)

Подбор величины N? приводится в табл. 2.8.

Таблица 2.8

Определение мольной доли отгона N?

Компонент смеси

N? = 4

N? = 7

N? = 6,444

CO2

0,0244

0,0173

0,0183

N2

0,0023

0,0013

0,0015

СН4

0,4963

0,3215

0,3439

С2Н6

0,2558

0,2010

0,2093

С3Н8

0,3054

0,2771

0,2819

i-C4H10

0,0363

0,0351

0,0354

н-С4Н10

0,0785

0,0770

0,0772

i-С5Н12

0,0134

0,0136

0,0135

н-С5Н12

0,0187

0,0189

0,0189

С6Н14+

0,0001

0,0001

0,0001

?Yi

1,2313

0,9629

1,0000

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 6,444 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчет приведен в табл. 2.9.

Таблица 2.9

Мольный баланс процесса сепарации второй ступени

Компонент

смеси

Молярный состав

сырой нефти (zi?), %

Газ из сепаратора

Нефть из сепаратора

(zi?- N0гi),

моли

Мольный состав нефти

из блока сепараторов

xi?=( zi?- N0гi)·100,

У(zi?- N0гi)

%

Молярная

концентрация (yi?)

Моли

CO2

0,172

0,0183

0,118

0,054

0,058

N2

0,010

0,0015

0,009

0,001

0,001

СН4

2,696

0,3439

2,216

0,48

0,513

С2Н6

2,633

0,2093

1,349

1,284

1,373

С3Н8

7,145

0,2819

1,816

5,329

5,695

i-C4H10

1,731

0,0354

0,228

1,503

1,607

н-С4Н10

4,812

0,0772

0,498

4,314

4,611

i-С5Н12

1,910

0,0135

0,087

1,823

1,948

н-С5Н12

3,139

0,0189

0,122

3,017

3,225

С6Н14+

75,752

0,0001

0,001

75,751

80,969

Итого

100,000

1,0000

6,444

93,556

100,000

Баланс по массе, в расчете на 100 молей сырой нефти приведен в табл. 2.10.

Таблица 2.10

Массовый баланс процесса сепарации второй ступени

Компонент

смеси

Молярный состав сырой нефти

(zi?), %

Массовый состав сырой нефти

Mic= zi?·Mi

Массовый состав газа из сепаратора

Miг=N0гi·Mi

Массовый состав нефти из сепаратора

Miн= Mic- Miг

Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти

Riг=100·Miг/ Mic, %

CO2

0,172

7,581

5,189

2,392

68,451

N2

0,010

0,278

0,263

0,015

94,563

СН4

2,696

43,145

35,461

7,684

82,190

С2Н6

2,633

78,998

40,470

38,528

51,229

С3Н8

7,145

314,372

79,932

234,440

25,426

i-C4H10

1,731

100,384

13,210

87,174

13,159

н-С4Н10

4,812

279,095

28,869

250,226

10,344

i-С5Н12

1,910

137,488

6,281

131,207

4,568

н-С5Н12

3,139

225,992

8,754

217,239

3,873

С6Н14+

75,752

18479,394

0,127

18479,266

0,001

Итого

100,000

19666,727

218,556

19448,171

1,111

Rсмг=0,0111- массоваядоляотгона.

Средняямолекулярнаямассагаза:

Mсрг=Miг/ N0гi (2.10)

Mсрг = 33,916 кг/кмоль

Плотностьгаза:

сср= 5,0408 кг/м3 (2.11)

Таблица 2.11

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Компонент

смеси

Молярнаяконцентрация N0гi/N0гi

Молекулярнаямасса

(Mi)

Массовый состав

[N0гi/N0гi]·Mi·100, %

Mсрг

Содержание тяжелых

углеводородов

[N0гi/N0гi]·Mi·ср·103, г/м3 Mсрг

CO2

0,0183

44

2,374

119,684

N2

0,0015

28

0,121

6,069

СН4

0,3439

16

16,225

817,880

С2Н6

0,2093

30

18,517

933,406

С3Н8

0,2819

44

36,573

1843,563

i-C4H10

0,0353

58

6,044

304,671

н-С4Н10

0,0772

58

13,209

665,837

i-С5Н12

0,0135

72

2,874

144,865

н-С5Н12

0,0189

72

4,005

201,890

С6Н14+

0,0001

243,95

0,058

2,936

2.3 Расчёт материального, мольного, массового баланса сепаратора КСУ предназначенного для окончательной стабилизации нефти на месторождении

Конечная сепарационная установка предназначена для окончательной стабилизации товарной нефти до такого состояния, при котором будутсоблюдаться условия норм товарного продукта. В частности: избыточноедавление насыщенных паров нефти при температуре 38°С должно быть:

Рs38 = 500 мм рт. ст. = 66708 Па. (2.12)

Этого можно добиться путем раз газирования нефти при абсолютномдавлении Р и температуре t, соответственно:

Р = 101300 + 66708 = 168008 Па = 1,66 атм; t = 38°С. (2.13)

Проведем расчет сепарации газа от нефти для этих термодинамических условий. Результаты расчета представлены в таблицах.

Таблица 2.12

Состав нефти, поступающей на сепаратор КСУ

Компонентсмеси

Мольная доля компонента в нефти, (zi?)

Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль

Кi

CO2

0,058

44

53,248

N2

0,001

28

464,880

СН4

0,513

16

121,144

С2Н6

1,373

30

23,488

С3Н8

5,695

44

6,842

i-C4H10

1,607

58

2,721

н-С4Н10

4,611

58

1,883

i-С5Н12

1,948

72

0,738

н-С5Н12

3,225

72

0,602

С6Н14+

80,969

243,95

0,0001

Итого

100,000

-

-

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе:

Подбор величины N? представлен в табл. 2.13.

Таблица 2.13

Определение числа молей выделившегося газа N

Компонентсмеси

N=1

N=2

N=1,508

CO2

0,0203

0,0151

0,0173

N2

0,0005

0,0003

0,0003

СН4

0,2825

0,1827

0,2212

С2Н6

0,2632

0,2224

0,2408

С3Н8

0,3681

0,3489

0,3581

i-C4H10

0,0430

0,0422

0,0426

н-С4Н10

0,0861

0,0853

0,0857

i-С5Н12

0,0144

0,0145

0,0144

н-С5Н12

0,0195

0,0196

0,0195

С6Н14+

0,0001

0,0001

0,0001

?

1,0977

0,9311

1,0000

Расчеты показали, что в сепараторе КСУ из 100 молей нефти при указанных условиях выделяется 1,508 молей газа. Составим материальный баланс в молях на 100 молей смеси.

Таблица 2.14

Мольный баланс процесса сепарации на КСУ

Компонент

смеси

Молярный состав

сырой нефти (zi?), %

Газизсепаратора

Нефть из сепаратора

(zi?- N0гi),

моли

Мольный состав нефти

из блока сепараторов

xi?=( zi?- N0гi)·100,

У(zi?- N0гi)

%

Молярная

концентрация (yi?)

Моли

CO2

0,058

0,0173

0,0261

0,0320

0,0325

N2

0,001

0,0003

0,0005

0,0001

0,0001

СН4

0,513

0,2212

0,3335

0,1798

0,1826

С2Н6

1,373

0,2408

0,3631

1,0096

1,0251

С3Н8

5,695

0,3581

0,5400

5,1552

5,2341

i-C4H10

1,607

0,0426

0,0642

1,5423

1,5659

н-С4Н10

4,611

0,0857

0,1293

4,4822

4,5508

i-С5Н12

1,948

0,0144

0,0218

1,9261

1,9555

н-С5Н12

3,225

0,0195

0,0294

3,1956

3,2445

С6Н14+

80,969

0,0001

0,0001

80,9691

82,2089

?

100,000

1,0000

1,508

98,4920

100,0000

Массовый баланс в расчете на 100 молей исходной смеси приведен в табл. 2.15.

Таблица 2.15

Массовый баланс сепаратора КСУ

Компонент

смеси

Молярный состав сырой нефти

(zi?), %

Массовый состав сырой нефти

Mic= zi?·Mi

Массовый состав газа из сепаратора

Miг=N0гi· Mi

Массовый состав нефти из сепаратора

Miн= Mic- Miг

Масса выделившегося газа, относительно сырой нефти

Riг=100·Miг/ Mic, %

CO2

0,058

2,556

1,148

1,408

44,9119

N2

0,001

0,016

0,014

0,002

87,6813

СН4

0,513

8,214

5,336

2,878

64,9715

С2Н6

1,373

41,182

10,893

30,289

26,4502

С3Н8

5,695

250,588

23,761

226,827

9,4819

i-C4H10

1,607

93,178

3,726

89,452

3,9992

н-С4Н10

4,611

267,461

7,496

259,965

2,8025

i-С5Н12

1,948

140,245

1,568

138,677

1,1179

н-С5Н12

3,225

232,202

2,119

230,083

0,9127

С6Н14+

80,969

19752,117

0,030

19752,087

0,0002

Итого

100,000

20787,759

56,091

20731,668

0,2698

Средняя молекулярная масса газа и плотность газа составляют соответственно:

Mсрг= 56,091/1,508= 37,195 кг/кмоль (2.14)

Таблица 2.16

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе КСУ

Компонент

смеси

Молярнаяконцентрация N0гi/N0гi

Молекуляр-наямасса (Mi)

Массовый состав

[N0гi/N0гi].Mi·100,%

Mсрг

Содержание тяжелых

углеводородов

[N0гi/N0гi]·Mi·ср·103, г/м3

Mсрг

CO2

0,0173

44

2,047

50,124

N2

0,0003

28

0,025

0,619

СН4

0,2212

16

9,514

232,968

С2Н6

0,2408

30

19,420

475,540

С3Н8

0,3581

44

42,360

1 037,299

i-C4H10

0,0426

58

6,643

162,681

н-С4Н10

0,0857

58

13,364

327,237

i-С5Н12

0,0144

72

2,795

68,446

н-С5Н12

0,0195

72

3,778

92,521

С6Н14+

0,0001

243,95

0,054

1,320

?

1,000

-

100,000

2 448,755

3. Экономический раздел

3.1 Определение объемов ремонтно-эксплуатационных работ сепараторов

Наименование: Сепаратор отстойник

Тип (вид) оборудования: 471-3,3-02.00.000

Завод изготовитель: ОАО "Курганхиммаш"

Год выпуска: 02.09.1997

Объем Vм3: 50

Диаметр D мм: 2400

Год ввода в эксплуатацию: 01.12.1999

Срок службы: 20 лет

Таблица 3.1

Структура ремонтно-эксплуатационных работ сепараторов за 2015 год

Наименование показателей

Периодичность проведения

Значение показателя, руб

В % к итогу

1

2

3

4

Экспертиза промышленной безопасности

1 раз в 2 года

46 000

2.71

Наружный осмотр

1 раз в 2 года

3 000

0.18

Внутренний осмотр

1 раз в 2 года

3 000

0.18

Ультрозвуковая толщинометрия

ежегодно

27 000

1.59

Средства измерения (давление, температура, уровень жидкости-манометр, СППК, датчики) (поверка, ревизия, ремонт)

ежегодно

10 000

0.59

Зачистка от нефтешлама

1раз в 2 года

80 000

4.71

Покраска

1раз в 2 года

30 000

1.75

Замена и ремонт задвижек

1раз в 15 лет

500 000

29.43

Капитальный ремонт

1раз в 20-30 лет

1 000 000

58.86

Итого

1 699 000

100

3.2 Расчёт себестоимости капитального ремонта сепаратора на месторождении

Заказчик: ООО "ЛУКОИЛ-АИК" Подрядчик: ООО СП "Нефтестрой"

Стройка: Когалымское м/р

Объект:Капитальный ремонт объектов ЦППН и ДНС-3

Таблица 3.2

Расчёт компенсации материалов за выполненные объёмы работ за октябрь 2018 года

№ позиции

по ЕРЕР

Наименование материалов

Ед-цы

Измер-я

Норма

расхода

Объём по Ф-2

счёта

Цена

постав-ки

Сумма компенсации в руб

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Ф-2 за июль на сумму606 374 рv6.

Отстойник

подтоварной воды V-401 ЦППН

3

ТЕРм39-01-

023-16

Зачистка механизированная внутренней поверхности сосуда (мест коррозии под наплавку) ОЗП=2ЭМ=1 расх.; ЗПМ=1; Т3=1; ТЗМ=1

1 м2

4,96

щетка метал.

шт

9.00

нет счета

0,00

0,00

круг зачист.

шт

15,00

нет счета

0,00

0,00

4

ТЕР13-06-

003-01

Очистка поверхности щетками сосуда (мест зачистки перед наплавкой и во время наплавки) ОЗП=2ЭМ=1 красх.: ЗПМ=1; Т3=1: ТЗМ=1

1м2

4,96

щетка метал.

шт

5.00

нет счета

0,00

0,00

круг зачист.

шт

10,00

нет счета

0,00

0,00

5

Рем.сб. РМ9- 261

Наплавка плоских поверхностей до 10 мм на заранее подготовленную поверхность (язвы зачищенные) ОЗП=2ЭМ=1 расх; ЗПМ=1; ТЗ-1; ТЗМ=1

1 м2

4,96

углекислота

кг

25,00

нет счета

0,00

0,00

9

ТЕР13-03-002-

16

Огрунтовка металлических поверхностей: грунтовкой HEMPADUR MASTIC 45880

КОЭФ. к ПОЗИЦИИ: 7. Работы

ведутся в стесненных условиях: на территориях действующих предприятий.

ОЗП=2ЭМ=1 к расх.; ЗПМ=1;П=/; ПМ=/

100 м2

0,0496

корунд (1 упак- 20 л/10,3кг)

упак

4,43

сч. 6009129551 от 15.10.2018г ООО "строительный двор"

12807,20

56735,90

корунд

упак

8,19

сч. 6009083939 от 02.10.2018г 000''строительный двор"

109 75,09

89885,99

Растворитель Thinner

л

20,00

нет счета

0,00

0,00

ТЕР13-03-004-

10

Окраска металлических огрунтованных поверхностей: эмалью HEMPATHANE TOPCOAT 55210

7. Работы ведутся в стесненных условиях: на территориях действующих предприятий.

ОЗП=2; ЭМ=] к расх.; ЗПЫ=1; ТЗ=Ц ТЗМ=!

100 м2

0,0496

краска ЙотунTankguard

Л

16,30

нет счета

0,00

0,00

краска TankguardComp

л

2,50

нет счета

0,00

0,00

ИТОГО по расчету:

146 621,89

Заготовительно-складские расходы 2%:

2 932,44

ИТОГО с заготовительно-складскими расходами:

149 554,33

Рентабельность 1%:

1 495,54

ИТОГО с рентабельностью:

151 049,87

ИТОГО

151 050

Заказчик: ООО "ЛУКОИЛ-АИК" Подрядчик: ООО СП "Нефтестрой"

Стройка: Когалымское м/р

Объект: Капитальный ремонт объектов ЦППН и ДНС-3

Таблица 3.3

Расчёт компенсации материалов за выполненные объёмы работ за сентябрь 2018 года

№ позиции noЕРЕР

Наименование материалов

Ед-цы

измер-я

Норма

расхода

Объём по Ф-2

счёта

Цена

постав-ки

Сумма компенсации в руб

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Ф-2 за июль на cvmmv606 374 рv6.

Отстойник

подтоварной воды V-401 ЦППН

3

ТЕРм39-01-

023-16

Зачистка механизированная внутренней поверхности сосуда (мест коррозии под наплавку) ОЗП=2ЭМ~1 красх.: ЗПМ=1; Т3=1; ТЗМ=1

1 м2

4,96

щетка метал.

шт

9.00

нет счета

0,00

0,00

круг зачист.

шт

15.00

нет счета

0,00

0,00

4

ТЕР13-06-

003-01

Очистка поверхности щетками сосуда (мест зачистки перед наплавкой и во время наплавки) ОЗП=2ЭМ=! красх.; ЗПМ=1; Т3=1: ТЗМ=1

1м2

4,96

щетка метал.

шт

5.00

нет счета

0,00

0,00

круг зачист.

шт

10.00

нет счета

0,00

0,00

5

Рсм.сб. РМ9- 261

Наплавка плоских поверхностей до 10 мм на заранее подготовленную поверхность (язвы зачищенные) ОЗП=2ЭМ=1 красх.; ЗПМ=1; Т3=1; ТЗМ-1

1 м2

4,96

углекислота

кг

125,00

сч. 405 от 31.08.2018г ООО "РоссЭнерго"

80,00 ц

10000,00

углекислота

кг

25.00

нет счета

0,00

0,00

Проволока ER70S-6 1,2 мм по 15 кг

кг

180,00

сч. 677 от 15.05.2017г. 000 ЭНОТРАК

106,78

19220,40

9

ТЕР13-03-002-

16

Огрунтовка металлических поверхностей: грунтовкой HEMPADURMASTIC45880

КОЭФ. К ПОЗИЦИИ: 7. Работы ведутся в стесненных условиях: на территориях действующих предприятий.

ОЗП-2ЭМ-1 к /юсх.1 ЗПМ=1; П»/; ТЗМ-1

100 м2

0,0496

Покрытие корунд - 85,5 кг (1 упак - 20

л/10,3кг)

упак

13.40

сч. Д-153 от 28.08.2017г ООО Группа компаний "Новые технологии"

7025,29

94152,29

корунд

кг

129,94

нет счета

0,00

0,00

Растворитель Thinner

л

20,00

нет счета

0,00

0,00

10

ТЕР13-03-004-

10

Окраска металлических огрунтованных поверхностей: эмалью HEMPATHANETOPCOAT55210

7. Работы ведутся в стесненных условиях: на территориях действующих предприятий.

ОЗП-2; ЭМ-/ * расх.; ЗПМ-1; 71=1; ТЗМ= 1

100 м2

0,0496

краска ИотунTankguard

Л

16,30

нет счета

0,00

0,00

краска Tankguard Comp

л

2,50

нет счета

0,00

0,00

ИТОГО по расчету:

123 372,69

Заготовительно-складские расходы 2%:

2 467,45

ИТОГО с заготовительно-складскими расходами:

125 840,14

Рентабельность 1%:

1 258,40

ИТОГО с рентабельностью:

127 098,54

ИТОГО

127 099

4. Безопасность труда

4.1 Требования к работнику, опасные и вредные производственные факторы

К самостоятельной работе по обслуживанию производства допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие обучениеи сдавшие квалификационный экзамен.

Обслуживающий персонал должен:

- знать и строго соблюдать технологический регламент, инструкции по ОТ, пожарной и газовой безопасности;

- строго выдерживать параметры технологического процесса, контролировать работу оборудования;

- следить за герметичностью технологических трубопроводов, оборудования и арматуры во избежание загазованности, отравлений и взрывов.

Работник обязан:

- применять средства индивидуальной защиты, соответствующие проводимым видам работ

- соблюдать требования безопасности при проведении работ

- применять ремни безопасности, находясь в транспорте;

- по территории объектов ходить только по пешеходным дорожкам, в случае их отсутствия по левой стороне дороги, навстречу движению;

- курить только в специально отведённых местах;

- незамедлительно сообщать обо всех происшествиях и нарушениях правил безопасности

- знать и уметь применять требования инструкций по оказанию первой помощи пострадавшим.

Факторы риска при работе на месторождении ЦППН ООО «ЛУКОЙЛ-АИК»:

- Движущиеся механизмы, подвижные части оборудования. Действие фактора - возможно травмирование работника;

- Повышенная запыленность воздуха рабочей зоны. Действия фактора - попадая в легкие, на слизистые оболочки, кожные покровы пыль растительного и животного происхождения, синтетические моющие средства и т.п. могут вызвать аллергические заболевания органов зрения и дыхания, кожных покровов и т.д

- Пониженная температура воздуха рабочей зоны. Действие фактора - способствует возникновению различных острых и хронических простудных заболеваний;

- Пониженная влажность воздуха. Действие фактора - вызывает неприятное ощущение сухости слизистых оболочек дыхательных путей, затрудняет дыхание;

- Пониженная подвижность воздуха. Действие фактора - повышенное содержание в воздухе пыли, токсичных выделений и запахов химических веществ и т.п. вызывает повышенную утомляемость работников, головокружение, аллергические и др. заболевания;

- Острые кромки, заусенцы и шероховатость на поверхностях инвентаря, оборудования, инструмента. Действие фактора - возможны ранения, мелкие повреждения рук и других незащищенных частей тела.

4.2 Мероприятия по улучшению условий труда и приведения рисков к минимуму

- наблюдение за условиями на рабочих местах и организация производства исходя из полученных данных;

- модернизация оборудования в производственных помещениях;

- установка систем сигнализации о чрезвычайных ситуациях (превышение норм уровней вредных веществ и т.д.);

- нанесение сигнальных и предупреждающих изображений и других отметок;

- проведение курсов первичной медицинской помощи;

- проведение курсов обучения работников, несущих ответственность за работы опасного оборудования, объектов и т.д.;

- организация проведение различных санитарно-гигиенических мероприятий;

- регулярный контроль производства;

- выдача персоналу инструкций по охране труда;

4.3 Индивидуальные и коллективные средства защиты работающих

Индивидуальные и коллективные средства защиты работающих приведены в приложении А.

Средства индивидуальной защиты применяются в тех случаях, когда безопасность работ не может быть обеспечена конструкцией оборудования, организацией производственных процессов, архитектурно-планировочными решениями и средствами коллективной защиты.

Все применяемые на установке вещества относятся к умеренно опасным и могут вызвать отравления при попадании внутрь организма.

Обслуживающему персоналу необходимо:

- соблюдать правила ОТи производственной санитарии;


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.