Дипломная работа: Анализ работы установки предварительного сброса ЦДНГ-9 НГДУ "Мамонтовнефть"

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО

ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Технологический институт

Кафедра Химии и технологии нефти и газа

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

К дипломному проекту на тему:

Анализ работы установки предварительного сброса воды ЦДНГ-9 НГДУ «Мамонтовнефть».

Дипломник ____________________________ / Филиппова Н.В./

Руководитель ___________________________ / Трушкова Л.В./

Консультант _______________________________ / Енева И.Г./

Зав. кафедрой ____________________________ / Магарил Р.З./

Тюмень 2003 г.

РЕФЕРАТ

Пояснительная записка к дипломному проекту содержит 93с., 11 рис., 35табл., 32 источника.

Объектом проектирования является установка предварительного сброса воды цеха добычи нефти и газа НГДУ «Мамонтовнефть» НК «ЮКОС», проектной мощностью по сырью 30 000 м ³ в сутки.

Установка предварительного сброса воды предназначена для:

- сбора водогазонефтяной эмульсии, поступающей с кустовых площадок и разведочных скважин;

- сепарации нефти;

- обезвоживания нефти;

- подготовки пластовых и других промысловых очистных сточных вод с последующей закачкой в пласт;

- внешнего транспорта нефти с месторождения на ЦПС.

- внешнего транспорта газа с месторождения на ГПЗ.

Цель проекта: Анализ производственной деятельности установки предварительного сброса воды с целью выявления резервов для более рационального использования имеющегося технологического оборудования.

На ступени глубокого обезвоживания используется оборудование, разработки ООО «Уралтехнострой», которое позволяет получить глубоко обезвоженную нефть. (Содержание воды менее 1 % масс). Нормативное содержание солей не обеспечивается обезвоживанием нефти, требуемого уровня и для подготовки товарной нефти необходимо дополнительное обессоливание на ЦПС.

В результате сделанного анализа выявлено:

На установке предварительного сброса воды имеются реальные возможности для увеличения ее пропускной способности по жидкости, при этом качество подготовленной нефти не изменится.

Используемая для ведения технологического процесса многоступенчатая автоматизированная система управления позволяет безопасно и качественно поддерживать технологический режим

Технологический режим и технологическая схема установки дает возможность, используя только химический способ с использованием деэмульгатора , отделять нефть с содержанием воды до 1 %.

Данный проект решает возникшие трудности перед НГДУ «МсН» посредством подготовки части нефти Угутско – Киняминской группы месторождений силами НГДУ «Мамонтовнефть» на УПСВ-3.

Реализация данного проекта позволяет увеличить производительность установки предварительного сброса воды в расчете на 2005 год с 16 674,2 м³ /сут до 18 649,4 м³ /сут (на 12 %). При этом доля загрузки установки сырой нефтью НГДУ «МсН» на 2005 год составит 10 % и имеет тенденцию к увеличению. Коэффициент загрузки установки по сырью увеличиться к 2005 г. на 6 %. У установки предварительного сброса воды № 3 имеется дополнительный резерв по наращиванию производительности - более 30% по жидкости.

Расчет дипломного проекта показал, что для этих целей не потребуется дополнительного технологического оборудования.

При этом сумма капитальных вложений на реконструкцию окупится за 1 год и 1,5 месяца.

СОДЕРЖАНИЕ

Перечень единиц, используемых в проекте, в системе Си

Введение

1. Литературный обзор

1.1. Образование эмульсий и их классификация

1.2. Физико-химические свойства нефтяных эмульсий

1.2.1. Дисперсность эмульсий

1.2.2. Вязкость эмульсии

1.2.3. Плотность эмульсии

1.2.4. Электрические свойства эмульсии

1.2.5. Температура эмульсии

1.3. Устойчивость нефтяных эмульсий и их «старение»

1.4. Теоретические основы обезвоживания нефти

1.4.1. Седиментация капель воды в нефти

1.4.2. Процессы укрупнения капель воды

1.5. Деэмульгаторы, применяемые для разрушения нефтяных эмульсий

1.6. Основные методы разрушения нефтяных эмульсий

1.7. Установки предварительного сброса воды.

2. Метод производства и его технико-экономическое обоснование

2.1. Оценка технического состояния установки предварительного сброса воды № 3

3. Характеристика сырья, готовой продукции и применяемых реагентов

4. Описание технологической схемы с автоматизацией. Спецификация КИП

5. Техническое обеспечение АСУ ТП

5.1. Объекты АСУ ТП

5.1.1. Структура контроля и управления технологическими объектами

5.2. Функции АСУ ТП

5.2.1. Функции АСУ ТП по уровням управления

5.3. Функции АСУ ТП по уровням управления технологическими объектами

5.4. Комплекс технических средств АСУ ТП

5.4.1. Комплекс датчиков, преобразователей, исполнительных механизмов

5.4.2. Управляющий вычислительный комплекс

5.4.3. Размещение и монтаж комплекса технических средств АСУ ТП

6. Технологический расчет

6.1. Технологические параметры УПСВ-3 НГДУ «Мамонтовнефть»

6.2. Поверочный расчёт оборудования

6.2.1. Расчёт I ступени сепарации

6.2.2.Расчёт отстойников

6.2.3. Расчёт II ступени сепарации

7. Материальный баланс установки предварительного сброса воды

7.1 . Материальный баланс базовой УПСВ-3 при максимальной пропускной способности борудования

7.2. Материальный баланс проектной УПСВ-3

8. Безопасность и экологичностъ проекта

8.1. Обеспечение безопасности работающих

8.1.1. Опасности и вредности установки

8.1.2. Характеристика условий труда

8.1.3. Электробезопасность и молниезащита

8.1.3.1. Электроснабжение

8.1.3.2. Молниезащита и заземление

8.1.3.3. Расчёт зоны защиты молниеотвода

8.2. Экологическая оценка проекта

8.2.1. Характеристика объекта в части выбросов загрязняющих веществ в атмосферу

8.2.1.1. Расчет максимальных и валовых выбросов вредных веществ от

источников загрязнений УПСВ-

8.2.2. Расчет платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосфер

8.2.3. Размеры санитарно-защитной зоны с учетом розы ветров

8.2.4. Мероприятия по предотвращению и уменьшению аварийных

выбросов

8.2.5. Мероприятия по снижению шума

8.2.6. Оценка воздействия на поверхностные воды

8.2.6.1.Оценка возможных путей загрязнения поверхностных вод

8.2.6.2. Водоотведение

8.2.6.3. Характеристика возможных изменений водных объектов при эксплуатации УПСВ

8.2.7. Оценка воздействия на почвенно-растительный покров и грунты

8.2.7.1. Характеристика воздействия на почвенный покров и грунты

8.2.7.2. Характеристика нарушений рельефа

8.2.8. Оценка воздействия на недра и подземные воды

8.2.8.1. Анализ возможного воздействия на недра и подземные воды

8.3. Чрезвычайные ситуации

8.3.1. Аварийные ситуации

8.3.2. Противопожарные мероприятия

8.3.3. Определение поражающих факторов вероятных чрезвычайных ситуаций и их воздействия на элементы объекта

8.3.3.1. Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной или паровоздушной смеси

8.3.3.2. Расчёт взрыва резервуара вертикального стального ёмкостью 5000 м3 с нефтью

8.4. Оценка воздействия на окружающую среду от проектируемых сооружений

9. Сведения о местонахождении объекта

9.1. Характеристика местности, на которых размещается объект

9.2. Сведения о персонале

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ ЕДИНИЦ В МЕЖДУНАРОДНОЙ СИСТЕМЕ (СИ), ИСПОЛЬЗУЕМЫХ В ПРОЕКТЕ

ВВЕДЕНИЕ

Установка предварительного сброса воды № 3 (УПСВ) ЦДНГ-9 НГДУ «Мамонтовнефть» ОАО Юганскнефтегаз НК «ЮКОС» расположена в Нефтеюганском районе, Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. В 15 км к востоку от площадки УПСВ проходит магистральная автодорога Тюмень-Сургут.

УПСВ-3 ЦДНГ-9 НГДУ «Мамонтовнефть» проектной мощностью по сырью 30 000 м³ / сутки предназначена для:

- сбора водогазонефтяной эмульсии, поступающей с кустовых площадок и разведочных скважин;

- сепарации нефти;

- обезвоживания нефти;

- подготовки пластовых и других промысловых очистных сточных вод с последующей закачкой в пласт;

- внешнего транспорта нефти с месторождения на ЦПС.

- внешнего транспорта газа с месторождения на ГПЗ.

Продуктом УПСВ является обезвоженная нефть, которая поступает на ЦПС, где происходит подготовка нефти до товарных кондиций (обезвоживание, обессоливание и т.д.) и перекачка ее по системе внешнего транспорта.

На УПСВ происходит сепарация газа, часть которого поступает на компрессорную станцию ГКС и сдается на ГПЗ. Остаточный газ поступает на факел низкого давления, где происходит его сжигание.

Вода, полученная в процессе подготовки нефти, поступает по системе водоводов на КНС и закачивается в пласты с целью поддерживания пластового давления.

Технологический режим и технологическая схема установки дает возможность, используя только химический метод с использованием деэмульгатора, отделять нефть с содержанием воды до 1%.

В связи с уменьшением объема добычи нефти на Мамонтовском и Ефремовском месторождении и возникшими трудностями с подготовкой нефти в НГДУ «Майскнефть» рекомендуется подготовка части нефти Угутско – Киняминской группы месторождений силами УПСВ-3 НГДУ «Мамонтовнефть» (объем подготавливаемой нефти на УПСВ регламентируется общим объемом нефти, подготавливаемой на ЦППН НГДУ «МН»). Часть нефти с месторождения Угутско – Киняминской группы поступает на УПСВ-3, где происходит предварительный сброс воды (до остаточного содержания воды в нефти порядка 1-10 %). После УПСВ нефть откачивается на ЦППН НГДУ «Мамонтовнефть», где происходит окончательная подготовка нефти.

1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

На каждом месторождении наступает такой период, когда из пласта вместе с нефтью извлекается пластовая вода. По мере эксплуатации месторождения содержание воды в нефти постепенно возрастает.

Извлеченная вместе с нефтью на поверхность пластовая вода является вредной примесью, которую необходимо удалять из нефти. Пластовая вода образует с нефтью эмульсии различной степени стойкости, и со временем стойкость эмульсии повышается. Это является одной из причин того, что необходимо обезвоживать как можно раньше с момента образования эмульсии, не допуская ее старения. Наиболее целесообразно проводить обезвоживание нефти на месторождениях.

Второй наиболее важной причиной обезвоживания нефти в районах его добычи является высокая стоимость транспорта балласта-пластовой воды. Транспорт обводненной нефти удорожается не только в результате перекачки дополнительных объемов содержащейся в нефти пластовой воды, но и вследствие того, что вязкость эмульсии типа вода в нефти выше, чем чистой нефти. При увеличении содержания воды в нефти на 15 транспортные расходы возрастают в среднем на 3-5% при каждой перекачке. /1/

Добывающая из скважин нефть, как правило, имеет в своем составе пластовую воду (в свободном или эмульгированном состоянии), содержащую различные минеральные соли -хлористый натрий NaCl, хлористый кальций СаСl₂ , хлористый магний MgCl₂ , причем часто в больших количествах (200 тыс. мг/л воды и более), механические примеси. Эти соли придают водонефтяной смеси довольно высокую коррозионную активность и затрудняют таким образом ее транспортирование и последующую переработку. Механические примеси и соли легко отлагаются с суженных местах, местах поворотов, изгибов, сужая живое сечение трубок и ухудшая процесс теплопередачи в теплообменном оборудовании. Примеси и соли тяжёлых нефтей концентрируются в тяжёлом остатке переработки нефти, ухудшая их качество. В состав нефтей входят также различные газы органического (метан СН₄ , этан С₂ Н₆ , пропан С₃ Н₈ , бутан С₄ Н₁₀ ) и неорганического (сероводород H₂ S, углекислый газ СО₂ и гелий Не) происхождения.

В связи с изложенным, возникает необходимость отделения от нефти пластовой воды и солей в промысловых условиях. Вместе с водой при обезвоживании из нефти удаляются соли, растворенные в воде, и механические примеси, которые являются причиной коррозии и загрязнения трубопроводов и аппаратов. При обезвоживании нефти на месторождениях из нее удаляется основная масса воды, солей и механических примесей, и нефтепроводным управлениям нефть сдается с содержанием воды, как правило, не выше 1-2 %. Но эта норма не остается неизменной и имеется тенденция к ее снижению до 0,5 % , что экономически и технологически более целесообразно.

При обезвоживании нефти на месторождениях – лишь первый этап ее подготовки к переработке. Более глубокая очистка нефти от пластовой воды, солей и механических примесей осуществляется в процессе обессоливания. С этой целью обезвоженную нефть интенсивно перемешивают с пресной водой, а образовавшуюся эмульсию разрушают.

При извлечении нефти и пластовой воды на поверхность они неизбежно перемешиваются, образуя при этом эмульсию. Свойства нефтяных эмульсий, их стойкость в значительной мере зависят от способа добычи нефти и условий эксплуатации нефтяного месторождения.

Содержание воды, солей и механических примесей в нефти важно знать также для определения количества чистой нефти при передачи ее товаротранспортным организациям. /2/

Нормами подготовки нефти на промыслах, поступающей в магистральный трубопровод, установлен по ГОСТу Р 51858-2002 , который приведён в табл. 1.

Таблица 1

Физико-химические свойства товарной нефти

1.1 Образование эмульсий и их классификация

Вода в нефти появляется в результате поступления к скважине пластовой воды или воды, закачиваемой в пласт с целью поддержания давления. При движении нефти и пластовой воды по стволу скважины и нефтесборным трубопроводам происходит их взаимное перемешивание и дробление. Процесс дробления одной жидкости в другой называют диспергированием. В результате диспергирования одной жидкости в другой образуются эмульсии.

Эмульсии представляют собой дисперсные системы двух жидкостей, не растворимых или малорастворимых друг в друге, находящихся во взвешенном состоянии в виде мелких капель (глобул). Жидкость, в которой распределены глобулы, называются дисперсной средой, а вторая жидкость, распределенная в дисперсной среде, - дисперсной фазой.

При образовании эмульсии увеличивается поверхность дисперсной фазы, поэтому для осуществления процесса эмульгирования должна быть затрачена определенная работа, которая концентрируется на поверхности раздела фаз в виде свободной поверхностной энергии. Энергия, затраченная на образование единицы межфазной поверхности, называется поверхностным (межфазным) натяжением. Глобулы дисперсной фазы имеют сферическую форму, т.к. такая форма имеет наименьшую поверхность и наименьшую свободную энергию для данного объема. Форму шара можно исказить лишь сила тяжести или сила электрического поля.

Свободная энергия капель дисперсной фазы способствует их слиянию (коалесценции), но помехой этому в устойчивых эмульсиях являются стабилизаторы эмульсии.

Растворимые в воде (гидрофильные), эмульгаторы способствуют образованию эмульсий - вода в нефти. Последний тип, чаще всего встречается в промысловой практике. К гидрофильным относятся такие поверхностно-активные вещества, как щелочные мыла, желатин, белковые вещества. Гидрофобными являются хорошо растворимые в нефтепродуктах смолы, известковые мыла, а также мелкодисперсные частицы сажи, глины, песка, окислов металлов, легче смачиваемые нефтью, чем водой. Введение в эмульсию данного типа эмульгатора, способствующего образованию эмульсии противоположного типа, облегчает её расслоение. От концентрации эмульгаторов-стабилизаторов эмульсии в нефти и их состава главным образом зависит устойчивость образующихся нефтяных эмульсий. Установлено, что устойчивость, возрастает с увеличением концентрации стабилизаторов до насыщения адсорбционного слоя или, до достижения оптимальных структурно-механических свойств слоя. Стабилизаторы входят в контакт друг с другом и с нефтяной и водной фазами, образуют механически прочные защитные плёнки, препятствующие процессу коалесценции капель воды в нефти. Состав весьма разнообразен. Сюда входят асфальтены, смолы нафтеновых кислот и тяжелых металлов, парафины, церезины, тонкодисперсные неорганические вещества, состоящие из глины, песка и горных пород.

По характеру дисперсной фазы и дисперсной среды различают эмульсии двух типов:

первые эмульсии прямого типа - неполярная жидкость в полярной, когда нефть размещается в виде мелких капель в воде (Н/В); и вторые обратного типа - эмульсии полярной жидкости в неполярной, когда вода размещается в виде мелких капелек в нефти (В/Н).

В эмульсиях типа Н/В внешней фазой является вода, и поэтому они смешиваются с водой в любых отношениях и обладают высокой электропроводностью, а эмульсии типа Н/В смешиваются только с углеводородной жидкостью и имеют низкую электропроводность./3,4/

1.2 Физико-химические свойства нефтяных эмульсий

Для правильного выбора метода разрушения нефтяных эмульсий важно знание их основных физико-химических свойств.

1.2.1 Дисперсность эмульсий

Дисперсность эмульсий - это степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсной среде. Дисперсность является основной характеристикой эмульсий определяющей их свойства.

Размеры капелек дисперсной фазы в эмульсиях изменяются от 0,1 до 100 мкм (10^-5 -10^{-2 см).}

Дисперсные системы, состоящие из капелек одного и того же диаметра, называются монодисперсными, а дисперсные системы, состоящие из капелек различного диаметра, - полидисперсными. Нефтяные эмульсии относятся к полидисперсным системам, т.е. к системам, содержащим частицы различных размеров. Размер капель воды в эмульсии обычно обратно пропорционален количеству затраченной энергии, и чем больше этой энергии, тем меньше диаметр капель, следовательно, больше их суммарная удельная поверхность.

1.2.2 Вязкость эмульсии

Вязкость эмульсии зависит от вязкости самой нефти, температуры, при которой получается эмульсия, количества воды, содержащейся в нефти, степени дисперсности, присутствия механических примесей. Вязкость нефтяных эмульсий не обладает аддитивным свойством, т.е. вязкость эмульсии не равна сумме вязкости воды и нефти.

С увеличением обводнённости до определённого значения вязкость эмульсии возрастает и достигает максимума при критической обводнённости, характерной для данного месторождения. При дальнейшем увеличении обводнённости вязкость эмульсии резко уменьшается. Критическое значение коэффициента обводнения называется точкой инверсии, при которой происходит обращение фаз, т.е. эмульсия типа В/Н превращается в эмульсию типа Н/В. Значение точки инверсии для разных месторождений колеблется от 0,5 до 0,95 г .

1.2.3 Плотность эмульсии

Плотность эмульсии можно рассчитать, если известны плотность нефти и воды и их содержание в эмульсии, по следующей формуле:

р_э = р_H (1-W) + р_B W, (1)

где р_н - плотность нефти, кг/м³ ;

р_в - плотность воды, кг/м³ ;

W - содержание воды в объёмных долях.

1.2.4 Электрические свойства эмульсии

Нефть и вода, взятые в чистом виде, хорошие диэлектрики. Электропроводность нефти колеблется от 0,5 10^-6 до 0,5 10^-7 Ом м^-1 , пластовой воды – от 10^-1 до 10 Ом м^-1 . Даже при незначительном содержании в воде растворенных солей или кислот электропроводность увеличивается в десятки раз. Поэтому электропроводность нефтяной эмульсии обусловливается не только количеством содержащейся воды и степенью её дисперсности, но и количеством растворенных в этой воде солей и кислот.

В нефтяных эмульсиях, помещённых в электрическое поле, капельки воды располагаются вдоль его силовых линий, что приводит к резкому увеличению электропроводности этих эмульсий. Это объясняется тем, что капельки чистой воды имеют приблизительно в 40 раз большую диэлектрическую проницаемость, чем капельки нефти.

Свойства капелек воды располагаться в эмульсиях вдоль силовых линий электрического поля и послужило основной причиной использования этого метода для разрушения нефтяных эмульсий.

Температура эмульсии

Чем выше температура, чем меньше вязкость нефти, тем менее устойчива эмульсия. Это особенно заметно для парафинистых нефтей. С понижением температуры частицы парафина выделяются, легко адсорбируясь на поверхности водяных капель, стойкость эмульсии повышается. Этим объясняется резкое увеличение устойчивости эмульсии на многих нефтяных месторождениях зимой. /5/

1.3 Устойчивость нефтяных эмульсий и их "старение"

Важным показателем для нефтяных эмульсий является их устойчивость, т.е. способность в течение определенного времени не разрушаться и не разделяться на нефть и воду.

На устойчивость нефтяных эмульсий влияют; дисперсность системы, физико-химические свойства эмульгаторов, образующих на поверхности раздела фаз адсорбционные защитные оболочки, наличие на капельках дисперсной фазы двойного электрического заряда, температура и время существования эмульсии.

По дисперсности нефтяные эмульсии делятся на мелкодисперсные с размером капель воды от 0,2 до 20 мкм, среднедисперсные, содержащие капли размером от 20 до 50мкм; грубодисперсные - с каплями воды размером от 50 до 100 мкм. Труднее поддаются разрушению мелкодисперсные эмульсии.

На устойчивость эмульсий огромное влияние оказывают стабилизирующие вещества (естественные ПАВ), называемые эмульгаторами.

Устойчивость зависит также от заряда на поверхности капель воды, образующего за счёт их движения двойной электрический слой, защищающий эти капли от слипания подобно адсорбционным оболочками. Капли, имеющие на своей поверхности одинаковые заряды, будут взаимно отталкиваться.

Чем выше температура, тем менее устойчива нефтяная эмульсия.

Эмульсии способны "стареть", т.е. повышать свою устойчивость со временем. Процесс «старения» нефтяных эмульсий в начальный период происходит весьма интенсивно, затем постепенно замедляется и часто уже через сутки прекращается. Свежие эмульсии легче поддаются разрушению и поэтому обезвоживание и обессоливание нефтей необходимо проводить на промыслах./3,4/

1.4 Теоретические основы обезвоживания нефти

Электронно-ионные технологии применяются при обезвоживании сырой нефти и нефтепродуктов. Вода в нефть попадает при добыче нефти из нефтяных скважин, а также в ходе технологических процессов переработки нефти в нефтепродукты. Для обеспечения высокого качества нефтепродуктов необходимо в ходе технологического процесса обезвоживания вывести в максимально доступном количестве соли и воду из нефти.

Удаление воды из нефти может происходить в результате организации направленного движения капель воды из объема нефти.

Первым направлением является использование седиментации капель воды. Иными словами, в процессе отстоя капли воды под действием силы тяжести осаждаются на дно резервуара.

Второе направление - зарядка и организация движения частиц воды в электрическом поле таким образом, чтобы капли воды ушли за пределы объема нефти.

Капельки воды могут под действием сил электрического поля собираться на электродах или специальных пористых перегородках и стекать на дно сосудов. Удаление воды со дна резервуара производится путем слива.

Удаление воды из нефти основано на том, что вода имеет большую плотность, чем нефть, и в процессе отстоя капли воды падают на дно резервуара. Нефть всплывает и остается в верхней части резервуара. Эффективность процесса удаления воды из объема нефти зависит от вязкости нефти. Вязкость определяется температурой, и, чем выше температура, тем меньше вязкость и больше скорость седиментации. Также скорость процесса зависит в значительной мере от размера капель воды: чем больше радиус капли, тем выше скорость оседания капель.

1.4.1 Седиментация капель воды в нефти

Установившаяся скорость оседания капель воды в нефти определяется из условия равенства внешней силы F , действующей на каплю, силе сопротивления среды движению капли. Внешняя сила, действующая на каплю, находящуюся в нефти, равна разности между силой тяжести и архимедовой силой (силой плавучести)

F_вн = π а³ g Δρ (2)

где а - радиус капли,

g = 9,8 м/с² - ускорение свободного падения,

Δρ - разность значений плотности воды и нефти (Δρ = ρ _в - ρ _н ).

В силу большой вязкости нефти и малых размеров капель воды их осаждение происходит в пределах стоксовского диапазона числа Рейнольдса (Rе ≤ 0,5) и сила сопротивления среды определяется по формуле Стокса

F_с = 6 π μ _эф а V _c (3)

где V _c - скорость седиментации (осаждения);

μ _эф - эффективная вязкость среды.

Эффективная вязкость в формуле (3) отличается от вязкости среды (нефти) из-за того, что движение капли относительно нефти вызывает циркуляцию воды в капле и это приводит к некоторому уменьшению сопротивления среды по сравнению с движением твердой сферической частицы. Тогда

Μ _экв = μ (4)

где μ = (1÷10)·10^-2 Па - вязкость нефти в зависимости от ее сорта;

μ _в = 10^-3 Па - вязкость воды.

Приравнивая (2) и (3), получим выражение для скорости седиментации

V _c = (5)

При ρ _в =1000 кг/м³ и ρ _нефти = 850 кг/м³ получим скорость седиментации равной

V _c =5·10⁴ a ² .

Таким образом, скорость осаждения капель в нефти растет пропорционально квадрату радиуса капель.

1.4.2 Процессы укрупнения капель воды

Процессы укрупнения капель воды в нефти играют очень важную роль, так как приводят к существенному возрастанию скорости седиментации. Процесс слияния капель воды, или коалесценция, может происходить в результате соударения частиц разного размера при седиментации, при взаимодействии поляризованных частиц в электрическом поле или при соударении частиц, участвующих в турбулизированном движении среды.

Число соударений при седиментации растет при увеличении относительной скорости сближения частиц. Как следует из (5)

Vотн = а² ₁ - а² ₂

где а ₁ и а ₂ - соответственно радиусы взаимодействующих частиц.

Таким образом ясно, что эффективность коалесценции растет с увеличением радиуса частиц при одновременном увеличении различия в их размере.

На процесс слияния капель воды при столкновении оказывает влияние слоя нефти, который препятствует этому слиянию.

Разрушение тонкого слоя нефти на поверхности капли обеспечивается воздействием химическими веществами - деэмульгаторами. Действие деэмульгатора приводит к снижению сил поверхностного натяжения и, таким образом, облегчает их слияние.

Основным недостатком процесса удаления влаги за счет седиментации являются:

1. Большая длительность процесса седиментации.

2. Необходимость содержания больших объемов нефти в специальных отстойниках./5/

1.5 Деэмульгаторы, применяемые для разрушения нефтяных эмульсий

Для предотвращения образования, а так же для разрушения уже образовавшихся нефтяных эмульсий широко применяются деэмульгаторы - поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые в отличие от природных эмульгаторов способствуют значительному снижению стойкости нефтяных эмульсий. Воздействие деэмульгатора на нефтяную эмульсию основано на том, что деэмульгатор, адсорбируясь на поверхности раздела фаз нефть – вода, вытесняет и замещает менее активные поверхностно-активные природные эмульгаторы. Природные эмульгаторы – естественные поверхностно-активные вещества, содержащиеся в нефти (асфальтены, нафтены, смолы, парафины) и в пластовой воде. Деэмульгаторы должны обладать большей активностью, чем эмульгаторы. Пленка, образуемая деэмульгатором, менее прочна. По мере накопления деэмульгатора на поверхности капелек воды между последними возникают силы взаимного притяжения. В результате этого мелкие диспергированные капельки воды образуют большие капли (хлопья), в которых пленки вокруг глобул воды обычно сохраняются. Процесс образования больших хлопьев из мелкодиспергированных капелек воды в результате воздействия деэмульгатора называется флоккуляцией (хлопьеобразованием). В процессе флоккуляции поверхностная пленка глобул воды становится достаточно ослабленной, происходит ее разрушение и слияние глобул воды. Процесс слияния капелек воды называется коалесценцией.

Хорошие деэмульгаторы должны обеспечивать не только сближение диспергированных капелек воды в эмульсии, но также и разрушать окружающие их пленки и способствовать коалесценции.

В большинстве нефтей присутствуют механические примеси (сульфид железа, ил, частицы глины и т. д.), частички которых собираются на поверхности раздела и способствуют упрочнению пленки, обволакивающей глобулы воды. Часто эти механические примеси являются основными веществами, составляющими материал пленки, и удаление их вместе с водой также является важной задачей при обезвоживании нефти. Деэмульгаторы обволакивают частицы механических примесей тонкой пленкой, хорошо смачиваемой водой, и такие частицы выделяются из нефти и удаляются вместе с водой.

Таким образом, реагенты, применяемые в качестве деэмульгаторов для разрушения нефтяных эмульсий, должны обладать следующими свойствами:

· способностью проникать на поверхность раздела фаз нефть—вода,

· вызывать флоккуляцию и коалесценцию глобул воды,

· хорошо смачивать поверхность механических примесей.

Такими универсальными свойствами обладает ограниченное число деэмульгаторов. Для разрушения нефтяных эмульсий предложено множество реагентов, которые имеют те или иные необходимые свойства. Деэмульгаторы обычно подразделяются на две группы: ионогенные(образующие ионы в водных растворах) и неионогенные (не образующие ионы в водных растворах).

Ионогенные, в свою очередь, могут быть подразделены на анионактивные и катионактивные в зависимости от того, какие поверхностно-активные группы они содержат -анионы или катионы.

На месторождениях и нефтеперерабатывающих заводах из ионогенных деэмульгаторов для обезвоживания и обессоливания нефтей в течение длительного времени применялся нейтрализованный черный контакт (НЧК). Однако он имеет ряд недостатков: низкое содержание поверхностно-активного вещества (в лучших сортах около 40—60% солей сульфокислот), что приводит к дорогостоящим перевозкам балласта; высокий удельный расход (0,5—3 кг/т, иногда и более); при взаимодействии НЧК с пластовой водой могут образоваться твердые осадки (гипс, гидрат окиси железа и др.)» очистка от которых аппаратов и трубопроводов связана со значительными затратами. Ионогенные деэмульгаторы способствуют также образованию эмульсий типа нефть в воде, что приводит к значительному содержанию нефти в дренажной воде. В связи с этим в настоящее время малоэффективные деэмульгаторы: НЧК (нейтрализованный черный контакт) и НКГ (нейтрализованный кислый гудрон), которые в настоящее время для деэмульсации нефти не применяются.

Катионактивные деэмульгаторы не нашли достаточного применения из-за их низкой активности.

Наибольшее распространение в настоящее время получили неионогенные деэмульгаторы, т. е. такие, которые в водных растворах не диссоциируют на ионы. Обычно деэмульгаторы этого типа получаются присоединением окиси этилена или окиси пропилена к органическим веществам с подвижным атомом водорода. Исходным сырьем для такого синтеза могут служить органические кислоты, спирты, фенолы и др., а также окись этилена и окись пропилена.

Изменяя число присоединяемых молекул окиси этилена или пропилена, т. е. длину полиоксиэтиленовой или полиоксипропиленовой цепи, можно регулировать деэмульгирующую способность неионогенных деэмульгаторов. При удлинении оксиэтиленовой или оксипропиленовой цепи растворимость поверхностно активного вещества в воде повышается за счет увеличения гидрофильной (водорастворимой) части молекулы.

Неионогенные ПАВ в настоящее время находят самое широкое применение в процессах обезвоживания и обессоливания нефти в силу целого ряда преимуществ по сравнению с ионогенными ПАВ.

Их расход исчисляется граммами - от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти. Это значительно снижает стоимость транспортировки деэмульгатора и общую стоимость процессов обезвоживания и обессоливания. Неионогенные ПАВ не реагируют с солями, содержащимися в пластовой воде, и не вызывают образования осадков. При использовании неионогенных ПАВ содержание нефти в дренажной воде значительно ниже, так как эти ПАВ не способствует образованию эмульсии типа нефть в воде. Преимущества перед ионогенными: незначительный удельный расход; хорошо растворяются как в воде, так и в нефти; не реагируют с солями и кислотами, содержащимися в пластовой воде и нефти, и не дают осадков в трубах и аппаратах.

Наиболее эффективными и универсальными отечественными деэмульгаторами нефтяных эмульсий являются проксанолы 146, 186, 305, проксамин 385 и дипроксамин 157.

Проксанолы - это продукты последовательного присоединения окиси пропилена, а затем окиси этилена к гидроксильным группам пропиленгликоля:

НО-(С₂ Н₄ О )_n -(СзН₆ О)_m -(С₂ Н₄ О)_n -Н

Проксамины - продукты последовательного оксипропилирования, затем оксиэтилирования этилендиамина:

H-(C₂ H₄ О)_n - (C₃ H₆ О )_m (СзН₆ О)-(С₂ Н₄ О) -Н

NCH₂ CH₂ N

H-(C₂ H₄ О )_n -(C₃ H₆ О )_m (С₃ Н₆ О)-(С₂ Н₄ О) -Н

Проксанолы 146 и 186 при обычной температуре светло-желтые пасты, при легком нагревании переходят в вязкие жидкости, растворимые в воде, применяются в виде 2-3%-ных водных растворов.

Проксанол 305 - маслянистая жидкость светло-коричневого цвета, плотностью 1,036г/см³ , слаборастворимая в воде, керосине, хорошо растворимая в спирте, толуоле и др. органических растворителях.

Дипроксамин 157 - продукт последовательного оксиэтилирования, затем оксипропилирования этилендиамина:

Н-(С₃ Н₆ О)_m -(С₂ Н₄ О)_n (С₂ Н₄ О)_n -(С₃ Н₆ О)_m -Н

NCH₂ CH₂ N

Н-(С₃ Н₆ О)_m -(С₂ Н₄ О)_n (С₂ Н₄ О)_n -(С₃ Н_б О)_m –Н

Плотность реагента 1,0286 г/см³ . Он плохо растворяется в воде, хорошо растворим в ароматических углеводородах и в нефти, имеет низкую температуру застывания (-38°С).

Обычно для применения на обезвоживающих и обессоливающих установках готовят 1 -2%-ный раствор деэмульгатора. В зависимости от условий применения, особенно для разрушения высокообводнённых эмульсий, можно применять растворы других концентраций или 100%-ные деэмульгаторы.

Деэмульгаторы должны удовлетворять следующим основным требованиям: хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии; иметь достаточную поверхностную активность, чтобы вытеснить с границы раздела «нефть-вода» естественные эмульгаторы, образующие защитную пленку на капельках воды; обеспечивать достаточное снижение межфазного натяжения на границе фаз «нефть-вода» при малых расходах реагента; не коагулировать в пластовых водах; быть инертными по отношению к металлам (не корродировать их).

Одновременно с этим деэмульгаторы должны быть дешевыми, транспортабельными, не должны изменять своих свойств, при изменении температуры, ухудшать качество нефти после обработки и обладать определенной универсальностью, т.е. разрушать эмульсии различных нефтей и вод.

Из импортных реагентов для обезвоживания и обессоливания нефтей применяются: прогалит (Германия), дисолван 4411, сепарол 25 с ингибитором коррозии (Германия), R-11 и Х-2647 (Япония), L-1632 (США), оксайд-А (Англия) и серво- 5348 (Голандия), Кемеликс 3448 (Великобритания) и др. /6,7/

В данном проекте применяют отечественный деэмульгатор « Рекорд-118 » и другие реагенты по просьбе заказчика.

Деэмульгатор «Рекорд-118»

Продукт представляет собой раствор неионогенного ПАВ (с массовой долей (50±5)% в сольвенте нефтяном тяжелом (Нефрас А 120/200).

Класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76 - 3-й, ПДК в воздухе рабочей зоны - 300,0 мг/м³ .

Температура самовоспламенения - 400^о С (по метанолу);

Температура вспышки – 15^о С;

Пределы взрываемости: нижний – 5,5 об. %; верхний – 36,6 об. %.

Плотность реагента (при 20^о С) - 940-980 кг/м³ .

Вязкость кинематическая (при 20 °С), 30-60 мм² /с

Температура застыавания – минус 50°С.

Внешний вид – однородная жидкость от бесцветного до светло- коричневого цвета;

(Технические условия на деэмульгатор "Рекорд -118" , предназначенный для промысловой подготовке нефти).

1.6 Основные методы разрушения нефтяных эмульсий

Деэмульгирование нефтяных эмульсий лежит в основе обоих процессов подготовки нефти к переработке - её обезвоживания и обессоливания. При обезвоживании деэмульгированию подвергают исходную эмульсионную нефть, при обессоливании -искусственную эмульсию, создаваемую при перемешивании нефти с промывной водой.

Механизм разрушения нефтяных эмульсий можно разбить на три элементарных стадии: столкновение глобул воды; слияние их в более крупные капли; выпадение капель или выделение в виде сплошной водной фазы. Чтобы обеспечить максимальную возможность столкновения глобул воды, увеличивают скорость их движения в нефти различными способами: перемешиванием в смесителях, мешалках, при помощи подогрева, электрического поля, центробежных сил и др. Однако для слияния капель воды одного столкновения недостаточно, нужно при помощи деэмульгаторов или другим способом ослабить структурно-механическую прочность слоев, создать наилучшие условия для быстрого и полного отстоя крупных капель воды от нефти.

Согласно закону Стокса, скорость движения выпадающих частиц прямо пропорциональна квадрату их радиуса, разности плотностей диспергированных частиц и среды, ускорению силы тяжести и обратно пропорциональна вязкости среды, окружающей частицы. Следовательно, ускорить выпадение капелек воды можно, увеличив их размер, разность воды и нефти и уменьшив вязкость нефти.

Разность плотностей можно увеличить, повысив температуру, так как коэффициент расширения воды при температуре примерно до 100°С меньше коэффициента расширения нефти. Вязкость нефти с повышением температуры уменьшается.

Способы деэмульгирования нефтяных эмульсий условно можно разделить на следующие группы:

• механические -фильтрация, центрифугирование, обработка ультразвуком и др.

• термические - подогрев и отстаивание при атмосферном давлении и под избыточном давлением; промывка нефти горячей водой

• электрические - обработка в электрическом поле переменного или постоянного тока

• химические - обработка эмульсий различными реагентами - деэмульгаторами.

В промышленности наибольшее применение нашли комбинированные способы разрушения нефтяных эмульсий. Основным современным способом деэмульгирования и обезвоживания нефти на промыслах является термохимический отстой под давлением до 15 ат с применением эффективных реагентов - деэмульгаторов. Для обессоливания нефти, главным образом на нефтеперабатывающих заводах, применяют способ, сочетающий термохимический отстой под избыточным давлением с обработкой эмульсии в электрическом поле высокой напряженности. Широко применяется на промыслах электрический способ обезвоживания и обессоливания. Электрический способ обессоливания включает две операции:

1) введение в частично обезвоженную нефть горячей воды для растворения солей и превращения нефти в эмульсию (расход воды на промывку эмульсии 10-15% от объёма нефти);

2) разрушение образовавшейся эмульсии в электрическом поле. При этом вода, выделяющаяся из эмульсии, уносит с собой соли. Обычно при использовании этого способа остаточное содержание воды в нефти 0-2,5%; количество удаляемых из неё солей - 95% и более.

Выделение воды из эмульсии подчиняется закону Стокса. Однако основную роль в разрушении эмульсии играет не скорость выпадающих капель диспергированной фазы, а разрушение защитных плёнок глобул и соединение их в крупные капли, которые выпадают с линейной скоростью, определяемой законом Стокса. На этом основании электрический метод - разрушение эмульсии в электрическом силовом поле между электродами. Гидрофобные эмульсии, состоящие из глобул воды в нефтяной среде, разлагаются электрическим током достаточно эффективно. Это обусловлено значительно более высокой электрической проводимостью воды (да ещё содержащей соли) по сравнению с проводимостью нефти (проводимость чистой воды 4*10^-8 , проводимость нефти 3*10^-13 ).

В электрическом поле постоянного напряжения все глобулы эмульсии стремятся расположиться воль силовых линий поля, так как вода имеет большую диэлектрическую постоянную, чем нефть (для нефти она равна примерно 2, для воды - около 80). Элементарные глобулы образуют между электродами водяные нити-цепочки, что вызывает увеличение проводимости эмульсии и увеличение протекающего через неё тока. Между цепочками глобул возникают свои электрические поля, ведущие к пробою и разрыву оболочек и к слиянию глобул в капли, которые начинают быстрее оседать. При помещении эмульсии в электрическое поле, созданное переменным током, скорость слияния глобул и расслоения эмульсии в 5 раз больше. Это объясняется большей вероятностью столкновения глобул при наличии переменного тока. При этом разрыв оболочек адсорбированного на глобулах эмульгатора облегчается возникающим в них натяжением и перенапряжением.

Для обезвоживания малоустойчивых нефтяных эмульсий на нефтепромыслах применяют обычный способ отстаивания воды в резервуарах после смешения с деэмульгатором без подогрева или при подогреве до 30-50°С. Большой эффект даёт также в сочетании с отстаиванием промывка нефтяной эмульсии пластовой водой с деэмульгатором.

В зависимости от устойчивости эмульсии опытным путём устанавливается технологический режим (температура, время отстаивания, расход деэмульгатора и др.) обработки полученных на промыслах нефтяных эмульсий. Более быстрое разделение фаз нефтяной эмульсии достигается центрифугированием, при котором силы гравитационного поля заменены в десятки тысяч раз большими центробежными силами. Основным недостатком центрифугирования является относительно низкая производительность сложного аппарата, требующего высококвалифицированного обслуживания./4 /

1.7 Установки предварительного сброса воды нефти

На установках подготовки нефти обеспечивается предварительное обезвоживание нефти, сепарация газа от жидкости и получение дренажной воды высокого качества.

При выборе схемы и условий обезвоживания необходимо учитывать обводнённость и стабильность эмульсионной нефти, степень и способ её подогрева, место подачи деэмульгатора, интенсивность перемешивания и др. Основной задачей является наиболее быстрое и полное удаление воды и механических примесей из нефти при минимальном расходе тепла и реагентов. Для всех современных схем обезвоживания обязательна полная герметизация, обеспечивающая максимальное снижение потерь легких фракций при подготовке нефти.

В некоторых случаях для деэмульгирования высокообводнённых нефтей выгодно применять ступенчатую схему. На многих промыслах нефть предварительно обезвоживают, подавая деэмульгатор в сборный коллектор и направляют на установку термохимического обезвоживания.

Технология предварительного обезвоживания нефти в процессе сепарации газа: жидкость поступает из ступени сепарации, оборудованные трехфазными сепараторами С-1/2, из которых газ направляется потребителю. Частично обезвоженная нефть из сепаратора С-2 откачивается насосом Н-1 на ЦПС для подготовки, а дренажная вода из ёмкости Е, в зависимости от ее качества, направляется насосом Н-2 на отчистку или после отделения свободного газа используется в заводнении. Деэмульгатор подается перед ступенью сепарации из БДР. Эффективность обезвоживания определяется временем пребывания в сепараторе и интенсивностью газовыделения. При умеренном перемешивании эмульсии выделяющимся свободным газом интенсифицируется частичное обезвоживание нефти. Наличие свободного газа способствует разрушению эмульсии.

Эта технология предварительного обезвоживания нефти получит развитие для безреагентного сброса свободной воды в связи с ростом обводненности добываемых нефтей.

Схема предварительного обезвоживания нефти в процессе сепарации газа представлена на рис. 1.

Термохимическое обезвоживание нефти при атмосферном давлении.

Эмульсионная нефть из резервуара Р-1, с 10-20%воды вместе с деэмульгатором, подаваемым на приём сырьевого насоса Н-1, прокачивается через теплообменник Т, где нагревается до 40-60°С, и направляется в резервуар Р-2, в котором после соответствующего отстоя происходит расслаивание эмульсии на нефть и воду. Отстой нагретой эмульсии в резервуаре в зависимости от ее характера и стабильности длится от нескольких часов до суток и более. Отстоявшуюся воду спускают - из резервуара во время поступления в него горячей нефти, либо после некоторого отстоя.

Деэмульгатор на прием сырьевого насоса Н-2 подают для обеспечения необходимого смешения его с нефтью и увеличения времени контактирования. В отдельных случаях для более вязких нефтей лучшие результаты получаются при подаче деэмульгатора в горячую нефть с последующим перемешиванием в специальных смесителях. На некоторых установках для отстоя эмульсионной нефти и отделения воды выделяют специальный резервуар отстойник Р-3 с утепленными стенками, оборудованный переточной трубой, через которую обезвоженная нефть сверху резервуара непрерывно перепускается в товарные резервуары Р-4, а отстаивающая вода систематически сбрасывается.

Уровень воды в резервуаре поддерживают сравнительно высокий (200-400см) для создания контакта поступающей нефти с водой и содержащимся в ней деэмульгатором. При прохождении нефти через слой воды изменяется соотношение масс воды и нефти, увеличивается число столкновений водяных капель с массой воды, что способствует их укрупнению и выпадению. Кроме того, при подаче эмульсионной нефти через столб отстоявшейся воды, содержащей деэмульгатор, сокращается его расход на процесс обезвоживания.

Схема термохимического обезвоживания нефти при атмосферном давлении представлена ни рис.2

Отстой в резервуарах применим только для тяжёлых нефтей, не содержащих большого количества легко летучих фракций; при этом нельзя поднимать температуру нефти выше начала её кипения. Ведения процесса обезвоживания при сравнительно низкой температуре снижает его эффективность и требует большего времени для отстоя нефти.

При обезвоживании нефти в термохимических отстойниках под давлением указанные выше недостатки устраняются, так как в процессе деэмульгирования нефти под соответствующим давлением можно подогреть нефть до необходимой оптимальной температуры, избежав испарения лёгких фракций.

На рис. 3 приведена принципиальная технологическая схема установки термохимического обезвоживания нефти под давлением: сырая нефть из резервуара Р-1 совместно с деэмульгатором, подаваемым из БДР, прокачивается насосом Н-1 через теплообменник Т-1 и пароподогреватель Т-2 в термоотстойник ТО, где происходит отделение воды от нефти.

Время пребывания нефти в отстойнике ТО обычно 1-Зч. Обезвоженая нефть после термоотстойника направляется через теплообменник Т-1 (где отдает свое тепло поступающей сырой нефти) в резервуар обезвоженной нефти Р-2. Отстоявшаяся вода из термоотстойника ТО сбрасывается в нефтеловушку НЛ и после отстоя закачивается насосом Н-4 в систему для поддержания пластового давления. Для закачки сточной воды в поглощающую скважину одного отстоя в ловушке часто бывает недостаточно, необходимо доочистить сбрасываемую воду при помощи специальных фильтров или другим способом. Собранная в нефтеловушке нефть откачивается насосом Н-2 обратно в сырую нефть для обезвоживания. Часть сточных вод (до50%), дренируемых из термоотстойника ТО, направляется насосом Н-3 на прием сырьевого насоса Н-1 с целью вторичного использования деэмульгатора, содержащегося в сточной воде.

Обезвоживание и обессоливание нефти осуществляется как на промысле, так и на НПЗ.

На промыслах обезвоженная и обессоленная нефть ведется с целью обеспечения требований к нефтям (табл. 1). Эти требования необходимо обеспечить при подачи нефти на процесс первичной перегонки нефти.

Схема установки термохимического обезвоживания и обессоливания нефти представлена на рис. 4.

Такие установки отличаются от описанных выше тем, что в технологической схеме имеется не одна, а две ступени термоотстойников. Перед второй ступенью для отмывки солей подаётся 5-10% пресной воды, а при необходимости и деэмульгатор. Часть воды после ступени обессоливания может быть направлена на ступень обезвоживания при небольшой обводнённости исходного сырья. Такое мероприятие обеспечивает частичную промывку нефти в первой ступени без дополнительных затрат на промывную воду и её подогрев. В схеме предусмотрен возврат части воды после первой ступени для вторичного использования содержащегося в ней деэмульгатора.

Сырая нефть из резервуара Р-1 с деэмульгатором, подаваемом из БДР, насосом Н-1, прокачивается через теплообменники Т-1/2 в термоотстойники первой ступени ТО-1, второй ступени ТО-2. Обезвоженная и обессоленная нефть из термоотстойника ТО-2 направляется через теплообменник Т-1, где отдаёт своё тепло и далее идёт в резервуар Р-2. Часть отстоявшейся воды из термоотстойников ТО-1/2 прокачивается водяным насосом Н-2 и подаётся после теплообменников Т-1/2. Для отмывки солей насосом Н-3 подаётся пресная вода, перед термоотстойником ТО-2. Пресная вода и нефть смешивается с помощью инжектора И-2 равномерно.

Наиболее широко применяется в технологии подготовке, комбинированный способ разрушения эмульсии электрохимический или электрический. Установки на которых применяется этот способ носят названия ЭЛОУ. В зависимости от формы основного аппарата различают ЭЛОУ с вертикальными, горизонтальными, шаровыми электродегидраторами.

Предпочтение отдают горизонтальным электродегидраторам типа 2ЭГ-160. Он обеспечивает высокую производительность и глубокую очистку нефти от воды, так как линейная скорость подъёма нефти является основным фактором лимитирующим производительность, а средняя линейная скорость перемещения нефти в горизонтальном электродегидраторе выше, чем у других электродегидраторов (в горизонтальном - 2,7м/с, вертикальном - 4,3м/с, шаровом -7м/с), этим объясняется почему удельная загрузка горизонтального выше, чем шарового и вертикального электродегидратора.

Электродегидраторы входят в блок ЭЛОУ комбинированных и встроенных установок первичной переработки нефти типа ЭЛОУ-AT и др.

Принципиальная технологическая схема ЭЛОУ с горизонтальными электродегидраторами представлена на рис.5

Эмульсионная нефть сырьевым насосом Н-1, прокачивается через теплообменник Т, а затем подогреватель П и поступает в электродегидратор первой ступени Э-1. На выкид насоса Н-1 подаётся деэмульгатор и нефть отстоявшаяся в отстойнике соляного раствора О, которая подается насосом Н-2. В Электродегидраторы первой ступени Э-1 перед поступлением эмульсионной нефти вводят горячий соляной раствор из электродегидратора второй ступени Э-2 с помощью инжектора в котором нефть равномерно смешивается с водой, деэмульгатором и щелочью. Частично обезвоженная и обессоленная нефть с верха Э-1 направляется в Э-2.

Отстоявшийся в Э-1/2соляной раствор сбрасывается в отстойник О. Перед Э-2 через инжектор в нефть подаётся свежая вода (4-6% воды на нефть). Отстоявшаяся нефть в отстойнике О возвращается в цикл насосом Н-2, а соляной раствор сбрасывается в канализацию.

Обезвоженная, обессоленная нефть из Э-2 прокачивается через теплообменник Т сырой нефти, где отдает тепло и палее поступает в резервуар подготовленной нефти. /2,8/

2. Метод производства и его технико-экономическое обоснование

Установка предварительного сброса воды № 3 (УПСВ-3) расположена на территории Мамонтовского месторождения цеха добычи нефти и газа № 9 НГДУ «Мамонтовнефть» Открытого Акционерного Общества «Юганскнефтегаз» нефтяной компании ЮКОС. Находится в районе Ханты-Мансийского Автономного округа Тюменской области. УПСВ предназначена для сбора, сепарации, обезвоживания и откачки нефти, поступающей с кустов скважин ЦДНГ-9 на ЦППН (Цех подготовки и перекачки нефти). Подготовленная нефть транспортируется на ЦППН, газ на ГПЗ, пластовая вода после подготовки подаётся в систему ППД.

Сырьём установки является нефть Мамонтовского месторождения. Тип нефти – средняя, сернистая, парафинистая, обводнённостью 80-90% (табл.6). Подготовка нефти производится химическим способом с использованием деэмульгаторов.

Комплекс технологических сооружений на УПСВ-3 включает в себя следующие объекты:

1. Насосную станцию с агрегатами ЦНС 300х360 – 4 шт.;

2. Насосную станцию с агрегатами ЦНС 300х180 – 5 шт.;

3. Насосную станцию с агрегатами ЦНС 38х110 – 2 шт.;

4. Резервуары РВС- 5000м³ – 4шт., РВС-2000м³ – 1 шт.;

5. Сепараторы 1 ступени V =100м³ -2 шт.;

6. Сепараторы 2 ступени V =100м³ – 2 шт.;

7. Газовый сепаратор V =100м³ – 1 шт.;

8. Отстойники ОГ-200 V =200м³ – 6 шт.;

9. Блок реагентного хозяйства – 1шт.;

10. Узел учета нефти – 1 шт.;

11. Блок учета газа – 1 шт.;

12. Блок качества нефти – 1 шт.;

13. Подземные емкости для сбора промышленных и ливневых стоков – 7 шт.;

14. Факел для сжигания попутного газа – 2 шт.

Вспомогательные сооружения.

1. Комплектная трансформаторная подстанция КТП-400/10/0,4

2. Блок-бокс РУ9/1Щ-0,2

3. Операторная

4. Пожарная насосная

5. Компрессорная

6. Резервуары противопожарного запаса воды

Описание УПСВ-3.

Установка была запущена в работу 28 августа 1996 года в режиме ДНС и с 22 октября 1996 года в режиме УПСВ.

Проектная мощность установки – 30 000 м³ /сут.

УПСВ-3 состоит из двух депульсаторов, двух сепараторов первой ступени сепарации, газового сепаратора, блок учета газа, шести отстойников, двух сепараторов второй ступени сепарации, двух аварийных резервуаров, трех технологических резервуаров, насосных блоков по откачке воды и нефти, узлов учета воды и нефти, системы подачи реагента.

Проектом УПСВ предусмотрена подготовка нефти, поступающей с кустов скважин ЦДНГ-9. Газоводонефтяная смесь со скважин поступает на первую ступень сепарации, где происходит отделение газа от жидкости. Газ поступает в газовый сепаратор для дополнительной осушки и далее подается на ГПЗ. Жидкость поступает в отстойники, где происходит отделение нефти от воды. С отстойников нефть направляется в сепараторы второй ступени сепарации (конечная сепарационная установка) для полной сепарации газа и затем нефтяными агрегатами ЦНС откачивается через блок качества нефти и узел учета нефти на ЦППН. Вода с отстойников поступает в технологические резервуары и далее откачивается водяными агрегатами ЦНС через узел учета воды на БКНС 21, 1Е, 2Е.

При аварийных ситуациях, связанных с отключением эл/энергии, порывом напорного нефтепровода и т.д., предусмотрен сбор нефти в аварийные резервуары.

Нефтяная пленка, собирающаяся в технологических резервуарах при дополнительном отделении воды от нефти, откачивается насосами уловленной нефти на прием нефтяных агрегатов.

Работа пневматических приборов осуществляется от воздушного компрессора, работающего в автоматическом режиме.

Для сокращения времени разделения водонефтяной эмульсии в поток жидкости на прием первой ступени сепарации подается деэмульгатор.

В целях обеспечения нормальной экологической обстановки проектом предусмотрена система сбора промышленных стоков, конденсата с газопроводов ФНД и ФВД, состоящая из заглубленных емкостей и насосов FDRC.

Схема базовой действующей установки представлена на рисунке 6

Материальный баланс базовой УПСВ-3 на 2003 год представлен в табл. 2

Исходные данные:

Q₁ -Добыча нефти с ДНС 2-Е - 537 200 т/год;

Q₂ - Добыча нефти с кустов - 320 400 т/год;

У - процент утилизации газа = 98,3%;

П - Технологические потери газа = 437 000 м³ /год

Расход реагента -12 г/т.

p_н -плотность нефти- 875 кг/м³ ;

p_в - плотность воды – 1,01 кг/м³ ;

p_г – плотность газа – 0,952 г/ дм³ ;

F - газовый фактор - 43 м ³ /т;

Число дней работы установки – 365.

1. Ресурсы газа, пришедшего на установку составляют:

Р = Q₂ * F = 320 400 * 43 = 13 777 200 м³ /год;

2. Уровень добычи газа:

Д = Р * У /100 = 13 777 200 * 98,3 /100 = 13 542 988 м³ /год;

3. Количество газа, пришедшего на установку с учетом технологических потерь:

Г = Д-П = 13 542 988 - 437 000 = 13 105 988 м³ /год = 12 500 т/год.

Таблица 2

Материальный баланс базовой УПСВ -3 на 2003 год

2.1 Оценка технического состояния установки предварительного сброса воды № 3

Проектная мощность установки – 30 000 м³ /сут. УПСВ имеет две ступени сепарации жидкости от газа, что позволяет полностью разгазировать жидкость, перекачивать нефть на ЦППН и воду на БКНС практически свободную от попутного нефтяного газа.

Развитая сеть газопроводов и небольшие расстояния дают возможность транспортировать попутный нефтяной газ на Южно-Балыкский газоперерабатывающий завод под собственным давлением, что дает значительный экономический эффект.

Наличие на месторождении трех блочных кустовых насосных станций и большого фонда нагнетательных скважин позволяет производить полный сброс подтоварной воды непосредственно на месторождении.

Технологический режим и технологическая схема установки дает возможность, используя только химический метод, отделять нефть с содержанием воды до 1%.

Наличие на УПСВ закрытой системы сбора промышленных и поверхностных стоков, связанной с действующими трубопроводами, позволяет снизить риск аварийных ситуаций, что, в свою очередь, снижает возможность экологического загрязнения территории.

Используемая для ведения технологического процесса многоступенчатая автоматизированная система управления позволяет безопасно и качественно поддерживать технологический режим.

Модернизированные насосные агрегаты с торцевыми уплотнениями, применяемые для перекачки нефти на ЦППН, обеспечивают полное отсутствие сальниковых утечек, а, следовательно, снижают риск возгорания, разлива нефти и т.д.

Система пожаротушения позволяет на должном уровне обеспечить пожарную безопасность установки.

Основной проблемой вывода УПСВ-3 на проектную мощность является недостаточный объем добычи нефти табл.3.

Таблица 3

Уровень добычи нефти и газа с месторождений

Из таблицы 3 видно, что объем добычи нефти на Мамонтовском и Ефремовском месторождении имеет тенденцию к снижению, следовательно, недозагрузка установки по сырью будет увеличиваться.

Материальный баланс базовой УПСВ-3 на 2005 год представлен в табл. 4

Таблица 4

Материальный баланс базовой УПСВ -3 на 2005 год

Таким образом, из таблиц 2,3,4 видно, что в настоящее время загруженность установки по сырью составляет около 60 %, и имеет тенденцию к снижению. В 2005 году коэффициент загрузки установки по сырью составит ≈ 0,55 (55%), а к 2008 году менее 0,5. Следовательно, большая часть оборудования полностью не загружена и работает « в холостом режиме». Это, в свою очередь, увеличивает амортизационные затраты, себестоимость продукции.

В то же время в НГДУ «МсН», а, следовательно, и в ОАО «ЮНГ» существует большие трудности с подготовкой нефти с месторождений НГДУ «МсН». Добыча в НГДУ «МсН» идет по нарастающей, но при этом уже сегодня мощности ЦППН «МсН» используются полностью. ЦППН «МсН» перегружен по воде и нефти.

Данный проект решает возникшие трудности перед НГДУ «МсН» посредством подготовки части нефти Угутско – Киняминской группы месторождений силами НГДУ «Мамонтовнефть» на УПСВ-3 (объем подготавливаемой нефти на УПСВ регламентируется общим объемом нефти, подготавливаемой на ЦППН НГДУ «МН», - 12 млн. тонн.). Часть нефти с месторождения Угутско – Киняминской группы поступает на УПСВ-3, где происходит предварительный сброс воды (до остаточного содержания воды в нефти порядка 1-10 %). После УПСВ нефть откачивается на ЦППН НГДУ «МН», где происходит окончательная подготовка нефти.

При переводе части жидкости Угутско-Киняминской группы на УПСВ-3 будут решены следующие проблемы:

1. снизится нагрузка по подготовки нефти на ЦППН НГДУ «МсН» (проектная мощность ЦППН - 9000 тыс. т. в год при обводненности 38 %, планируемые объемы добычи на 2004 год 10 000 тыс. т.);

2. снизится нагрузка на нефтесборный трубопровод Угут – ЦППН НГДУ «МсН»;

3. уменьшение затрат компании на подготовку нефти, уменьшение применения ингибиторов коррозии;

4. экономия средств ОАО «Юганскнефтегаз» на строительство УПСВ на Угутском месторождении;

5. экономия средств ОАО «Юганскнефтегаз» на реконструкции ЦППН НГДУ «МсН»;

6. снижение затрат на встречные перекачки балластной жидкости с ЦПС НГДУ «МН» на БКНС-21;

7. снижение себестоимости подготовки нефти на УПСВ-3 и ЦПС НГДУ «МН» за счет увеличения коэффициента загрузки УПСВ и ЦППН (фактическая мощность ЦППН – 12 000 тыс. т. в год);

8. снижение прямых и косвенных потерь нефти в результате порывов за счет снижения коррозионной агрессивности перекачиваемой по трубопроводам водонефтяной эмульсии.

3. Характеристика сырья, готовой продукции и применяемых реагентов

Исходным сырьем установки предварительного сброса воды является газоводонефтянная эмульсия с содержанием воды 80 - 90%, которая поступает двумя потоками. Один поток жидкости поступает с ДНС-2Е Ефремовского месторождения, где происходит предварительная сепарация газа от жидкости. Второй поток жидкости с содержанием газа 43 м³ /т поступает с кустов скважин бригады ДНГ № 9 Мамонтовского месторождения. Разгазированные нефти обоих потоков сернистые, парафинистые, среднего типа, обводненностью 80-90%.

Компонентный состав нефтяного газа (по ГОСТ 23781-87) представлен в табл. 5.

Физико-химические свойства нефти в табл. 6.

Химический состав пластовых вод (по СТП 5770049-065-98) приведен в табл. 7.

Расходные показатели реагентов и их характеристика приведены в табл. 8, табл.9.

Продуктом УПСВ является обезвоженная нефть, которая поступает на ЦПС, где происходит подготовка нефти до товарных кондиций (обезвоживание, обессоливание и т.д.) и перекачка ее по системе внешнего транспорта. На УПСВ происходит сепарация газа, который поступает на компрессорную станцию ГКС и сдается на ГПЗ. Вода, полученная в процессе подготовки нефти, поступает по системе водоводов на КНС и закачивается в пласты с целью поддерживания пластового давления.

Степень очистки воды представлена в табл. 10.

Таблица 5

Физико-химические свойства попутного нефтяного газа

Теплота сгорания, (низш.при 20^о С) ккал/м³ – 11080,99.

Сероводород отсутствует

Плотность, кг/м³ 0,952

Молекулярный вес 23

Таблица 6

Физико-химические свойства нефти.

Пластовые воды месторождения относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу, минерализация вод составляет в среднем от 15,21 до 16,85 г/л. Плотность воды в поверхностных условиях составляет в среднем 1010 кг/м³ .

Таблица 7

Физико-химические свойства попутно добываемых вод.

Плотность, кг/м³ 1010

рН 7,74

Ионный состав воды Cl -,HCO3-, Ca²⁺ , Mg²⁺ , Na⁺ , K⁺ , Fe³⁺ .

Массовая доля железа, мг/дм³ 0,15

Массовая доля сероводорода, мг/дм³ --

Таблица 8

Расходные показатели реагента

Таблица 9

Физико-химические свойства реагента

Краткая характеристика применяемого реагента

Деэмульгатор "Рекорд -118"

Изготовитель деэмульгатора: ОАО "Казаньоргсинтез" (Россия)

Поставщик: АОЗТ "Химтехнефтегаз" г. Тюмень

Продукт должен обеспечивать получение нефти с содержанием остаточной воды менее 1,0 %.

Продукт представляет собой раствор неионогенного ПАВ в сольванте нефтяном тяжелом (Нефрас А 120/200). Класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76 - 3-й, ПДКв воздухе рабочей зоны - 300,0 мг/м³ ./9/

Таблица 10

Степень очистки воды

Данная степень очистки соответствует требованию Заказчика к качеству воды, используемой в системе поддержания пластового давления.

4. Описание технологической схемы с автоматизацией. Спецификация КИП

Исходным сырьем является газоводонефтянная эмульсия с содержанием воды 80 - 90%, которая поступает на приемную гребенку УПСВ двумя потоками. Один поток жидкости поступает по двум приемным трубопроводам D-325мм с ДНС-2Е, где происходит предварительная сепарация газа от жидкости. Второй поток жидкости с содержанием газа 43 м³ /т поступает с кустов скважин бригады ДНГ №1 Мамонтовского месторождения по приемному трубопроводу D-426 мм. Рабочее давление в трубопроводах на приемной гребенке УПСВ – 3,0-8,0 кгс/см² (0,3-0,8 мПа). Контроль за приемным давлением осуществляется при помощи прибора Сапфир-22ДИ и технических манометров, установленных на приемных трубопроводах. Технологическая схема приемной гребенки предусматривает перевод жидкости с ДНС-2Е «на прямую» на цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН) и перевод части жидкости на отстойники. С приемной гребенки газоводонефтянная эмульсия поступает по двум трубопроводам D-426мм на первую ступень сепарации газа от жидкости.

Перед первой ступенью сепарации в поток эмульсии подается деэмульгатор для сокращения времени отделения нефти от воды. На УПСВ в качестве деэмульгатора используется Рекорд – 118. Расход реагента 10 –15 г/т.

Первая ступень сепарации состоит из двух депульсаторов, оборудованных установками первичного отделения газа (УПОГ), двух сепараторов (С1/1, С1/2) объемом 100 м³ каждый и газового сепаратора (Г-1) объемом 100 м³ . В депульсаторах за счет перепада давления 0,5 – 1,5 кгс/см² (0,05-0,15мПа) происходит стабилизация потока жидкости и первичная сепарация газа, который поступает на УПОГ и далее по газопроводам D- 219 мм в газовый сепаратор для дополнительного отделения газа от жидкости. Остальная часть газоводонефтяной эмульсии направляется в сепараторы первой ступени сепарации. В С1/1, С1/2 происходит сепарация более 80% попутного нефтяного газа под давлением 1,0 – 6,0 кгс/см² (0,1-0,6 мПа). Уровень жидкости в сепараторах – 0,7 – 1,8 м. Контроль за давлением и уровнем жидкости осуществляется при помощи приборов ДУУ2-01, ДУУ2-05. При повышении давления более 8,8 кгс/см² (0,88мПа) срабатывают срывные предохранительные пружинные клапаны (СППК), установленные на сосудах. Уровень жидкости в сепараторах первой ступени сепарации автоматически регулируется при помощи пневматических клапанов, установленных на трубопроводах по выходу жидкости из сепараторов. При отсутствии автоматического регулирования уровня в С1/1, С1/2 (неисправность клапана, уровень жидкости выше или ниже зоны работы клапана) уровень жидкости поддерживают при помощи байпасных задвижек.

Газ с сепараторов первой ступени сепарации поступает в газовый сепаратор, где подвергается полному отделению от жидкости. Рабочее давление в сепараторе 1,0 – 6,0 кгс/см² (0,1-0,6 мПа). Для контроля уровня жидкости (не более 0,2 метра) и давления в Г-1 установлен прибор ДУУ2-06. При повышении давления в сепараторе выше 8,8 кгс/см² (0,88 мПа) срабатывает СППК, установленный на сосуде. Отделенный от жидкости газ из газового сепаратора по газопроводу D-426мм под давлением 3,0–6,0 кгс/см² поступает на Южно-Балыкский газоперерабатывающий завод. Контроль давления в газопроводе осуществляется при помощи прибора Сапфир-22 ДИ и технического манометра.

Часть газа с газового сепаратора Г-1 поступает в газовый сепаратор Г-2, где подвергается дополнительной сепарации от жидкости, и далее на котельную. Уровень жидкости в сепараторе 0 – 0,3 метра контролируется при помощи прибора ДПУ-4. Контроль давления в Г-2 осуществляется при помощи прибора Сапфир - 22МТ и технического манометра.

Жидкость с первой ступени сепарации под давлением 1,5 – 3,0 гс/см² (0,15-0,3 мПа) по трубопроводу D-426 мм поступает на шесть горизонтальных отстойников объемом 200 м³ каждый. Каждый отстойник оборудован двумя маточниками для более равномерного распределения жидкости. В отстойниках происходит отделение нефти от воды под давлением 1,2 – 2,5 кгс/см² (0,12-0,25 мПа). Время отделения – 60 минут. Контроль давления, межфазным уровнем в отстойниках осуществляется при помощи приборов ДУУ2-06. Межфазный уровень 1, 4 – 2,0 метра поддерживается автоматически при помощи двух пневматических клапанов, установленных на трубопроводах по выходу воды из отстойников. При отсутствии автоматического регулирования уровня (неисправность клапана, уровень жидкости выше или ниже зоны работы клапана) уровень жидкости поддерживают при помощи байпасных задвижек. При повышении давления в отстойнике выше 8,8 кгс/см² срабатывает СППК, установленный на сосуде. Отделенная от нефти вода с отстойников поступает в технологические резервуары (РВС) для глубокой очистки. Нефть с содержанием воды 0 - 10% под давлением 1,2 – 3,0 кгс/см² (0,12-0,3 мПа)поступает по трубопроводу D-426мм в сепараторы второй ступени сепарации. Газ с отстойников сбрасывается по газопроводу D-89 мм в сепараторы второй ступени сепарации. Рабочее давление в газопроводе – 0,5-1,5 кгс/см² (0,05-0,15 мПа) контролируется техническим манометром.

В сепараторах второй ступени сепарации (С2/1, С2/2) объемом 100м³ каждый под давлением 0 – 0,2 кгс/см² (0-0,02 мПа) происходит полная сепарация газа от жидкости. Контроль давления и уровнем жидкости в сепараторах осуществляется при помощи приборов ДУУ2-01, ДУУ2-05. Уровень жидкости в сепараторах второй ступени сепарации 0,7 – 1,8 метра автоматически регулируется при помощи пневматических клапанов, установленных на трубопроводах по выходу газа из сепараторов, и при помощи пневматического клапана, связывающего выкидной и приемный трубопроводы нефтяных агрегатов. При отсутствии автоматического регулирования уровня в С2/1, С2/2 (неисправность клапана, уровень жидкости выше или ниже зоны работы клапана) уровень жидкости поддерживают при помощи байпасных задвижек. Выделившийся газ поступает по газопроводу D-530мм на факел низкого давления (ФНД), где происходит его сжигание. Нефть поступает на прием нефтяных насосных агрегатов под давлением 0,2 – 4,5 кгс/см² (0,02-0,45 мПа).

Нефтяная насосная станция предназначена для транспортировки нефти на ЦППН. Она состоит из двух насосов ЦНС 300х360 с опорно-уплотнительными узлами из СГ-П, одного насосного агрегата ЦНС 300х360 и одного насосного агрегата ЦНС 180х297. Контроль за приемным и выкидным давлением насоса осуществляется при помощи приборов Сапфир-22МТ и технических манометров. Контроль температуры подшипников насоса и электродвигателя осуществляется при помощи приборов ТМ-920.

Нефть с нефтяных агрегатов под давлением 25 – 33 кгс/см² (0,25-0,33 мПа) (ЦНС 300х360) и 23 – 27 кгс/см² (0,23-0,27 мПа) (ЦНС 180х297) поступает на блок качества нефти (БКН), который оборудован поточным влагомером. Поточный влагомер предназначен для определения количества воды в нефтяной эмульсии (в %). С блока качества нефти жидкость поступает на узел учета нефти (УУН), где происходит ее учет. УУН состоит из трех рабочих линий и одной контрольной. Каждая линия оборудована турбинным счетчиком типа «НОРД». После узла учета нефти оборудован автоматический пробоотборник (АП), при помощи которого происходит отбор проб в контейнер для определения процента воды химико-аналитической лабораторией методом центрифугирования. Далее нефть по напорному нефтепроводу D-530 мм поступает на приемную гребенку УПСВ и оттуда по двум напорным нефтепроводам D-426 мм и 325мм поступает на ЦППН. Рабочее давление в напорном нефтепроводе – 6,0 – 15,0 кгс/см² (0,6-1,5 мПа) контролируется при помощи прибора Сапфир-22ДИ и технических манометров.

Вода с отстойников по трубопроводу D-426мм поступает в технологические РВС №№3,4 объемом 5000 м³ каждый, где происходит дополнительное отделение воды от нефти. Затем вода с РВС №№ 3,4 поступает по трубопроводу D-720 мм в буферный РВС № 5 объемом 2000 м³ , где происходит окончательное отделение воды от нефти. Контроль уровня воды в РВС №№ 3,4,5 осуществляется при помощи приборов ДУУ2-11. Рабочий уровень воды в резервуарах – 6,0 – 9,0 метров. Для дополнительного контроля уровня в РВС №№3,4,5 установлен прибор ДПУ-3М. Нефтяную пленку, накапливающуюся в РВС 3,4,5, откачивают по линии уловленной нефти, расположенной в РВС №№ 3,4,5 на уровне 9,5 метров, двумя насосами ЦНС 38х110 блока уловленной нефти. Давление на приеме насосов 1,0 –1,1 кгс/см² (0,1-0,11 мПа) контролируется при помощи технических манометров, давление на выкиде насосов 9,0-11,0 кгс/см² (0,9-1,1 мПа) контролируется при помощи приборов Сапфир-22МТ.

С буферного РВС№5 вода с содержанием нефтепродуктов 0-50 мг/л поступает на прием водяных агрегатов под давлением 0,5 – 1,2 кгс/см² (0,05-0,12 мПа). Насосная станция по перекачки воды состоит из четырех насосных агрегатов ЦНС 300х180 и одного насосного агрегата ЦНС 300х300. Контроль за приемным и выкидным давлением насоса осуществляется при помощи приборов Сапфир-22МТ и технических манометров. Контроль за температурой подшипников насоса и электродвигателя осуществляется при помощи приборов ТМ-920.Вода с водяных агрегатов под давлением 9 – 17 кгс/см² (0,9-1,7 мПа)(ЦНС 300х180) и 18 – 27 кгс/см² (1,8-2,7 мПа) (ЦНС 300х300) поступает на узел учета воды, который оборудован расходомером Panometrics, и далее по трубопроводу D-426 мм на блочные кустовые насосные станции (БКНС) 21, 1Е, 2Е. Рабочее давление в напорном водоводе – 6,0 – 12,5 кгс/см² (0,6-1,25 мПа) контролируется при помощи прибора Сапфир-22ДИ и технического манометра. Для регулирования давления в напорном водоводе на БКНС 21,1Е, 2Е используются два байпасных трубопровода, один из них связывает приемный и выкидной трубопроводы водяных агрегатов, второй – выкидной трубопровод водяных агрегатов и РВС №№3,4,5.

Для сокращения времени разделения водонефтяной эмульсии на УПСВ применяется деэмульгатор Рекод-118.Деэмульгатор поступает на установку в герметичных бочках объемом 200 л каждая. Из бочек реагент закачивается в емкость подготовки реагента (ЕПР) насосом закачки НМШ5-25-4/4.При температуре воздуха ниже 0°С в ЕПР для снижения вязкости происходит постоянный подогрев реагента до температуры 25 – 30 °С, которая регулируется при помощи прибора ДУУ2-02. Рабочий уровень реагента в емкости 0,6 – 1,5 метра контролируется при помощи прибора ДУУ2-02. При снижении уровня реагента в ЕПР ниже 0,6 метра происходит автоматическое отключение электротенов и остановка дозировочного насоса НД25/4,0. С емкости подготовки реагента деэмульгатор насосом НМШ5-25-4/4 закачивается в стакан, оборудованный прибором ДУУ2-09 и мерной колбой для визуального контроля уровня реагента. Рабочий уровень реагента в стакане – 0,6 – 1,35 метра. С мерного стакана реагент дозировочным насосом НД25/4,0 подается в камеру смешения, где смешивается с нефтью, поступающей с напорного нефтепровода, и далее под давлением 3,3 – 8,5 кгс/см² (0,33-0,85 мПа) по двум трубопроводам D-59мм поступает на прием УПСВ.

При повышении давления газа на ГПЗ более 6 кгс/см² (0,6 мПа)(попадание жидкости в газопровод, прекращение приема газа) производится сброс газа на факел высокого давления (ФВД), где он сжигается. ФНД и ФВД оборудованы конденсатосборниками D-1020 мм и дренажными емкостями (К-1, К-2) для сбора конденсата. В конденсатосборниках за счет перепада давления происходит дополнительное отделение газа от жидкости. Жидкость поступает в К-1, К-2 и затем откачивается на прием отстойников или на прием нефтяных агрегатов насосами FDRC 80/400 под давлением 1,5 – 2,5 кгс/см² (0,15-0,25 мПа) в автоматическом или ручном режиме. Рабочий уровень 0,5 – 1,7 метров в К-1, К-2 контролируется при помощи приборов ДУУ2-01, а давление – при помощи электроконтактного манометра (ЭКМ).

На случай аварийных ситуаций (отключение электроэнергии, порыв напорного нефтепровода, порыв напорного водовода на БКНС) на УПСВ предусмотрен сбор жидкости под давлением 0 – 1,3 кгс/см² (0-0,13мПа) в два аварийных резервуара объемом 5000 м³ каждый. Давление в приемном трубопроводе аварийных РВС контролируется техническим манометром. Максимальный уровень нефти в аварийных РВС – 10,0 метров. Контроль уровня осуществляется при помощи приборов ДПУ-4.

Для опорожнения технологических аппаратов (С1/1,2, С2/1,2, Г-1, отстойников 1-6), сбора сальниковых стоков с нефтяных агрегатов, сбора жидкости при срабатывании СППК на отстойниках на УПСВ применяются три дренажные емкости (ДЕ-1, ДЕ-2, ДЕ-3)объемом 40м³ каждая. Рабочий уровень в дренажных емкостях – 0,4 – 1,6 метра контролируется при помощи прибора ДУУ2-01, а давление – при помощи ЭКМ. Жидкость с ДЕ-1,2,3 откачивается на прием отстойников или на прием нефтяных агрегатов насосами FDRC 80/400 под давлением 1,5 – 2,5 кгс/см² (0,15-0,25 мПа) в автоматическом или ручном режиме.

Для сбора сальниковых стоков водяных агрегатов используется емкость уловленной нефти (ЕУН) объемом 20 м³ . Рабочий уровень в емкости – 0,5 – 1,5 метра контролируется при помощи прибора ДУУ2-01, а давление – при помощи ЭКМ. Жидкость с ЕУН откачивается в технологические РВС №№ 3,4,5 или на прием нефтяных агрегатов насосом FDRC80/400 под давлением 1,5 – 2,5 кгс/см² (0,15-0,25 мПа)в автоматическом или ручном режиме.

Для сбора промышленных и поверхностных стоков используется ливневая емкость (ЛЕ-1) объемом 20м³ . Рабочий уровень в емкости – 0,7 – 1,5 метра контролируется при помощи прибора ДУУ2-01, а давление – при помощи ЭКМ. Жидкость с ЛЕ-1 откачивается на прием отстойников или на прием нефтяных агрегатов насосом FDRC80/400 под давлением 1,5 – 2,5 кгс/см² (0,15-0,25 мПа)в автоматическом или ручном режиме.

Подача воздуха на пневматические клапана и приборы КИП и А осуществляется посредством двух винтовых воздушных компрессоров ВВ-3,5/9 УХЛ 4. Для осушки нагнетаемого компрессорами воздуха используется установка осушки воздуха (УОВ ) и два вертикальных рессивера. На УОВ в масляном фильтре воздух очищается от компрессорного масла, в двух адсорберах - от воды. Адсорбентом является силикагель. Рессиверы служат для накопления воздуха (сокращения времени работы компрессора), а также для дополнительной очистки воздуха от атмосферной влаги. Рабочее давление воздуха – 3,0 – 5,0 кгс/см² (0,3-0,5 мПа). При отклонении значения давления от рабочих параметров автоматически происходит запуск или остановка компрессора. При повышении давления в линии подачи воздуха более 5,5 кгс/см² (0,55 мПа) срабатывают СППК, установленные на обоих рессиверах.

Автоматическое управление технологическим процессом УПСВ осуществляется АСУ ТП (автоматизированная система управления технологическим процессом), смонтированная ООО «Сургутпромавтоматика». Управление производится посредством микропроцессорных контроллеров «Гамма-7» и персонального компьютера.

Для поддержания технологического режима, бесперебойной и качественной работы оборудования, предотвращения аварийных ситуаций, создания безопасных условий труда на УПСВ предусмотрена система сигнализации и блокировок, управление которой осуществляется АСУ ТП. При отклонении значений давления и уровня от рабочих параметров срабатывает световая и звуковая сигнализация. Сигнализация срабатывает при аварийной остановке насосных агрегатов и компрессоров. Система блокировок предусматривает аварийную остановку нефтяных и водяных агрегатов в следующих случаях:

- отклонение значений приемного и выкидного давления от рабочих параметров;

- повышение температуры подшипников насоса и электродвигателя более 80°С;

- исчезновение оперативного напряжения в цепях управления КИП;

- пожар;

- загазованность 40% НКПР;

- срабатывание электрозащиты./10/

Технологический режим и технологическая схема установки дает возможность, используя только химический способ, отделять нефть с содержанием воды до 1 %.

Спецификация КИПиА

Приборы и средства автоматизации

TISA

Среда: НА 1…4, ВА 1…5

Термопреобразователь непрерывного действия ТСМ-50М-1-150-0... 100°С

монтажная длина 150мм 18 шт. ТУ 4227-003-13282997-95

диапазон измеряемых температур 0.. .+100 °С

температура окружающей среды -50.. .+100°С

Челябинское ОАО "Теплоприбор"

PIR

Среда: жидкость на входе УПСВ, нефть на выходе УПСВ,

вода на выходе УПСВ, газ на выходе УПСВ

Датчик давления Сапфир 22ДИ

пределы измерения 0...10 кгс/см² 4 шт. ТУ 25.02.180335-84

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

PISA

Среда: НА 1…4, ВА 1…5

Датчик давления Сапфир 22ДИ

пределы измерения 0...6 кгс/см² 9шт. ТУ 25.02.180335-84

0…60 кгс/см² 9 шт.

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

PIRC

Среда: С1/1, С1/2, С2/1, С2/2

Датчик давления ДУУ2-05-1-3.3-1.0

пределы измерения 0...10 кгс/см² 4 шт. ТУ 25-7329.004-90

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

PIRC

Среда: О 1…6

Датчик давления ДУУ2-06-1-3.5-1.0

пределы измерения 0...10 кгс/см² 6 шт. ТУ 25-7329.004-91

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

LIRC

Среда: С1/1, С1/2, С2/1, С2/2

Датчик уровня ДУУ2-05-1-3.3-1.0

диапазон работы - 3,3метра 4 шт. ТУ 25-7329.004-90

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

LIRC

Среда: О 1…6

Датчик уровня ДУУ2-05-1-3.3-1.0

диапазон работы - 3,5метра 6 шт. ТУ 25-7329.004-91

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

LA

Среда: C1/1, С1/2, C2/1, C2/2, Г-1

Датчик уровня ДУУ2-05-1-3.3-1.0

диапазон работы - 3,3метра 5 шт. ТУ 25-7329.004-90

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

LA

Среда: РВС 1…5

Датчик уровня ДПУ4-2.5-1.0

диапазон работы – 2,5 метра 5 шт. ТУ 25-7449.003-94

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

LA

Среда: Г-2

Датчик уровня ДПУ4-0.4-1.0

диапазон работы – 0,4 метра 1 шт. ТУ 25-7449.003-93

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

LIR

Среда: РВС 1…5

Датчик уровня ДУУ2-11-1-12-1.0

диапазон работы – 12 метров 5 шт. ТУ 25-7329.004-96

ЗАО "Альбатрос" г. Москва

LIR

Среда: емкость подготовки реагента

Датчик уровня ДУУ2-01-1-2.0-1.0

диапазон работы – 2 метра 1 шт. ТУ 25-7329.004-87

ЗАО "Альбатрос" г. Москва

LSA

Среда: дренажные емкости

Датчик уровня ДУУ2-01-1-3.0-1.0

Диапазон работы – 3 метра 9 шт. ТУ 25-7329.004-95

ЗАО "Альбатрос" г. Москва

FQI

Среда: нефть на выходе УПСВ

Счетчик турбинный НОРД-И2У-01

Диапазон работы 0 – 100% 4 шт. РМ-25ГУЗ ГОСТ 13045-81

MIR

Среда: нефть на выходе УПСВ

Влагомер товарной нефти ВСН-1

Диапазон работы 0 –100% 1 шт.

ТОО НИЦ "ГОДСЭНД" г.Фрязино Московская область

YA

Среда: С1/1, С1/2, С2/1, С2/2, О 1…6

Пневматический клапан /10/

5. Техническое обеспечение АСУ ТП

Автоматизированная система управления (далее АСУ) установкой предварительного сброса воды (далее УПСВ) предназначена для поддержания оптимального технологического режима установки сброса воды, газа и подготовки нефти, визуального контроля за ходом технологического процесса, формирования и выдачи отчетной и архивной документации, диагностики средств измерения.

В качестве основных принципов при определении архитектуры построения АСУ ТП приняты следующие:

- децентрализация функций сбора, обработки информации и выработки

управляющих воздействий, максимальное их приближение к месту

возникновения информации и ее использования;

- модульность построения технических и программных средств;

-стандартизация взаимосвязей (функциональная, программная,

конструктивная) между уровнями управления;

- функционирование без постоянного присутствия обслуживающего персонала

для систем управления объектов электроснабжения.

5.1 Объекты АСУ ТП

В число технологических объектов, охватываемых АСУ ТП, входят:

1. Объекты УПН:

- нефтегазосепараторы;

- газосепараторы;

- насосы перекачки нефти и воды;

- узел учета нефти;

- узел учета газа;

- резервуары;

- отстойники;

- дренажные емкости;

- регулирующие клапаны;

- электрозадвижки.

Проектируемая АСУ ТП является интегрированной и состоит из следующих функциональных подсистем:

- АСУ ТП перекачки нефти;

- АСУ ТП объектов электроснабжения.

Структурно каждая из указанных подсистем разделена на три уровня:

1. Нижний уровень - уровень датчиков, измерительных преобразователей и исполнительных устройств, которые установлены непосредственно на технологическом оборудовании.

2. Средний уровень – это уровень сбора и обработки информации и обеспечивает управление технологическим процессом и оборудованием в соответствии с заданными алгоритмами функционирования и системой аварийных защит и сигнализации. Системы управления среднего уровня строятся на базе персональных компьютеров, объединенных в локальную вычислительную сеть (ЛВС) с организацией автоматизированных рабочих мест для специалистов предприятия.

3. Верхний уровень – уровень АРМ оператора-технолога, аппарата ЦИТС, НГДУ в данном проекте не рассматривается. Вопросы построения данного уровня и организация обмена информации со средним уровнем должны решаться отдельным проектом.

Структура контроля и управления технологическими объектами

АСУ- многоуровневые системы, построение которых у фирм-разработчиков основывается на комплектации и увязке технических средств нескольких десятков фирм-производителей данного оборудования.

Основываясь на комплексном подходе построения АСУ, ЗАО «Альбатрос» разрабатывает проектные решения и поставляет программно-аппаратные средства автоматизации технологических объектов подготовки нефти и газа.

Структурная система АСУ УПСВ представлена типовыми решениями автоматизации стандартного технологического оборудования УПСВ и увязки локальных контуров автоматического контроля в единую автоматизированную систему контроля и управления.

В качестве датчиков и сигнализаторов уровня на технологических аппаратах применяются много параметрические ультразвуковые датчики ДУУ22 и сигнализа-торы уровня ультразвуковые СУР-3. Установка одного интеллектуального датчика ДУУ2 позволяет контролировать несколько параметров: уровень, раздел фаз много-фазных жидкостей, температуру, давление. В качестве датчиков давления в системе используются преобразователи «Сапфир» и датчики избыточного давления ДИД1, температуры – термопреобразователи сопротивления типа ТСМ50. Для измерения расхода нефти используются турбинные преобразователи «Норд», расхода газа – преобразователи перепада давления типа «Сапфир-22ДД».

В локальных контурах автоматизации нефтегазосепараторов, газосепараторов, отстойников и дренажных емкостей технологическая схема реализована следующим образом: «датчик ДУУ – контроллер ГАММА-7Мв исполнениях с модулями МТС1/МТС2», «сигнализаторы уровня ультразвуковые СУР-2М или СУР-3М - контроллер ГАММА-7М в исполнениях с модулями МТС1/МТС2». Подключение датчиков и сигнализаторов уровня, а также полевого измерительного оборудования со стандарт-ным токовым сигналом производится непосредственно к контроллеру микропроцес-сорному ГАММА-7М, что позволяет исключить традиционный парк вторичных приборов и дополнительных контроллеров-сборщиков. Подключение к контроллеру ГАММА-7М блока управления электроприводом БУЭП-1, позволяет построить законченные контуры контроля и управления исполнительными механизмами.

Автоматизация сбора данных по парку резервуаров выполняется на базе датчиков ДУУ 2 с гибким чувствительным элементом, позволяющих контролировать до трех уровней раздела фаз, а также многоточечных датчиков температуры ДТМ 1. Исполнение контроллера ГАММА-7М с модулем сопряжения с датчиками МСД позволяет реализовать технологическую схему измерений «один контроллер – восемь резервуаров нефтепродуктов».

При автоматизации дренажных емкостей, емкостей реагентного хозяйства, а также емкостей объектов инженерного обеспечения используются датчики уровня ДУУ4-09-ТВ со стандартным выходным токовым сигналом и гибким чувствитель-ным элементом или сигнализаторы уровня СУР-3. Подключение датчиков и сигна-лизаторов производится к контроллерам-сборщикам микропроцессорным (далее контроллеры) КСМ 2.

Управление исполнительными механизмами: электроприводными задвижками, погружными насосами, внутриплощадочными насосами перекачки осуществляется от контроллеров КСМ2, в которых заложен алгоритм управления соответствующим агрегатом. Контроллеры КСМ2, подключаются к контроллеру ГАММА-7М, образуя телеметрический комплекс, который выводит информацию о состоянии исполнительных механизмов на табло индикации, а также транслирует полученную информацию в ПЭВМ оператора. К одному контроллеру ГАММА-7М возможно подключение до восьми контроллеров КСМ2.

Контроль за состоянием насосных агрегатов по перекачки нефти реализован на базе контроллера КСМ4. Реализация задач диагностики на базе контроллера КСМ4 позволяет построить гибкую систему контроля и управления насосными агрегатами, заменив стандартный громоздкий релейно-контактный привод.

Контроллеры размещены в щитах управления, оборудованных кроссовыми клемниками, вторичными приборами, преобразователями сигналов, источниками питания, коммутационной аппаратурой.

Поставляемые системы управления технологическими объектами на базе контроллеров ГАММА-7М, КСМ2, КСМ4 компонуются на основе проектных решений с использованием оборудования, выпускаемого фирмами Schroff, Wago, Omron, Bopla, Finder, Advantech, Phoenix, Contact.

На УПСВ в помещении операторной размещается:

- приборный щит;

- шкаф с контроллером 20005;

- система обработки информации из комплекта коммерческого узла учета нефти;

- промышленный компьютер - АРМ оператора (операторская станция);

- источник бесперебойного питания;

- модем.

Комплекс технических средств АСУ ТП среднего уровня размещается в

диспетчерском пункте на опорной базе промысла.

5.2 Функции АСУ ТП

5.2.1 Функции АСУ ТП по уровням управления

В соответствии с принятой архитектурой функции, реализуемые АСУ ТП, распределяются по уровням следующим образом:

Нижний уровень:

- сбор и первичная обработка технологической информации, поступающей от датчиков и измерительных преобразователей;

- обмен информацией (прием и передача) со средним уровнем;

- управление технологическим процессом на основе собранной технологической информации и команд, поступающих от оператора- технолога;

- автотестирование элементов местной автоматики, программируемых контроллеров.

Средний уровень:

- сбор и концентрация информации о ходе технологического процесса,

поступающей от контроллеров;

- внутренняя обработка и хранение информации, формирование базы данных;

- индикация и регистрация информации, реализация диалога с верхним уровнем аппаратом управления);

- составление оперативных сводок, отчетных и справочных документов;

- формирование и передача на нижний уровень управляющих воздействий по поддержанию заданных технологических режимов;

- диагностика работы технологического оборудования, технических и программных средств системы управления.

Верхний уровень:

- учет и контроль выполнения плановых заданий;

- оптимальное распределение и рациональное использование ресурсов;

- моделирование процессов и разработка оптимальных технологических режимов;

- сведение материальных балансов и анализ удельных затрат;

- анализ простоев оборудования и учет потерь;

- ведение плановых, учетных и отчетных документов;

- реализация диалогового режима проведения расчетов по запросам персонал;

предприятия;

- управление техническим обслуживанием и ремонтом оборудования.

5.3 Функции АСУ ТП по контролю и управлению технологическими объектами

Программное обеспечение АСУ УПСВ реализует следующие функции:

- диалог с оператором-технологом;

- концентрация, фильтрация и накопление технологической информации;

- управление работой контроллеров среднего уровня;

- обработка и хранение информации;

- формирование и ведение файлов оперативных данных в виде мнемосхем, трендов, таблиц;

- автоматическая диагностика функционирования элементов системы;

- формирование и передача информации на верхний уровень управления.

Разработка человеко-машинного интерфейса осуществляется путем создания интерактивных графических экранов и размещения на них графических статических и динамических элементов.

На экранах отображаются:

- обзорная схема технологического процесса с мгновенными значениями технологических параметров и средствами вызова процедур управления;

- отдельные мнемосхемы площадок, напорных нефтепроводов с данными, включенными в предыдущую схему;

- отдельные технологические модули каждой площадки;

- отдельные части технологического процесса с подробной детализацией.

Разработка графических экранов осуществляется путем размещения на них графических статических и динамических элементов.

Статические элементы экранов не зависят от значений контролируемых параметров, а также к ним не привязываются никакие действия по управлению выводимой на экран информацией. Эти элементы используются для разработки статической составляющей графических экранов.

Динамические элементы являются формами отображения хода технологического процесса. Эти элементы связываются с технологическими параметрами для вывода их значений на экран. Кроме того, часть форм отображения используется для управления значениями технологических параметров или выводимой на экран информацией.

АСУ УПСВ позволяет использовать в графических экранах следующие динамические элементы для отображения информации о ходе технологического процесса и управления:

- текстовая форма отображения;

- гистограммы ( прямоугольные или произвольной формы );

- кнопки различных типов;

- тренды аналоговых и дискретных параметров;

- цветовые индикаторы;

- графические и текстовые индикаторы;

- бегущие дорожки;

- отображение экранов в окнах;

- свободные формы.

Программное обеспечение дает операторам наглядное представление информации, используя трехмерную графику и средства анимации изображений, удобный интерфейс. Оператор получает полное представление о состоянии всего контролируемого системой оборудования.

Система поддерживает ведение различных технологических журналов, режимных листов, в том числе журнала тревог (для фиксации аварийных ситуаций, имеющих место в процессе производства, и изменений в настройке приборов).

В системе предусмотрена возможность корректировки и задания исходных данных, числовых уставок, параметров регулирования, а также непосредственное управление оператором технологическим процессом с клавиатуры ПЭВМ.

Система обеспечивает несколько уровней защиты от несанкционированного доступа и от неправильных действий операторов, что защищает конфигурацию системы и данные измерений от возможных искажений в результате вмешательства неквалифицированного персонала.

На базе представленных программно-технических средств компонуются законченные измерительно-управляющие комплексы, характеризующиеся:

- наличием древовидной распределенной структуры до уровня входного

интерфейса высоконадежного компьютера в индустриальном исполнении;

- наличием полного объема промежуточной индикации и органов ручного правления для ведения технологического процесса, что позволяет при отказе компьютера верхнего уровня продолжать оперативное управление объектом;

- высокой помехоустойчивостью, устойчивостью к скачкам и провалам электропитания, наличием гальванической развязки по всем каналам ввода- вывода и по локальным сетям;

- резким снижением номенклатуры применяемых датчиков и контроллеров, что позволяет удешевить последующее обслуживание и затраты на запасные части и принадлежности;

- наращиваемостью, что позволяет подключать и встраивать в функционирующую систему дополнительные объекты автоматизации;

- открытостью, использованием стандартных интерфейсов, протоколов и форматов, расширяемостью, что позволяет легко встраивать оборудование в любые системы АСУ ТП других производителей.

Оснащение технологических объектов, охватываемых АСУ ТП, датчиками, измерительными преобразователями, исполнительными механизмами и другой аппаратурой предусматривается в объеме, позволяющем осуществить следующие основные функции АСУ ТП:

Объекты УПСВ:

а) автоматическое регулирование:

- давления во входных сепараторах, в сепараторе топливного газа с воздействием на выход газа;

- уровня жидкости во входных сепараторах, в сепараторах - отстойниках, в КСУ, в установке подготовки пластовой воды с воздействием на выход нефти;

- уровня жидкости во входных сепараторах, сепараторах отстойниках, в установке подготовки пластовой воды с воздействием на выход воды;

б) автоматическое управление:

- насосными агрегатами внутренней и внешней перекачки (об отключении при нижнем уровне в резервуаре, перегреве подшипников, повышенных утечка:

- сальников, низком и высоком давлении на выходе УПСВ, срыве подачи срабатывании электрозащит, загазованности 50% от НПВ, пожаре);

- насосными агрегатами подачи воды на КНС;

- автоматический ввод резервного насоса при выходе из строя рабочего,

- самозапуск основных насосов при кратковременных перерывах в электроснабжении;

- вытяжными вентиляторами при загазованности в закрытых технологически:

- блоках (20% НПВ);

-насосами откачки из конденсатосборников и дренажно-канализационных емкостях по уровню жидкости в этих аппаратах;

- основными технологическими задвижками с электроприводом.

в) дистанционное управление:

- основными насосными агрегатами (включить - отключить);

- электроприводами основных технологических задвижек (открыть - закрыть);

г) дистанционный контроль:

- давления в входных сепараторах, в сепараторе топливного газа;

- давления газа в КСУ;

- давления на входе УПСВ;

-производительности УПСВ по нефти (с помощью системы обработки

информации);

- производительности по газу (отдельно суммируются показания расхода газа, подаваемого на факел, на ГПЗ);

- уровня жидкости в входных сеператорах;

- уровня жидкости в сепараторах отстойниках, КСУ, в сепараторах подготовки пластовой воды;

- уровня жидкости в резервуарах;

- давления нефти на входе УПСВ;

- температуры нефти на входе УПСВ.

е) сигнализацию:

1) аварийную сигнализацию:

- отключения основных насосных агрегатов с расшифровкой причины аварии;

- загазованности наружных технологических площадок и закрытых помещений;

- предельных значений уровня в входных сепараторах, сепараторах отстойниках, резервуарах, газовых сепараторах, КСУ, конденсатосборниках и дренажно-канализационных емкостях, расширительных камерах, в сепараторах подготовки воды;

- возникновения пожара в нефтенасосных станциях, в технологических блоках.

2) исполнительную сигнализацацию:

- состояния основных насосных агрегатов (включено - отключено);

- положения основных технологических задвижек (открыто — закрыто);

ж) формирование и передачу на ДП информации.

По технологическим установкам с комплектными системами автоматизации (нагреватели, факельные установки) предусматривается передача аварийных сигналов в систему управления УПСВ.

5.4 Комплекс технических средств АСУ ТП

Комплекс технических средств АСУ ТП состоит из:

- комплекта датчиков, преобразователей, исполнительных механизмов;

- управляющего вычислительного комплекса УВК.

5.4.1 Комплекс датчиков, преобразователей, исполнительных механизмов

Все применяемые в проекте датчики, преобразователи, исполнительные механизмы выполнены только электрическими и имеют требуемые виды климатического исполнения и взрывозащиты, системы пневмоавтоматики не предусматриваются.

В контурах регулирования с ограниченным перепадом давления применены регулирующие затворы и шаровые краны с электрическими исполнительными фланцевыми механизмами.

Датчики и измерительные преобразователи, вторичные приборы имеют унифицированные выходные сигналы с одним из следующих параметров:

- аналоговые (токовые 4...20 мА) для контроля и регулирования режимных технологических параметров;

- частотно-импульсные сигналы для контроля учетных технологических параметров;

- дискретные типа "сухой контакт" для сигнализации предельных значений технологических параметров;

- интерфейсные RS 485.

Для контроля уровня взлива и уровней раздела фаз нефть - вода применены ультрозвуковые уровнемеры с контроллерами "Гамма" производства ЗАО Альбатрос".

Для измерения расхода нефти применены массовые расходомеры типа "Promass" фирмы "EndressHauser".

Для сигнализации аварийных ситуаций и отклонения от нормы технологических параметров используются дискретные датчики с электрическим контактным выходом.

Все датчики, преобразователи и исполнительные механизмы соответствуют требованиям по степени защиты от воздействия окружающей среды:

по взрывопожаробезопасности;

по климатическому воздействию;

по устойчивости к воздействию агрессивных сред;

по степени защиты оболочки от проникновения внутрь пыли и влаги.

Все блочно-модульные комплектные технологические установки оснащаются средствами контроля и автоматики на заводах-изготовителях.

5.4.2 Управляющий вычислительный комплекс

Разработчиком и поставщиком программно- технического комплекса УПН является ИПФ "АСУ- нефть" г. Тюмень. Поставщиком программно-технического комплекса узла учета нефти (УУН) является "Сибнефтеавтоматика" г. Тюмень.

1. Нижний уровень. Нижний уровень УПН строится на базе контроллера System 2005 фирмы BR(Австрия). Контроллер имеют модульную, проектно - компонуемую структуру и создается из наборов типовых контроллерных модулей.

Наборы контроллерных модулей обеспечивают возможность компоновки контроллеров различной производительности (от единиц до нескольких сотен сигналов).

Конфигурация контроллера System 2005 в максимальном варианте:

- цифровых входов/ выходов - 800;

- аналоговых входов/ выходов - 400;

- импульсных входов - 200.

Контроллер System 2005 имеет стопроцентный горячий резерв. Нижний уровень узла учета нефти строится на базе устройства программного управления TREL-5B ООО "ТРЭИ ГМБХ" г. Пенза.

Нижний уровень объектов электроснабжения строится на базе контроллера "Омь" фирмы "Мир" г. Омск.

5. Средний уровень. Средний уровень УПСВ представляет собой рабочую

6. (операторскую) станцию на базе промышленного компьютера, которая размещается в

7. представленной структурной схеме вычислительного комплекса имеется возможность

8. разместить АРМ энергетика в диспетчерском пункте на опорной базе промысла.

5.5 Размещение и монтаж комплекса технических средств АСУ ТП

Первичные преобразователи, датчики технологических параметров и исполнительные механизмы, монтируемые непосредственно на технологическом оборудовании и трубопроводах, устанавливаются с помощью закладных деталей, которые устанавливаются и учитываются технологической частью проекта.

Блочно-модульное технологическое оборудование оснащается первичными преобразователями, датчиками и исполнительными механизмами на заводах—изготовителях блоков, там же выполняется монтаж внутриблочных электрических и трубных проводок.

Приборы, устанавливаемые на открытых технологических площадках и неприспособленные к эксплуатации в условиях низких температур окружающего воздуха, размещаются во взрывозащищенных утепленных электрообогреваемых шкафах.

Внешние электрические проводки на проектируемых объектах промыслового обустройства выполняются следующим образом:

а) внутри производственных помещений и по наружным технологическим площадкам — изолированными проводами в стальных защитных трубах или контрольными небронированными кабелями в коробах и лотках.

Для взрывоопасных помещений категорий В-1А применяются кабели и провода с медными жилами и защитные водогазопроводные трубы по ГОСТ 3262-75. В остальных случаях используются кабели и провода с алюминиевыми жилами и защитные электросварные трубы по ГОСТ 10704-76.

б) междуплощадочные трассы - контрольными небронированными кабелями с медными и алюминиевыми жилами по ГОСТ 1508-78.

Кабели с медными жилами применяются во взрывоопасных условиях (В-1А) и в случаях, определяемых специальными требованиями к цепям измерения.

Экранированные кабели с медными жилами применяются для уменьшения влияния помех, наводок в цепях аналоговых и импульсных сигналов.

Между площадочные электрические проводки прокладываются на отдельных полках по кабельным эстакадам и в коробах совместно с силовыми (0.4 кВ) кабелями.

Электропитание операторских станций и контроллерного оборудования осуществляется от сети переменного тока напряжением 220В двумя вводами. В случае исчезновения напряжения питающей сети электропитание обеспечивается от источника бесперебойного питания, установленного в операторной./11/

Используемая для ведения технологического процесса многоступенчатая автоматизированная система управления позволяет безопасно и качественно поддерживать технологический режим.

6. Технологический расчёт

Поверочный технологический расчет проводится с целью выявления максимально возможной производительности оборудования установки предварительного сброса воды по жидкости.

6.1 Технологические параметры УПСВ-3 НГДУ «Мамонтовнефть»

I ступень сепарации С-1: температура 40-45^о С, давление 1,5-3атм.(0,15-0,3 мПа).

Отстой с обезвоживанием:температура 40- 45оС, давление 1,2-2,5 атм. (0,12-0,25 мПа).

IIступень КСУ: температура 40-45оС, давление 0-0,2атм. (0-0,02 мПа).

Газовый фактор 43 м³ /т /12/

Сырье – газоводонефтяная жидкость.

Характеристика нефти НГДУ «МН»:

Плотность, кг/м³ 871-885

Вязкость, мм² /с (при 20^о С) 22-53

Массовое содержание, %:

Серы 1,2-1,5

Смол селикагелевых 7-11

Асфальтенов 1,8-5,0

Парафинов 2,9-3,9

Можем сделать заключение:

нефть парафинистая > 1,5%

сернистая > 1,8 %

Тип нефти - средняя (р(20^о С) - 851- 885 кг/м³ )

нефть высокоэмульсионная (I группы)

I группа - это нефть с плотностью при 20°С - 860-890кг/м³ ,

вязкостью при 20°С - 12-15 и выше мм² /с,

содержание смол 5-15%,

асфальтенов - 1-7%. /13/

6.2 Поверочный расчет технологического оборудования

6.2.1 Расчёт аппаратов I ступени сепарации

Нефтегазовый сепаратор НГС 2-1,0-2400-2-И, объёмом 100м³ .

кол-во аппаратов -2 шт.

Входной сепаратор предназначен для сепарации газа из жидкости

Давление 1,5-3,0 кгс/см ² (0,15-0,3 мПа),

температура 40- 45°С по РД 39-0004-90

Объем сепаратора 100 м³ ,

Время нахождения жидкости в сепараторе 5 минут.

Обводнённость нефти НГДУ «МН» - 85%

Найдём плотность жидкости по формуле:

р_ж = (7)

где r_ж - плотность жидкости, кг/м³ ;

r_н - плотность нефти, кг/м³ ;

r_в - плотность воды, кг/м³ ;

В - обводнённость нефти в долях

р_ж = = 987 кг/м³

Рассчитаем производительность аппарата в минуту по формуле:

Q =(8)

где Q - производительность аппарата, м³ /мин, м³ /час;

V - объём аппарата, м³ ;

с – коэффициент заполнения объёма аппарата жидкостью, равен 0,6;

t- время пребывания, мин

Q == 12 м³ /мин = 720 м³ /час

Рассчитаем объемный расход потока:

υ_ж = (9)

где υ_ж - объёмный расход потока, м³ /сут;

n- количество аппаратов, шт;

1,2 - коэффициент запаса, применяемый, если будет дополнительная подача жидкости;

Q - производительность аппарата, м³ /мин, м³ /час.

υ_ж = = 28 800 м³ /сут

Максимальное количество жидкости, поступающей на установку, находим по формуле:

Q_ж = υ_ж * р_ж /1000 (10)

где Q _ж - количество жидкости поступающей на установку, т/сут;

υ_ж - объёмный расход потока, м³ /сут;

р_ж - плотность жидкости, кг/м³ .

Q_ж = 28 800* 987/1000 = 28 426 т/сут.

Эскиз нефтегазового сепаратора без сброса воды представлен на рис. 8. /14/

Из расчёта видно, что пропускная способность 2 входных сепараторов, объёмом 100 м³

каждый, 28 800 м³ /сут (28 426 т/сут).

6.2.2 Расчёт отстойников

отстойник ОГ-200 1-1,0-3400-2-И, объёмом 200м³

кол-во аппаратов -6 шт.

Температура обезвоживания 40-45°С,

давление 1,2-2,5 кгс/см² (0,12-0,25 мПа),

время отстоя эмульсии 30-60 минут,

Рассчитаем производительность аппарата в минуту по формуле (8):

Q == 4 м³ /мин = 240 м³ /час

Рассчитаем объемный расход потока по формуле (9):

υ_ж = = 28 800 м³ /сут

Из расчёта видно, что пропускная способность 6 отстойников, объёмом

200 м³ каждый, 28 800 м³ /сут (28 426 т/сут).

Эскиз отстойника ОГ-200 1-1,0-3400-2-И представленна рис. 9. /14/

6.2.3 Расчёт аппаратов II ступени сепарации

В качестве концевой сепарационной установки принят

нефтегазовый сепаратор НГС 2-1.0-2400-2-И объёмом 100 м³

кол-во аппаратов -2 шт.

Температура эмульсии 40-45°С,

давление 0-0,2 кгс/см² (0-0,02 мПа),

время отстоя 5-10 минут,

Рассчитаем производительность аппарата в минуту по формуле (8):

Q == 12 м³ /мин = 720 м³ /час

Рассчитаем объемный расход потока по формуле (9):

υ_ж = = 28 800 м³ /сут

Рассчитаем работу КСУ в аварийном режиме.

Сброс жидкости после сепараторов первой ступени сепараторов С1/1, С1/2.

Обводненность нефти – 85 %.

Проверим производительность КСУ в минуту по формуле (8):

Q == 12 м³ /мин = 720 м³ /час

Объем жидкости, поступающей на КСУ будет равен:

υ_ж == 1200 м³ /час

Объем КСУ рассчитывается с учетом нагрузки по жидкости и времени пребывания по формуле:

V = , (11)

где υ_ж - объёмный расход потока, м³ /час;

t- время пребывания, мин;

с – коэффициент заполнения объёма аппарата жидкостью, равен 0,6;

1,2 - коэффициент запаса, применяемый, если будет дополнительная подача жидкости;

V = = 200 м³ .

Рассчитаем необходимое количество аппаратов, когда КСУ работает в аварийном режиме, по формуле:

n = , (12)

где υ_ж - объёмный расход потока, м³ /час;

1,2 - коэффициент запаса, применяемый, если будет дополнительная подача жидкости;

Q - производительность аппарата, м³ /час.

n = = 2,0

Время пребывания жидкости в сепараторе принято в зависимости от типа нефти всоответствии с РД 39-0004-90/15/. Сепарационное оборудование, представлено в табл. 11.

/16,17/

Таблица 11

Характеристика оборудования

Вывод: по поверочному расчёту существующих аппаратов установки предварительного сброса воды с учетом технологических параметров (температуры и давления), принятых в схеме показано, что максимальная пропускная способность оборудования по нефти и жидкости - 28 800 м³ / сутки (28 426 т/сут).

7. Материальный баланс установки предварительного сброса воды

7.1 Материальный баланс базовой установки предварительного сброса воды № 3 НГДУ «Мамонтовнефть» при максимальной пропускной способности оборудования

На основании поверочного технологического расчета составлен материальный баланс установки предварительного сброса воды № 3 НГДУ «Мамонтовнефть» при максимальной пропускной способности оборудования по сырью табл. 12. Число рабочих дней в году 365.

Таблица 12

Материальный баланс базовой УПСВ-3

7.2 Материальный баланс проектной УПСВ-3

Материальный баланс проектной установки предварительного сброса воды №3 НГДУ «Мамонтовнефть» (с учетом части нефти с месторождения Угутско – Киняминской группы НГДУ «Майскнефть») на 2005 год приведен в табл. 13. Число рабочих дней в году 365.

Физико-химические свойства нефти НГДУ «МсН»:

Плотность, кг/м^{3 -} 861

Вязкость, мм² /с (при 35^о С) - 7,17

Содержание воды, % об. – 38

Газовый фактор 62 м³ /т /12/

Таблица 13

Материальный баланс проектной УПСВ-3 на 2005 год

Вывод: на установке предварительного сброса воды № 3 НГДУ «Мамонтовнефть» имеются реальные возможности для увеличения ее пропускной способности по жидкости, при этом качество подготовленной нефти не изменится.

Реализация данного проекта позволяет увеличить производительность установки предварительного сброса воды в расчете на 2005 год с 16 674,2 м³ /сут до 18 649,4 м³ /сут (на 12 %). При этом доля загрузки установки сырой нефтью НГДУ «МсН» на 2005 год составит 10 % и имеет тенденцию к увеличению. Коэффициент загрузки установки по сырью увеличиться к 2005 г. на 6 %. У установки предварительного сброса воды № 3 имеется резерв по наращиванию производительности - более 30% по жидкости.

8. Безопасность и экологическая оценка проекта

8.1 Обеспечение безопасности работающих

8.1.1 Опасности и вредности установки

По воздействию вредные и опасные факторы подразделяются на четыре группы: физические, химические, психофизиологические, биологические.

В группе физических факторов следует выделить:

- климатические факторы: температура воздуха, скорость ветра, влажность;

шум и вибрация;

- загазованность воздуха рабочей зоны при авариях, утечках газа,

работа в колодцах, аппаратах, емкостях;

- опасное напряжение в электрической сети;

- инфракрасное излучение (только при пожарах).

В группе химических факторов следует выделить:

- поверхностно-активные вещества, работа с химическими реагентами;

-воздействие на организм работающих углеводородов нефти и природного газа.

Технологическое оборудование размещено на открытых площадках, что уменьшает вероятность образования взрывоопасных смесей.

8.1.2 Характеристика условий труда

В составе промышленного объекта (УПСВ) обращаются следующие опасные вещества:

- нефть обезвоженная;

- нефть сырая;

- попутный нефтяной газ;

- химические реагенты.

Из выше перечисленных опасных веществ, при возникновении и развитии аварийной ситуации, участвовать будут нефть сырая, нефть обезвоженная, а также попутный нефтяной газ.

Химические реагенты могут являться инициаторами аварии с вовлечением других опасных веществ. Условно примем свойства сырой нефти идентичными свойствам нефти обезвоженной.

Характеристика опасных веществ представлена в табл. 14 .

Для обеспечения безопасности на производстве должны быть созданы нормальные санитарно-гигиенические условия на рабочих местах, сведения приведены в табл. 15.

Таблица 14

Показатели пожароопасности и токсичности сырья.

Взрывопожароопасные производственные объекты УПСВ-3 НГДУ «Мамонтовнефть» оснащены необходимыми системами автоматизации производства, многоуровневыми системами блокировок и предохранительных устройств, срабатывающих при возникновении аварийных ситуаций, вентиляционными системами и системами постоянного контроля воздушной среды, планами действия персонала в аварийной ситуации, а также обеспечены резервом технологического, энергетического оборудования и материалов, обеспечивающих локализацию аварий, пожаров, загазованности и восстановлению устойчивой работы объекта, что исключает необходимость постоянного пребывания персонала на опасном объекте и в значительной степени обеспечивает безопасность эксплуатации опасных производственных объектов.

Таблица 15

Санитарно-гигиенические условия труда

8.1.3 Электробезопасность и молниезащита

На предприятиях нефтеперабатывающей и нефтехимической промышленности широко применяют различные электрические установки. Электроустановки эксплуатируются как на открытых площадках, так и в помещениях с большой влажностью и повышенной температурой воздуха. Для защиты людей от поражения электрическим током в производственных условиях, из-за повреждения (пробоя) изоляции токоведущих проводников, принимают следующие защитные меры: заземление, пониженное напряжение, защитное разделение сети, зануление, контроль и профилактику повреждений изоляции и индивидуальные средства защиты.

8.1.3.1 Электроснабжение

По обеспечению надёжности электроснабжения, к I категории относятся:

- насосы системы ППД;

- насосы внешнего транспорта нефти;

- щитовые КИПиА;

- вентсистема подпора воздуха операторной;

- охранное освещение.

К II категории по надёжности электроснабжения относятся:

- водозаборные сооружения;

- электрообогрев бытовых помещений.

Остальные потребители относятся к III категории.

Надёжность электроснабжения обеспечивается:

- наличием двух независимых источников питания (двух секций 35 кВ на ПС 35/6кВ);

- питанием высоковольтных насосов внешнего транспорта от разных секций 6 кВ двух трансформаторных подстанций 35/6 кВ;

- питанием потребителей 0,4 кВ от разных секций 0,4 кВ двух трансформаторной подстанции 6/0,4 кВ, запитанных от разных секций 6 кВ двух трансформаторной подстанции 35/6 кВ.

8.1.3.2 Молниезащита и заземление

Здания и сооружения, относящиеся ко II категории, защищены от прямых ударов молнии, вторичных проявлений молнии и заноса высокого потенциала через наземные и подземные коммуникации.

Наружные установки, относящиеся к III категории, защищены от прямых ударов молнии и вторичных проявлений молнии.

Защита от прямых ударов молнии на проектируемом объекте осуществляется:

- использованием в качестве молниеприёмника металлической кровли здания;

- установкой стержневых молниеотводов на газоотводных и дыхательных трубах.

Защита от вторичных проявлений молнии на проектируемой УПСВ осуществляется:

- присоединением металлических корпусов всего оборудования и аппаратов к заземляющему устройству;

- соединением перемычками через каждые 30 м трубопроводов и других металлических конструкций в местах их сближения на расстояние не менее 10см.;

- во фланцевых соединениях должна быть обеспечена нормальная затяжка не менее 4 болтов на каждый фланец.

Защита от заносов высокого потенциала осуществляется путём присоединения ближайшей опоры коммуникаций, а так же всех коммуникаций на вводе в здание или сооружение к заземляющему устройству.

В качестве заземляющих устройств используются как естественные, так и искусственные заземлители:

- естественные заземлители - металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, находящихся в соприкосновении с землёй;

- искусственные заземлители — вертикальный (сталь уголок 35x35x4, длина 3м) и горизонтальный (сталь сечением 4x40 мм² ).

8.1.3.3 Расчёт зоны защиты молниеотвода

Зона защиты молниеотвода - это часть пространства, внутри которого здание, сооружение защищено от прямых ударов молнии с определенной степенью надёжности. Зона защиты типа А обеспечивает надёжность 99,5%, зона защиты типа Б - 95%.

Тип зоны защиты определяется исходя из ожидаемого количества (N) поражений молний в год зданий и сооружений. Подсчёт ожидаемого количества N поражений молний в год производится по формулам:

для сосредоточенных зданий и сооружений (дымовые трубы, вышки, башни)

N = 9 πh² n 10^-6

для зданий и сооружений прямоугольной формы

N = ( ( S + 6h) (L + 6h) -7,7 h² ) n 10^-6 ,

где h-наиболыпая высота здания или сооружения, м;

S, L-соответственно ширина и длина здания или сооружения, м;

n-среднегодовое число ударов молнии в 1 км. земной поверхности (удельная плотность ударов молнии в землю) в месте нахождения здания или сооружения.

Для зданий и сооружений сложной конфигурации в качестве S и L принимаются ширина и длина наименьшего прямоугольника, в который может быть вписано здание или сооружение в плане.

Для произвольного пункта на территории РФ удельная плотность ударов молнии в землю и определяется исходя из среднегодовой продолжительности гроз в часах;

Для Тюмени среднегодовая продолжительность гроз, от 40 до 60 ч., удельная плотность ударов молнии п = 4 в год на 1 км² .

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода.

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h представляет собой круговой конус, вершина которого находится на высоте h₀ < h на уровне земли зона защиты образует круг радиусом г₀ . Горизонтальное сечение зоны защиты на высоте защищаемого сооружения h_x представляет собой круг радиусом г_х .

Зона защиты одиночных стержневых молниеотводов высотой h<150 м имеют следующие габаритные размеры.

Зона А: h₀ =0,85*h; r₀ =(1,1-0,00222*h)*h;

r_x =(1,1-0,002*h)(h-h_х /0,85).

Зона Б: h₀ =0,92*h; r₀ =l,5*h;

r_x =l,5(h-h_x /0,85).

Для зоны Б высота одиночного стержневого молниеотвода при известных значениях h_x и h_r может быть определена по формуле:

h=(r_x +l,63h_x )/l,5

Резервуарные парки с ЛВЖ по устройству молниезащиты относятся ко II категории и подлежат защите на всей территории РФ, а молниеотводы предусматриваются с зонами защиты типа Б.

Для отдельных резервуаров, их групп или резервуарного парка за величину S и L следует принимать стороны прямоугольника, в котором могут быть вписаны все резервуары. Величина защитного уровня h_x для резервуарных парков принимается с учётом, а высота зоны взрывоопасности над крышей -5м (h_x =H+5).

Исходные данные:

Рассчитать необходимую высоту одиночного стержневого молниеотвода для защиты резервуара вертикального стального (РВС) ёмкостью 2000м³ , L=S=15,18м.,

h_х =15+5=20м..

Расчёт: как, указывалось выше РВС-2000 по устройству молниезащиты, относится ко II категории.

Число возможных воздействий молний по формуле (14):

N=((15,18+6*20)(15.18+6*20)-7,7*20)*4*10^-6 = 0,000465<1

Принимаем зону типа Б и определяем высоту молниеотвода по формуле (15):

h = (8,93+1,63*20)/1,5 = 27,69м

где г_х -радиус зоны защиты на высоте h_х =20м

г_х = 0,5 + ((S+l)² + (L/2)² )^1/2 = 0,5((15,18 +1)² + (15,18/2)² )^1/2 =8,93 м

Вывод: необходимая высота молниеотвода 27,69 м /18,19 /.

8.2 Экологическая оценка проекта

8.2.1 Характеристика объекта в части выбросов загрязняющих веществ в атмосферу

При эксплуатации опасных производственных объектов загрязнение атмосферы происходит в результате выделения:

- легких фракций углеводородов из-за разгерметизации технологического оборудования (скважины, сепараторы, емкости, насосы);

- продуктов сгорания попутного нефтяного газа (факел, котельная);

- небольшого количества легких фракций химических реагентов (ингибиторы коррозии, деэмульгаторы).

Кроме этого, на всех стадиях работ на УПСВ в атмосферу будут выделяться загрязняющие вещества от передвижного транспорта.

При эксплуатации технологического оборудования по подготовки нефти через не плотности запорно-регулирующей арматуры и дыхательные клапаны емкостей выделяется небольшое количество легких углеводородов.

При сгорании газа на факеле будут выделяться в атмосферу: оксиды азота и углерода, сажа, углеводороды и бенз(а)пирен.

При эксплуатации автомобильного транспорта выбрасываются в атмосферу вредные вещества: оксиды азота, углерода и серы, сажа, углеводороды, соединения свинца.

В проекте нормативов предельно допустимых выбросов для УПСВ-3 НГДУ «Мамонтовнефть» ОАО «Юганскнефтегаз» расчетным путем определен уровень загрязнения атмосферного воздуха вредными веществами, содержащимися в выбросах предприятия. Определена санитарно-защитная зона и величина предельно-допустимых и временно-согласованных выбросов вредных веществ в атмосферу./21/

В результате проведенной работы установлено:

• предприятие выбрасывает в атмосферу следующие загрязняющие вещества окислы азота, метан, углеводороды, окись углерода, сажа, бенз(а)пирен, оксид железа, марганец и его соединения, кремний, фтористый водород, фториды, металлическая и абразивная пыль, древесная пыль.

• валовые выбросы вредных веществ в атмосферу по УПСВ-3 НГДУ «Мамонтовнефть» составляют 893,924 тонн в год.

По УПСВ представлено 243 основных источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферу. /22/

Рассматриваемое предприятие относится ко II категории опасности.

В результате проведенных расчетов определено, что данное предприятие выбрасывает 13 наименований загрязняющих веществ. Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу данным предприятием представлены в таблице 16 .

Приведенные в таблице 1 коды, ПДК, классы опасности взяты согласно /23/, перечня используемой литературы.

Таблица 16

Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу.

8.2.1.1 Расчет максимальных и валовых выбросов вредных веществ от источников загрязнений УПСВ-3.

(Источник № 1).

ОБЪЕКТ – Факел-1

Параметры факельной установки.

Исходные данные:

Объем газа, сжигаемого на факеле и течение года - 1 821 500 м³ ;

Продолжительность работы факела втечение года - 8760 ч;

Температура попутного газа -20°С;

Плотность попутного газа -0,952 кг/м³ ;

Диаметр устья факельной установки -0,325 м;

Высота трубы факельной установки - 22м;

Температура воздуха -21,7 град, С;

Атмосферное давление - 760 мм. рт. ст.;

Относительная влажность воздуха - 60 %.

/24/

Расчет максимального расхода продуктов горения, покидающих факельную установку.

W_v = 1 821 500/8760 /3600 = 0,058 м³ /с;

W_пр = 0,058 х 13,502 х [( 273 + 1773 ) /273] = 5,870 м³ /с;

Расчет параметров факельной установки, как потенциального источника загрязнения атмосферного воздуха.

Длина факела:

L_ф = 5,3 х 0,325 x√l773/296 x√( 1 + 12,021)х(1+12,021 х 1,1907/0,962)=24,8 м;

Расчет высоты факельной установки:

Н_в = 22+ 24,8 = 46,8м

Расчет диаметра факельной установки:

D_ф = 0,189 x 24,8 = 4,7 м.

Проверка выполнения условий бесссажевого горения попутного газа на факельной установке.

Расчет средней скорости поступления к атмосферу продуктов сгорания (ПНГ)

V_ист = 1,274 х 5,87/ 4,7² = 0,339 м/с

Условие бессажевого горения: V_ист > 0,2 х U_{3 B}

V_ист ист =0,339 м/с 0,2 х U_{3 B} = 73,73

Так как 0,339 < 73,73, то сжигание идет с выделением сажи.

Расчет максимальных и валовых выбросов вредных веществ.

Wv = 0,058 м³ /с.

Wg = 217,778 кг/ час.

Расчет максимальных и валовых выбросов вредных веществ.

Для оценок мощности выбросов метана, оксида углерода и оксида азота (в пересчете на диоксид азота) при сжигании попутного газа используются опытные значения удельных выбросов на единицу массы сжигаемого газа-g., представлены в таблице 17

Опытные значения удельных выбросов на единицу массы сжигаемого газа

Таблица 17

Вредные вещества при сжигании попутного газа также образуются за счет недожига газа. Коэффициент недожига газа определяется эксперементально для факельных установок определенной конструкции, или принимается равным 0,0006 при бессажевом сжигании и 0,035 в противном случае.

Удельные выбросы углеводородов (в пересчете на метан), определяются по формуле:

(уд. выброс) = 0,01 х (коэф.недожига) х (массовая доля в %).

Компонентный состав попутного газа приведен в таблице 18 .

Таблица 18

Максимальные выбросы:

Wg_i = 0,278 х g_i xWg (г/сек)

где Wg - массовый расход сбрасываемого на факельной установке газа (кг/час);

W_g = 3600 х Wvxp_r ,

где Wv - объемный расход газа (м^З /сек) = к-во сож.газа : 365 : 24 : 3600 = м^З /сек

Валовые выбросы вредных веществ за год:

М = 0,001 х qixWqxt,

где t - продолжительность работы факельной установки в течение года, час.

Максимальные и валовые выбросы вредных веществ, представлены в таблице 19.

Максимальные и валовые выбросы вредных веществ (источник №1).

Таблица 19

(Источник № 2).

ОБЪЕКТ – Факел-2

Исходные данные:

Объем газа, сжигаемого на факеле и течение года – 403 000 м³ ;

Продолжительность работы факела втечение года - 456 ч;

Температура попутного газа -20°С;

Плотность попутного газа -0,952 кг/м³ ;

Диаметр устья факельной установки -0,5 м;

Высота трубы факельной установки -35м;

Температура воздуха -21,7 град, С;

Атмосферное давление - 760 мм. рт. ст.;

Относительная влажность воздуха - 60 %.

Максимальные и валовые выбросы вредных веществ (источник №2)

Таблица 20

Параметры факельной установки.

(Источник № 3).

ОБЪЕКТ – Котельная

Исходные данные:

Котельная работает на газовом топливе.

284,0 тыс.м³ - расход топлива за год (m)

38,2 тыс.м³ - расход топлива за самый холодный месяц (m_х )

1 дымовая труба ( N )

Удаление продуктов сгорания в атмосферу производится через

1 дымовую трубу диаметром 400 мм и высотой 16 м (котел МЗК).

Расчет выбросов загрязняющих веществ, при сжигании топлива в котельных проведен по методике /25,26/, согласно перечня используемой литературы.

Формулы, использованные в расчетах:

Валовый выброс оксида углерода:

Мсо=0,001 х Ссо х m (l-q₁ /100), т/год

Cco=q2 х R х Q, кг/тыс.м³

Максимально разовый выброс оксида углерода:

G=(Cco х m_x (1 –q₁ /100) x 10³ ):(d х 24 х 3600), г/сек

Валовый выброс диоксида азота:

М_{NO 2} ⁼ 0,001 х m х Qxk_{no 2} , т/год

Максимально разовый выброс диоксида азота:

G=(m_x х Q х Кж>2 х 10³ ):(d х 24 х 3600), г/сек

Объем уходящих газов:

V= ((V_r х m х 10³ ):(N х Т х 24 х 3600)) х ((273+ t):273), м³ /сек

где: m - расход топлива за год, тыс.м³

т_х - расход топлива за самый холодный месяц, тыс.м³

Q - низшая теплота сгорания натурального топлива, Мдж/кг

q₁ - потери теплоты вследствие механической неполноты сгорания топлива; 0,5%

q₂ - потери теплоты вследствие химической неполноты сгорания топлива; 0,5%

R – коэффициент (для газа - 0,5)

K_{NO 2} - параметр, характеризующий количество оксидов азота, образующихся

на 1 ГДж тепла; 0,09 кг/ГДж

t - температура дымовых газов, 175 град.С

V_г - суммарный объем дымовых газов; 12,58

Т - количество рабочего времени котельной за год , 257 суток

N - количество дымовых труб

d - количество дней в самом холодном месяце, 31

Валовый выброс оксида углерода:

Ссо=0,5x0,5x42,04=10,51

Мсо= 0,001 х 10,51 х284,0 х (1- 0,5/100) = 2,982 т/год

Максимально разовый выброс оксида углерода:

Gco= 10,51 х 38,2 х (1- 0,5/100) х 1000 / (31 х 24 х 3600)= 0,149 г/сек

Валовый выброс диоксида азота:

М_{NO 2} = 0,001 х 284,0x42,04 х 0,09= 1,0735 т/год

Максимально разовый выброс диоксида азота:

G_{NO 2} = (38,2 х 42,04 х 0,09 х 1000) / (31 х 24 х 3600)= 0,0535 г/сек

Объем уходящих газов:

V= (12,58 х 284,0 х 1000)/(1 х 257x24 х 3600) х (273 + 175)/273= = 0,2641 м³ /сек

/24/

(Источник №4).

ОБЪЕКТ – Сепаратор нефтяной

Исходные данные:

Вещества в аппарате находятся в жидкой фазе.

5,0 кг/см² - давление в аппарате, Р

100 м³ - объем аппарата, V

1,6 - коэффициент Kv

4 шт. - количество аппаратов

Мув = 4/1,6 х (5,0 х 100)^0,8 х 0,001 х 4 = 1,4427 кг/час; 12,638 т/год; 0,4008 г/сек.

(Источник №5).

ОБЪЕКТ – Сепаратор газовый

Исходные данные:

Вещества в аппарате находятся в парогазовой форме.

5,0 кг/см² - давление в аппарате, Р 100 м³ - объем аппарата, V

80,4 - средняя молекулярная масса паров вещества, Мп

25°С - ср. температура в аппарате

Мув = 0,037 х (5 х 100)^0,8 х √80,4/298 = 2,7867 кг/час; 24,4106 т/год, 0,7741 г/сек

(Источник №6).

ОБЪЕКТ – Насос центробежный

Исходные данные:

Вид уплотнения вала - сальниковое

2- количество уплотнений вала

4 - количество насосов, N

365 - количество рабочих дней

0,13 кг/час - удельный выброс углеводородов от одного насоса,

Мув = 0,13x24x365x4 х 10³ = 4,555 т/год; 0,1444 г/сек.

(Источник №7).

ОБЪЕКТ – Отстойник

Исходные данные:

2,5 кг/см² - абсолютное давление в аппарате, Р

200 м³ - объем аппарата, V

1,6 - коэффициент Kv

6 - количество отстойников

Мув = 4/1,6 (2,5 х 200)^0,8 х 0,001 х 6 = 2,1640 кг/час; 18,957 т/год, 0,6011 г/сек

(Источник № 8).

ОБЪЕКТ – Накопитель подтоварной воды

Исходные данные:

15 198,5 м³ /сут - производительность резервуаров УПСВ, Q

3 шт. - количество накопителей

Мув = 0,0416 х15 198,5 (0,37 х 1,064 + 1 х 4 х 0,801 х 10³ + 1 х 0,006)=

= 2,54847 кг/час; 22,293 т/год; 0,7079 г/сек

2 накопителя на 5000 м³ - аварийные.

(Источник № 9).

ОБЪЕКТ – емкость

Исходные данные:

1,0 кг/см² - абсолютное давление в аппарате, Р

20 м³ - объем аппарата, V

2,3 - коэффициент Kv

3 - количество аппаратов

Мдр = 4/2,3 х (1,0 х 200)^0,8 х 0,001 х 3 = 0,0570 кг/час; 0,4993 т/год, 0,0158 г/сек

(Источник № 10).

ОБЪЕКТ – конденсатосборник

Исходные данные:

0,1 кг/см² - абсолютное давление в аппарате, Р

20 м³ - объем аппарата, V

2,3 - коэффициент Kv

2 - количество конденсатосборников

Мув= 4/2,3 х (0,1 х 20)^0,8 х 0,001 х 2 = 0,0060 кг/час; 0,0526 т/год, 0,0 017 г/сек

(Источник № 11).

ОБЪЕКТ – кусты скважин

Исходные данные:

1,0 кг/см² - абсолютное давление в аппарате, Р

3 м³ - объем аппарата, V

2,3 - коэффициент Kv

30 - количество аппаратов

Мдр = 4/2,3 х (1,0 х 3)^0,8 х 0,001 х 30 = 0,1250 кг/час; 1,0941 т/год 0,0347 г/сек

(Источник № 12).

ОБЪЕКТ – кусты скважин

Исходные данные:

0,5 м³ - объем сепаратора замерной установки,

V 10 кг/см² - абсолютное давление в сепараторе замерной установки, Р

1,6 - коэффициент Kv 30 - число сепараторов зам. уст.

153 шт.- всего добывающих скважин, в том числе:

152 шт. - фонтанных и ЭЦН

1шт -ШГН

Общие выбросы от кустов скважин:

Мкс=325x152x0,0001 +234х1х0,0001 +4/1,6 (10 х 0,5)^0,8 х 30 х 0,001 + Мдр=

= 5,3598 кг/час; 46,952 т/год, 4888 г/сек /27,28,29/

8.2.2 Расчёт платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу

При реконструкции и эксплуатации УПСВ предполагается выброс вредных веществ в атмосферу от эксплуатируемого оборудования.

Среднегодовая плата за выбросы в атмосферу загрязняющих веществ от стационарных и передвижных источников, рассчитана согласно "Базовым нормативам платы за выбросы, сбросы загрязняющих веществ в окружающую природную среду и размещение отходов" с учетом коэффициента инфляции на 2003 г.

Плановый годовой размер и порядок платы (с разбивкой по кварталам) определяется природопользователем, утверждается руководителем предприятия и главным бухгалтером и согласовывается с территориальными органами Министерства охраны окружающей среды и природных ресурсов Российской Федерации.

Все типы сточных вод предполагается использовать в закрытой системе сбора и откачки жидкости УПСВ и , поэтому плата за сброс загрязняющих веществ в водные объекты не рассчитывается.

После ввода объектов предприятия в эксплуатацию должны быть разработаны «Том по предельно допустимым выбросам вредных веществ в атмосферу» и «Проект лимитов размещения отходов».

Размер платы предприятия за выбросы вредных веществ в атмосферу определен согласно Инструктивно-методическим указаниям по взиманию платы за загрязнение окружающей природной среды /30 /.

Плата за выбросы загрязняющих веществ (ПДВ или ВСВ) определяется путем умножения соответствующих ставок платы на величину массы выброса и суммирования полученных произведений по видам загрязняющих веществ по формуле:

П' = Cni ¹ xMi ¹ x Кэ х Ки, руб

где Cni ¹ - ставка платы за выброс 1 тонны i -загрязняющего вещества в пределах

допустимых выбросов (ПДВ или ВСВ), руб;

Mi ¹ -фактический выброс одного загрязняющего вещества (ПДВ или ВСВ), т;

Кэ - коэффициент экологической ситуации и экологической значимости атмосферы в данном регионе;

Ки -коэффициент инфляции на данный период времени по сравнению с 1992 годом.

Плата за допустимые выбросы загрязняющих веществ от передвижных источников определяется по формуле:

П¹¹¹ = Yi х Тi х Кэ х Ки, руб

где Yi - удельная плата за допустимые выбросы загрязняющих веществ,

образующихся при использовании 1 тонны i -го вида топлива, руб;

Тi -количество i -го вида топлива, израсходованного передвижными источниками за период, т.

Расчет платы за выбросы вредных веществ от проектируемого оборудования приведен в табл. 18.

Эксплуатационные затраты на охрану окружающей среды и обеспечение безопасности работ составляют значительную долю годовых эксплуатационных затрат.

Они включают:

- плату за использование природных ресурсов;

- плату за загрязнение природной среды, выбросы и сбросы загрязняющих веществ, отходы производства;

- обучение персонала безопасным методам ведения работ, внедрение безопасных методов работы;

- стоимость обслуживания оборудования, установок, сооружений природоохранного назначения;

- приобретение оборудования по локализации и ликвидации аварий, обучение и содержание бригады по ликвидации последствий аварийных ситуаций;

- усилия, затрачиваемые на расследование всех чрезвычайных происшествий, с целью предотвращения их повторения;

- исследовательские работы природоохранного характера;

-мониторинг окружающей среды;

-услуги консультантов по подготовке отчетов о состоянии окружающей среды.

8.2.3 Размеры санитарно-защитной зоны с учётом розы ветров

Согласно санитарной классификации предприятий СН 245-71 /31/ предприятие по добыче нефти с малым содержанием летучих углеводородов относится к 3 классу. Минимальный размер санитарно-защитной зоны, используемый для расчетов рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере, для проектируемой УПСВ равен 300 метрам.

Роза ветров для метеостанции Пыть-Ях приведена в табл. 19.

Повторяемость направлений ветра по румбам изменяется от 5% по северо-восточному направлению до 20% по южному направлению.

Полученные результаты расчетов рассеивания вредных веществ в атмосфере показали, что концентрации всех вредных веществ будут менее ПДК на границе СЗЗ объекта, поэтому размер СЗЗ не корректируется.

Таблица 22

Метеорологические характеристики и коэффициенты

8.2.4 Мероприятия по предотвращению и уменьшению аварийных выбросов

В целях предупреждения загрязнения атмосферного воздуха на УПСВ предусмотрен ряд мероприятий по предотвращению аварийных выбросов вредных

веществ в атмосферу:

- полная герметизация системы сбора и транспорта нефти;

- стопроцентный контроль швов сварных соединений трубопроводов;

- защита оборудования от коррозии;

- оснащение предохранительными клапанами всей аппаратов, в которых может возникнуть давление, превышающее расчетное, с учетом требований "Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением";

- испытание трубопроводов и оборудования на прочность и герметичность после монтажа;

- сброс нефти и газа с предохранительных клапанов аппаратов в аварийные емкости или на факел;

- перед остановкой оборудования на ремонт предусмотрен сброс газа на факел, жидкости из аппаратов в дренажные емкости;

- эксплуатация объекта с высокой степенью автоматизации;

- на факельной линии предусмотрен конденсатосборник, что исключает выбросы жидких углеводородов на факел.

8.2.5 Мероприятия по снижению шума

В ходе реконструкции УПСВ-3 будет использоваться строительная и землеройная техника: самосвалы, экскаваторы, трактора и т.д.

Шум от работающей техники ориентировочно может составить 116 дБА, при нормальной работе УПСВ уровень шума значительно ниже.

В условиях строительства уровни шума, наиболее приближенные к уровням, характерным для условий природной среды (35дБА), будут наблюдаться лишь на удалении около 1,5 км от строительной площадки.

Мероприятия по снижению шума:

- все оборудование, при работе которого возможен шум, будет оснащено специальными средствами для снижения уровня шума;

- все промысловые объекты размещаются не ближе 10 км от постоянных жилых мест;

- в ходе эксплуатации объекта периодически определяется уровень шума и при необходимости принимаются дополнительные меры по звукоизоляции установок и всего оборудования.

8.2.6 Оценка воздействия на поверхностные воды

8.2.6.1 Оценка возможных путей загрязнения поверхностных вод

Воздействие на поверхностные воды, связанное с функционированием проектируемых объектов, может проявляться в двух направлениях: первое- истощение водных объектов, второе - их загрязнение.

Первое направление воздействия обусловлено забором воды из водных объектов на производственные нужды.

Второе направление возможного воздействия на водные ресурсы можно разделить на две группы: механическое и химическое.

Механическое воздействие предполагается в виде возведения насыпных оснований под площадки.

Химическое воздействие может быть обусловлено попаданием нефтепродуктов и других загрязняющих веществ в водотоки от:

- аварийных разливов нефти при авариях на трубопроводах и резервуарах для хранения нефтепродуктов;

- атмосферных осадков, загрязненных выбросами от факела и другого оборудования (сажа, оксиды азота и углерода);

- неорганизованных свалок для хранения отходов;

- неорганизованных сбросов производственных сточных вод.

При нормальной эксплуатации сооружений на УПСВ попадание загрязняющих веществ в водотоки исключается.

На УПСВ эксплуатируются только внутриплощадочные трубопроводы, поэтому воздействие на окружающую среду при авариях будет ограничено пределами площадок.

8.2.6.2 Водоотведение

Сброс сточных вод УПСВ в поверхностные водоемы не осуществляется, так как существует закрытая система промышленной канализации. В связи с выше указанным расчет предельно-допустимого сброса очищенных сточных вод не проводится.

Все сточные воды, образующиеся в процессе эксплуатации оборудования поступают в систему ППД или на ЦППН.

8.2.6.3 Характеристика возможных изменений состояния водных объектов при эксплуатации УПСВ

Возможные проливы нефти и химических реагентов при ремонтных и регламентных работах на технологическом оборудовании УПСВ происходят на бетонированные площадки и направляются в емкости для сбора пром.-ливневых стоков, утечки от насосов по системе канализации направляются в те же емкости.

Загрязнение почвы на площадке УПСВ возможно вследствие утечек через фланцевые соединения находящихся на площадках трубопроводов.

При нормальной эксплуатации сооружений УПСВ попадание загрязняющих веществ в водотоки исключается, наибольшую опасность представляют нарушения герметичности системы сбора и транспорта нефти, вследствие чего могут произойти аварийные разливы нефти.

На УПСВ рассматриваются только нефтепромысловые сооружения, расположенные на промышленной площадке, а также внутриплощадочные трубопроводы, поэтому воздействие на окружающую среду при авариях на установке будет ограничено пределами площадок.

8.2.7 Оценка воздействия на почвенно-растительный покров и грунты

8.2.7.1 Характеристика воздействия на почвенный покров и грунты

Необходимо выделить несколько видов воздействия на земельные ресурсы (почвы и грунты) при строительстве и эксплуатации проектируемых сооружений:

- прямое воздействие, заключающееся в изъятии земель под объекты нефтепромысла;

- механическое воздействие, связанное с вертикальной перепланировкой рельефа, перемещением грунтов, снятием верхнего почвенно-растительного слоя,

- процессами, происходящими при строительстве, а также эксплуатацией транспортных средств. На территориях с нарушениями почвенного слоя развиваются процессы ветровой и водной эрозии почв, приводящие к деградации природных ландшафтов;

- засорение территории порубочными остатками, строительным мусором, отходами производства;

- химическое загрязнение почв, происходящее при утечках жидкостей в процессе эксплуатации объектов и транспорта, при аварийных разливах. Загрязняющими почву веществами являются: химические реагенты, нефть, горюче-смазочные материалы, минерализованная вода, сточные воды, отходы.

8.2.7.2 Характеристика нарушений рельефа

При реконструкции УПСВ по данному проекту предполагается к изъятию для нужд строительства 0,05 га земельных угодий, в т.ч. 0,05 га в постоянное пользование.

Из приведенных данных следует, что почвенно-растительный покров будет так или иначе нарушен на площади около 0.05 га.

Механическое воздействие, связанное с вертикальной перепланировкой рельефа, характеризуется следующими факторами:

- нарушение напочвенных покровов - растительного и снежного (их удаление или уплотнение);

- подсыпка грунта при вертикальной планировке площадок.

Перепланировка поверхности территории заключается в отсыпке площадки для размещения трубопровода и узла врезки. Высота отсыпки в зависимости от ландшафта и дренированности не превышает 0,5 м. Создание таких мало амплитудных антропогенных образований с указанными выше величинами не приведет к активизации инженерно-геологических процессов и деградации на этой основе почвенно-растительного слоя территории.

Сброс на рельеф отходов при эксплуатации оборудования не предусматривается.

8.2.8 Оценка воздействия на недра и подземные воды

8.2.8.1 Анализ возможного воздействия на недра и подземные воды

Характерной особенностью нефтегазодобывающего производства является опасность его продукции, т.е. добываемой нефти и газа, с точки зрения пожароопасности, для всех живых организмов опасна по химическому составу. Загрязнение недр и подземных вод может происходить:

- в результате фильтрации нефти и загрязненных вод с территории площадок;

- с закачиваемой водой для системы ППД.

Возможность загрязнения подземных вод определяется особенностями литологии и мощностью покровных отложений, глубиной залегания грунтовых вод.

Грунтовые воды на участке месторождения, воспринимающие основную тяжесть техногенного воздействия, не защищены от загрязнения вследствие близкого залегания уровня (не более 2.5 метров) и отсутствия в зоне аэрации выдержанного горизонта слабопроницаемых пород. Широкое распространение болотных ландшафтов на рассматриваемой территории обуславливает интенсивный слабостоковый инфильтрационный тип водообмена, благоприятствующий быстрому проникновению загрязняющих веществ в нижние горизонты.

Установка предварительного сброса воды №3 представляет собой закрытую систему сбора жидкости. Кроме того, в технологическом процессе предусмотрена полная утилизация отходов производства.

Герметизация технологического оборудования является основным требованием мероприятий по охране окружающей среды. Эти требования выполнены на ТВО (трубоводоотделение) и в полном объеме вся система трубопроводов герметично связана с системой УПСВ-3.

Для предотвращения загрязнения окружающих земель от разливов нефтепродуктов и подтоварной воды, в случае разгерметизации резервуаров, предусмотрено обвалование резервуарного парка. Высота обвалования выдерживается таким образом, что бы весь объем разлившейся жидкости оставался на территории парка. Для сбора жидкости в резервуарном парке используется «хлопуша», связанная с емкостью сбора и откачки промышленных и ливневых стоков.

Для обеспечения изоляции верхних водоносных горизонтов и исключения загрязнения подземных вод и недр на УПСВ предусмотрено:

- применение экологически малоопасных химических реагентов;

- сбор, очистка и использование в системе ППД всех загрязненных стоков.

На состояние подземных вод при эксплуатации УПСВ также будут оказывать влияние:

- забор воды из артезианских скважин для производственного водоснабжения объектов;

- сброс сточных вод.

В качестве источников производственного водоснабжения УПСВ используются подземные воды ефремовского горизонта. Потребность в воде при эксплуатации объекта 183,5м³ /год.

Для предотвращения загрязнения и истощения подземных водоисточников при эксплуатации УПСВ предусмотрены следующие мероприятия:

- организован сбор поверхностных и аварийных, загрязненных нефтью и химическими реагентами, стоков с территории площадок в емкости для сбора промливневых стоков;

- бетонирование и обвалование площадок размещения нефтепромыслового оборудования.

8.3 Чрезвычайные ситуации

8.3.1 Аварийные ситуации

Непосредственное воздействие на качество поверхностных вод при строительстве и эксплуатации объектов могут оказывать:

- перенос вредных веществ с загрязненных участков ливневыми и талыми водами по ложбинам стока;

- перенос вредных веществ грунтовыми водами, питающими реки;

- прямые выбросы вредных веществ в водоемы.

Техническими решениями и организационными мероприятиями возможные воздействия на окружающую среду в процессе строительства и эксплуатации сведены к минимуму. Проектные решения обеспечивают надежную и безаварийную работу технологических объектов в течение всего периода эксплуатации. Однако практика показывает, что полностью избежать аварийные ситуации не удается.

Наибольшие воздействия на окружающую среду возникают при аварийных ситуациях на трубопроводах в результате нарушения их герметичности-разрыва трубы. При этом на почву и в воду возможно попадание перекачиваемых нефтепродуктов, отрицательно влияющих на развитие флоры и фауны. При неконтролируемом развитии аварии загрязнения могут быть значительными.

На УПСВ находятся только внутриплощадочные трубопроводы, поэтому при авариях на них воздействие на окружающую среду будет ограничено пределами площадок.

8.3.2 Противопожарные мероприятия

На площадке УПСВ основными противопожарными и токсичными веществами, применяемыми в производстве, являются: нефть, попутный газ и химические реагенты. Основные свойства этих веществ приведены в табл. 14. Характеристика объектов УПСВ по категориям и классам взрывопожарной и пожарной опасности представлена в табл.20 .

Для обеспечения безопасных условий труда и производства предусматриваются следующие мероприятия:

- технологическое оборудование установки герметично. Аппараты, в которых может возникнуть давление выше расчетного, оснащены предохранительными клапанами, выбранными с учетом требований "Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением". Сброс с предохранительных клапанов производится на факел или в дренажные емкости;

- производственный процесс установки автоматизирован. Управление процессом осуществляется дистанционно из помещения операторной;

- при остановке на ремонт предусмотрен сброс газа на факел. Жидкость из аппаратов сбрасывается в дренажные емкости;

- все оборудование снабжено площадками и лестницами для свободного и безопасного доступа обслуживающего персонала к арматуре и приборам КИП;

- для механизации ремонтных работ технологические блоки оборудованы грузоподъемными механизмами;

- в помещениях класса В-la установлены газоанализаторы, сблокированные с вытяжной вентиляцией, которая включается при достижении концентрации взрывоопасной смеси 20% от нижнего предела взрываемости. Включение вытяжной вентиляции возможно и ручным способом, от выключателя, расположенного снаружи здания;

- предусмотрен обогрев и теплоизоляция дренажных трубопроводов, трубопроводов сырого газа и конденсата;

- перед проведением ремонтных работ внутри оборудования и трубопроводов предусмотрена их промывка и пропарка;

- наружное технологическое оборудование установлено на площадках, оборудованных бордюрами, что позволяет избежать загрязнения грунта в случае утечек из фланцевых соединений;

- для предотвращения пролива нефти предусматривается обвалование резервуаров;

- для защиты от почвенной и атмосферной коррозии предусмотрена антикоррозионная защита трубопроводов;

- для обеспечения более высокой надежности и безопасности эксплуатации технологических трубопроводов в проекте приняты трубы из стали с улучшенными свойствами, повышенной коррозионной стойкости и хладостойкости.

8.3.3 Определение поражающих факторов вероятных чрезвычайных ситуаций и их воздействия на элементы объекта

8.3.3.1 Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной или паровоздушной смеси

При аварии в резервуарном парке количество газа q(t) или пара берётся: 30% от объёма наибольшего резервуара с бензином, 20% - с нефтью. При аварии на тубопроводе – до 20% вытекшей нефти и до 50% вышедшего газа. При аварии на автотранспорте - 4т бензина. При аварии на железной дороге - 10т бензина, 7т нефти. Величина дрейфа газовоздушного облака принимается равной 300 м в сторону предприятия.

При взрыве паро- и газовоздушной смеси выделяют зону детонационной волны с радиусом R₁ и зону ударной волны. Определяется также: радиус зоны смертельного поражения людей (R_см ); радиус безопасного удаления (R_бу ), где R_ф =5 кПа; радиус предельно допустимой взрывобезопасной концентрации пара, газа К_пдвк /26/.

Давление во фронте ударной волны Р_ф2 в зоне ударной волны определяют по таблице/19/

Избыточное давление в зоне детонационной волны определяется по уравнению:

R=18,5*Q^1/3 , м (18)

Радиус зоны смертельного поражения людей определяется по формуле:

R_CM =30*Q^1/3 , м (19)

где Q - количество газа, газа в тоннах;

R₁ - радиус зоны детонационной волны;

R_CM - радиус смертельного поражения людей.

8.3.3.2 Расчёт взрыва резервуара вертикального стального ёмкостью 5000 м³ с нефтью

Определяем количество газа, выделившегося при взрыве:

Количество нефти в тоннах:

5000*875 = 4375000 кг. = 4375 т.

Тогда количество газа:

0,2 * 4375 = 875 т.

По формуле (18 ) определяем радиус зоны детонационной волны:

R₁ =18,5 *(875)^1/3 = 173,00 м.

По формуле (19) определяем радиус зоны смертельного поражения:

R_CM =30 * (875)^1/3 = 280,53м.

Расстояние от центра взрыва до операторной r₂ = 200 м., то r₂ /R₁ =200/173 = 1,16, тогда избыточное давление от центра взрыва до операторной Рф₁ = 279 кПа /22/

Радиус безопасного удаления R_бу при Рф = 5 кПа /19 / определяем из соотношения r₂ /R₁ = 12м, где r₂ =R_{6 y} .

Тогда R_{6 y} = 12*173,0= 2076 м.

8.4 Оценка воздействия на окружающую среду от сооружений УПСВ

Реконструкция площадки УПСВ окажет незначительную техногенную нагрузку на окружающую среду и нанесет ущерб природным ресурсам: земельным, водным, лесным, охотничье-промысловым.

1.Проведенные расчеты рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере показали, что на границе СЗЗ УПСВ концентрации всех загрязняющих веществ ниже ПДК.

2. Водоотведения в поверхностные водотоки нет, все сточные воды закачиваются в систему ППД или в закрытую систему транспорта нефти на ЦПС.

3. Реконструкция УПСВ окажет ограниченное влияние на лесные ресурсы и практически не затронет интересы местного населения в отношении использования дикоросов.

4.Служба экологического мониторинга предприятия должна осуществлять контроль за изменениями в геологической среде, за состоянием окружающей природной среды и за состоянием промысловых систем в пределах территории месторождения.

Вывод: результаты работы нефтедобывающих предприятий в Западной Сибири показали, что наносимый природе ущерб невозможно компенсировать никакими дорогостоящими мероприятиями. Поэтому основной природоохранной задачей при хозяйственной деятельности на УПСВ является минимизация и предотвращение ущерба природной среде. Так как на УПСВ помимо ПДВ(предельно допустимый выброс), имеет место временно согласованный выброс (ВСВ) в большом количестве (табл.16), поэтому важным является решение о строительстве сооружений по утилизации попутного нефтяного газа, следовательно при выполнении проектов на дальнейшее обустройство объекта УПСВ необходимо решить вопрос и запроектировать сооружения для утилизации всего попутно добываемого газа.

Работы, связанные с охраной природы, хотя и носят экономически затратный характер, тем не менее, внедрение новых мероприятий по охране окружающей среды могут дать экономичную выгоду предприятию. Это связано с тем, что при внедрении разработанной технологии существенно снижаются (а в ряде случаев и полностью исключаются) штрафы за загрязнение природной среды.

Таблица 23

Характеристика объектов по категориям и классам взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности

Установка предварительного сброса воды № 3 НГДУ «Мамонтовнефть» относится к числу наиболее опасных в экологическом отношении, так как в случае аварийной ситуации может явиться потенциальным загрязнителем почв, гидросферы и атмосферы. Существующий комплекс природоохранного оборудования обеспечивает экологическую чистоту ведения работ (очищеные и обезвреженные отходы соответствуют стартовому экологическому фону). В настоящем проекте учтены требования всех имеющихся нормативных документов по охране и рациональному использованию природных ресурсов. Только при неукоснительном исполнении предусмотренных проектом решений на практике будет сведено к минимуму отрицательное воздействие на природную среду.

9 . Сведения о местонахождении объекта

9.1 Характеристика местности, на которой размещается объект

Площадка УПСВ расположена в Нефтеюганском районе, Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Местность представляет собой заболоченную, слабо всхолмленную равнину с абсолютными отметками рельефа 30-80 метров над уровнем моря. В пределах площади месторождений, примерно 10-15% приходится на озера и участки сильной заболоченности, еще около 20% занято участками умеренной заболоченности. Гидрографическая сеть представлена ручьем Коонь-Ях .

Климат района резко континентальный с коротким летом и продолжительной холодной зимой. Годовая амплитуда колебания температуры воздуха составляет 39⁰ С.В зимнее время преобладают массы холодного континентального воздуха умеренных широт, в теплое время года формируется область пониженного давления, куда чаще поступают влажные массивы воздуха с Северной Атлантики.

Среднегодовая сумма осадков 500 мм. Основная их часть (400 мм) выпадает в виде дождей и мокрого снега с апреля по октябрь. Выпадение большого количества осадков на данной территории отмечаются высокая влажность воздуха – до 80%. Снеговой покров устанавливается в середине октября и сходит в начале мая. Толщина снегового покрова достигает 1,5 метра. Промерзаемость грунта в зимнее время составляет 1-1,5 метров, на болотах 0,2-0,5 метров. Толщина льда на реках 40-80 сантиметров.

Зима (октябрь-апрель) суровая. Снеговой покров появляется в октябре, а сходит в начале мая и держится около 200 дней.

Среднегодовая температура воздуха минус 1,4 С, абсолютный минимум минус 55 С, максимум плюс 34 С. Преобладающее направление ветра в течение всего года юго-западное. Скорость до 8 м/сек.

В соответствии со СНи П 23-01-99 средняя температура наиболее холодных суток - минус 47 С, расчетная температура наиболее холодной пятидневки минус 42 С.

Площадка УПСВ вырублена, частично застроена. Основные грунты на площадке суглинки: от твердого до мягкопластичного. Грунтовые воды обнаружены на глубине от 0,6 до 2,5 метров.

Дорожная сеть представлена межпромысловыми грунтовыми автодорогами.

Общая площадь участка, отведенная под УПСВ равна 5,72 га. Площадь застройки с учетом инженерных коммуникаций 1,9 га. Территория УПСВ по всему периметру ограждена забором из сетки высотой 2,0 метра.

В районе площади проектирования, запретные и охраняемые исторические и природные заповедные зоны отсутствуют.

В 15 км к востоку от площадки УПСВ проходит магистральная автодорога Тюмень-Сургут. Промышленных объектов на рассматриваемой территории нет.

Пункты постоянного проживания местного населения отсутствуют.

9.2 Сведения о персонале

Общая численность персонала, занятого на УПСВ составляет 22 человека.

Обслуживание УПСВ осуществляется двумя сменами. Ежедневно находятся на УПСВ 5 операторов, технолог установки, начальник установки.

При проведенной реконструкции дополнительного персонала не потребуется.

Проект реконструкции цеха первичной переработки нефти и получения битума на ОАО «Сургутнефтегаз»

Подготовки добываемой газо-водонефтяной эмульсии

Ремонт и обслуживание скважин и оборудования для бурения

Разработка предложений по очистке природного газа и переработки кислых газов с получением товарной продукции (серы) (на примере Карачаганакского месторождения)

Южно-Ягунское нефтяное месторождение

Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении

Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м

Переработка нефти и газа на ОАО "Татанефтегазопереработка"

Обеспечение безгидратного режима работы газопромысловых коммуникаций

Проектное решение по разработке месторождения

Нефтеперерабатывающий завод "Уфанефтехим" как источник загрязнения среды обитания

Отчет о практике специальности Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений

Состав коллекторов пласта месторождения. Типы коллекторов нефти и газа

Энергетика ТЭК: Нефть, нефтяная промышленность

Первичная подготовка нефти

Природоохранные мероприятия по снижению выбросов в атмосферу на примере предприятия "Варан"

Перевозка природного газа морем

Прогнозирование, предупреждение и ликвидация чрезвычайных ситуаций на Туймазинском газоперерабатывающем заводе