Первичная подготовка нефти. Установка подготовки нефти реферат


Реферат: Первичная подготовка нефти

Содержание

 

Введение............................................................................................ 3

1. Основы подготовки нефти к переработке................................ 4

1.1. Дегазация нефти..................................................................... 4

1.2. Стабилизация нефти.............................................................. 5

1.3. Нефтяные эмульсии................................................................. 6

1.4. Способы разрушения нефтяных эмульсий.............................. 9

1.5. Обезвоживание нефти.......................................................... 10

1.6. Обессоливание нефтей.......................................................... 10

1.7. Основные виду электрообессоливающих установок............ 11

2. Характеристика исходного сырья.......................................... 13

3. Технологическая схема первичной подготовки нефти........ 17

3.1. Описание технологического процесса установки подготовки нефти (УПН) 17

3.1.1. Описание технологической схемы.................................. 17

3.1.2. Резервная схема работы.................................................. 24

3.1.3. Схема приготовления и закачки реагента-деэмульгатора 25

3.1.4. Освобождение аппаратов от продуктов и установка заглушек        25

3.2. Регламент работы установки подготовки нефти............. 26

3.2.1. Общая характеристика цеха УПН.................................. 26

3.2.2. Нормы технологического режима работы УПН............ 27

3.2.3.  Контроль технологического процесса. Система сигнализации и блокировки УПН  30

3.2.4. Порядок пуска и остановки УПН.................................... 33

3.3.Основные правила безопасного ведения технологического процесса      36

3.4. Возможные неполадки технологического процесса............. 38

3.5. Аварийная остановка УПН................................................... 40

3.6. Мероприятия по охране окружающей среды...................... 40

3.6.1. Выбросы в атмосферу дымовых газов, потери от испарения факельных выбросов.................................................................................... 41

4. Расчет электродегидратора...................................................... 42

4.1. Условия расчета.................................................................... 42

4.2. Расчет электродегидратора................................................ 42

5. Продукция установки УПН..................................................... 45

6. Материальный и тепловой балансы...................................... 45

Заключение.................................................................................... 48

Список сокращений...................................................................... 49

Список использованных источников......................................... 49

 

 

 

                                                                         Один чудак из партии геологов

                                                                                                  Сказал мне, вылив грязь из сапога:

                                                                                                  "Послал же бог на голову нам олухов!

                                                                                                  Откуда нефть – когда кругом тайга?

                                                                                                  И деньга вам отпущены - на тыщи те

                                                                                                  Построить детский сад на берегу:

                                                                                                  Вы ничего в Тюмени не отыщите –

                                                                                                  В болото вы вгоняете деньгу"

В. Высоцкий

 

Нефть – единственное жидкое ископаемое, добываемое с доисторических времен. И пожалуй, ни одно из природных веществ не вызвало столько споров: по сей день ученые обсуждают, можно ли назвать ее минералом или относить к горным породам, высказывают разные предположения о том, сколько нефти в недрах планеты, до какой глубины она встречается, что происходит с ней по истечении времени, как она образовалось – химизм этих процессов.

Сургутский нефтеносный район представляет из себя крупное подземное поднятие, а также своды и впадины, окружающие его. Около 30 000 квадратных километров приходится на Сургутский свод.

Удивительна история открытия перспективного в Сургутском районе Федоровского месторождения. Северо-восточнее Сургута, в долине Черной Речки. В 1963 году на этой площади была открыта нефть в песчаном пласте. По буре­нию четырех скважин залежь сочли неинтересной, поэтому дальнейшую разведку признали нецелесо­образной, к тому же были другие объекты для по­исков.

Вернулись к месторождению только в 1971 году. Сейсморазведчики провели дополнительные иссле­дования и показали, что Северо-Сургутская пло­щадь лишь часть, точнее, небольшая часть круп­ного подземного поднятия. Первая же скважина дала фонтан нефти, бурение других доказало су­ществование нового месторождения, которое ох­ватывает Северо-Сургутскую, Федоровскую, Севе­ро-Федоровскую, Моховую и Восточно-Моховую подземные структуры. В нем девять пластов с нефтью, а в двух верхних имеется и газ. В дальнейшем были открыты Комсомольское, Быстринское и другие месторождения, но Федоровское оказалось самым крупным из всех.

В 70-е годы месторождения стали разрабатываться и стали появляться промышленные объекты: дожимно-напорные станции, цеха добычи нефти и газа, цеха предварительной подготовки нефти. Так был построен и цех первичной подготовки нефти (ЦППН) и на Быстринском нефтегазодобывающем управлении (НГДУ). Этот ЦППН на сегодняшний день обслуживает шесть месторождений: комарьинское, солкинское, западно-солкинское, быстринское, вачемское, карьяунское.

Быстринскео НГДУ на сегодняшний день является одной из многих частью АО "Сургутнефтегаз". Нефть, добываемая на этом предприятии, нашла свое применение в народном хозяйстве. В основном она используется как сырье  на нефтехимических предприятиях Ленинградской  области. И в последние годы нефть стали экспортировать за границу.

 

 

 

 

Нефть, добываемая из земных недр, как правило, содержит газ, называемый попутным. На каждую тонну добытой нефти приходится 50-100 м3попутного газа. Перед транспортировкой и подачей нефти на переработку газ должен быть отделен от нефти. Удаление газа из нефти - дегазация прово­дится с помощью сепарации и стабилизации.

В условиях нефтяного пласта при высоком давлении газы рас­творены в нефти. При подъеме нефти на земную поверхность дав­ление падает и растворенный газ выделяется. Важно в этот момент уловить его. Существует несколько схем отделения газа от нефти на про­мысле, различающихся условиями перемещения нефти и газа. Схемы первой группы характеризуются тем, что газ отделяют от нефти на кратчайшем расстоянии от скважины. После отделения газа к центральным пунктам сбора перемещается только нефть. Пример подобной схемы отделения газа от нефти приводится на рис.1а.

Газонефтяная смесь из скважины поступает, в вертикальную емкость С-1, оборудованную устройствами для предотвращения уноса нефти с газом. Эта емкость носит название трапа. Из трапа С-1 газ поступает в газосборный коллектор, а нефть - в мерник Е-1. По газосборному коллектору попутный газ передается для дальнейшей обработки на газобензиновые заводы. К коллектору подключается до ста и более скважин одного или нескольких близлежащих нефтяных месторождений. Поскольку давление, при котором происходит разделение в трапе, невысокое (1-2 ат), для подачи газа на газобензиновые заводы его сжимают компрессо­рами ЛК-1.

Нефть из мерника Е-1 самотеком или насосами подается на нефтесборный пункт, где подвергается обезвоживанию.

Описанная схема отличается простотой, но не обеспечивает полноты улавливания попутного газа. После одноступенчатой сепа­рации в нефти остается до 40-50% попутного газа. Этот газ, попадая вместе с нефтью в мерники Е-1 и резервуары нефтесборных пунктов, в значительной степени улетучивается в атмо­сферу. Более эффективны системы многоступенчатой сепарации (рис. 1б).

На устье нефтяной скважины поддерживается повышенное давление. В непосредственной близости от скважины размещается газоотделитель первой ступени сепарации С-1, давление в котором равно 6-7 ат. Этого давления достаточно, чтобы без дополнитель­ного сжатия подать газ на газобензиновый завод. Из газоотделителя первой ступени нефть вместе с оставшимся в ней растворенным газом самотеком перемещается на центральный сборный пункт. На этом пункте собираются потоки от большого числа скважин. В результате снижения давления на центральном сборном пункте вновь происходит выделение газа в сепараторе С-2. Этот газ подается на газобензиновый завод компрессорами.  Преимущества многоступенчатой схемы сепарации:

·         более полное отделение газа от нефти;

·         сокращение уноса капель нефти с газом;

·         уменьшение расхода электроэнергии на сжатие газа.

 

 

            Даже после многоступенчатой промысло­вой сепарации в нефти остается весьма значительное количество углеводородов С1-С4. Значительная часть этих углеводородов может быть потеряна при перекачках из резервуара в резервуар, при хранении и транспортировке нефти. Вместе с газами теряются ценные легкие бензиновые фракции.

Чтобы ликвидировать потери газов и легких бензиновых фрак­ций, предотвратить загрязнение воздуха, уловить ценные газо­образные компоненты, необходимо максимально извлечь углево­дороды С1-С4 из нефти перед тем, как отправить ее на нефтеперерабатывающие заводы. Эта задача решается на уста­новках стабилизации нефти, расположенных обычно в непосред­ственной близости от места ее добычи. Методы стабилизации нефти могут быть различными. Для большинства нефтей стабилизация производится на установках с применением ректификации.

Схема типовой стабилизационной установки приводится на рис. 2. Нефть, поступающая с промысловых установок сепарации, проходит через теплообменники Т-1, где подогревается уже стабилизированной нефтью, и паро­вые подогреватели Т-2. Подо­гретая нефть поступает в рек­тификационную колонну-ста­билизатор К.-1. Уходящие с верха стабилизатора легкие уг­леводороды конденсируются в конденсаторе холодильнике ХК-1 и поступают в емкость Е-1. С верха стабилизатора уходят углеводороды от С1 до С5 включительно. При охлаж­дении оборотной промышлен­ной водой в конденсаторе-хо­лодильнике конденсируется не весь продукт, уходящий с вер­ха колонны. Поэтому в емко­сти Е-1 происходит разделение смеси, поступившей из кон­денсатора, на газ и жид­кость.

Газ из Е-1 направляется в топливную сеть. Жидкий продукт - газовый конденсат частично возвращается в колонну К-1 в качестве орошения, а балансовое количество[1] выводится со стабилизационной установки и передается на центральные газофракционирующие установки (ЦГФУ). Эти установки предназначаются для разделения газового конденсата нескольких стабилизационных установок на индивидуальные углеводороды.

С низа стабилизатора уходит стабильная нефть, которая отдает свое тепло поступающему сырью в теплообменнике Т-1 и доохлаждается в холодильнике. Необходимое для ректификации тепло под­водится в нижнюю часть стабилизационной колонны через трубча­тую печь. Содержание газа (углеводородов С1 - С4) в стабильной нефти составляет 0,8-1,5%.

 

 

При добыче нефти ее почти всегда сопровождает пластовая (буровая) вода. В буровых водах растворены различные соли, чаще всего хлориды и бикарбонаты натрия, кальция, магния, реже карбонаты и сульфаты. Содержание солей в этих водах колеб­лется в широких пределах, от незначительного до 30%.

Наличие в нефти, поступающей на переработку, воды и солей вредно сказывается на работе нефтеперерабатывающего завода. При большом содержании воды повышается давление в аппара­туре установок перегонки нефти, снижается их производительность, расходуется излишнее тепло на подогрев и испарение воды.

Еще более отрицательным действием обладают хлориды. Они откладываются в трубах теплообменников и печей, что приводит к необходимости частой очистки труб, снижает коэффициент теплопередачи. Хлориды, в особенности кальция и магния, гидролизуются с образованием соляной кислоты даже при низких тем­пературах. Под действием соляной кислоты происходит разруше­ние (коррозия) металла аппаратуры технологических установок. Особенно быстро разъедается под действием гидролизовавшихся хлористых солей конденсационно-холодильная аппаратура пере­гонных установок. Наконец, соли, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах - мазуте и гудроне, ухудшают их качество. Следовательно, перед подачей нефти на переработку ее необ­ходимо отделить от воды и солей.

Воду и соли удаляют непосредственно после извлечения нефти из земных недр (на промыслах) и на нефтеперерабатывающих за­водах. Существует два типа технологических процессов удаления воды и солей - обезвоживание и обессоливание. В основе обоих процессов лежит разрушение нефтяных эмульсий. Однако при обезвоживании разрушаются природные эмульсии, те, которые образовались в результате интенсивного перемешивания нефти с буровой водой. Обезвоживание проводится на промыслах и явля­ется наряду с дегазацией первым этапом подготовки нефти к транспортировке и переработке.

При обессоливании обезвоженную нефть смешивают с пресной водой, создавая искусственную эмульсию, которая затем разру­шается. Обессоливание нефти проводится на промыслах и нефте­перерабатывающих заводах.

Нефть и вода взаимно плохо растворимы. Поэтому отделение основной массы воды от нефти простым от­стаиванием не представляет большого труда, если при добыче не образовалась водно-нефтяная эмульсия. Но чаще всего такая эмульсия образуется. Перерабатывать обводненную эмульгированную нефть нельзя. Даже если эмульсия не образовалась, то не­значительное количество воды все же остается в нефти в раство­ренном или во взвешенном состоянии. А вместе с водой в нефть попадают и минеральные соли, которые вызывают коррозию нефте­перегонной аппаратуры.

Эмульсией называется такая система двух взаимнонерастворимых или не вполне растворимых жидкостей, в которых одна содер­жится в другой во взвешенном состоянии в виде огромного количества микроскопических капель (глобул), исчисляемых трил­лионами на литр эмульсии. Жидкость, в которой распределены глобулы, называется дисперсной средой, а вторая жидкость, рас­пределенная в дисперсной  среде, - дисперсной фазой.

При движении нефти по скважинам она весьма интенсивно перемешивается с пластовой водой. В различных стадиях переработки, например при защелачивании, нефть и ее погоны также тесно соприкасаются с водой. В этих случаях часто и образуются стойкие нефтяные эмульсии. Расслаивание нефтяных эмульсий в естественных условиях иногда наступает по истечении весьма длительного времени. (Описаны эмульсии, не разрушавшиеся годами). Однако чаще всего про­исходит частичное расслаивание, после которого между слоями воды и нефти остается промежуточный эмульсионный слой.

Стойкие эмульсии по внешнему виду представляют собой гус­тые мазеобразйые массы от светло-желтого до темного цвета. Эмульсии, образовавшиеся после водно-щелочной промывки неф­тепродукта, иногда имеют почти сметанообразный вид. Вязкость эмульсий значительно выше вязкости воды и нефти.

Нефтяные эмульсии чаще всего представляют собой эмульсии типа вода в нефти, в которых дисперсной средой является нефть, а дисперсной фазой-вода. Такая эмульсия гидрофобна: в воде она всплывает, а в бензине или других растворителях равномерно распределяется.

Реже встречаются эмульсии типа нефть в воде, в которых дис­персной средой служит вода. Такая эмульсия гидрофильна: вводе она равномерно распределяется, а в бензине тонет.

Образование эмульсий связано с поверхностными явлениями. Поверхностный слой жидкости на границе с воздухом или другой жидкостью, как известно, характеризуется определенным поверх­ностным натяжением, т. е. силой, с которой жидкость сопротив­ляется увеличению своей поверхности. Поверхностное натяжение нефти и нефтепродуктов колеблется в пределах 0,02-0,05 н/м (20-50 дн/см). Опыты показывают, что добавление некоторых веществ к чистым нефтяным погонам вызывает понижение их по­верхностного натяжения на границе с водой. Это явление носит общий характер.

Иногда вещества при растворении даже в очень малых кон­центрациях существенно понижают поверхностное натяжение рас­творителя. Вещества, способные понижать поверхностное натя­жение, называются поверхностно-активными. Характерная осо­бенность этих веществ в том, что в их состав входит, как правило, углеводородный радикал (гидрофобная часть молекулы) и какая- либо полярная группа (гидрофильная часть молекулы). Понижение поверхностного натяжения двухфазной жидкой системы на границе раздела фаз в результате воздействия полярных веществ объяс­няется тем, что добавленное вещество распределяется неравномер­но в том компоненте системы, который является по отношению к нему растворителем. Концентрация его у поверхности раздела фаз будет более высокой, чем во всем объеме растворителя. Иными словами, добавленное полярное вещество будет адсорбироваться поверхностным слоем растворителя и тем самым понижать его по­верхностную энергию. В результате на границе раздела фаз обра­зуется адсорбированный слой, который можно рассматривать как пленку молекул поверхностно-активяого вещества на поверхности растворителя.

Всякая эмульсия, в том числе и нефтяная, может образоваться только тогда, когда механическое воздействие на смесь двух взаимно нерастворимых жидкостей будет вызывать диспергирование, т. е. дробление жидкости на очень мелкие частицы. Ясно, что чем меньше поверхностное натяжение жидкостей, тем легче будет идти образование капель, т. е. увеличение общей поверхности жид­кости, так как оно будет требовать меньшей затраты работы. Однако после перемешивания двух чистых, нерастворимых друг в друге жидкостей стойкость полученной эмульсии обычно неве­лика. Более тяжелая жидкость осядет на дно, капельки дисперсной фазы, сталкиваясь друг с другом, объединятся в более крупные. Оба эти процесса и приведут к расслаиванию эмульсии на два слоя. Только при очень высокой степени дисперсности, когда диа­метр капель дисперсной фазы измеряется десятыми долями мик­рона (10-7м) и межмолекулярные силы уравнивают гравита­ционные силы, разрушение эмульсии становится затруднительным.

Иначе обстоит дело, если смесь двух нерастворимых жидкостей находится в условиях, способствующих диспергированию, и в ней присутствует какое-либо поверхностно-активное вещество, пони­жающее поверхностное натяжение за счет образования адсорб­ционного слоя. Во-первых, это способствует дроблению капель, а во-вторых (что имеет решающее значение), капли будут окружены не молекулами дисперсной среды, а прочной пленкой адсообционного слоя. В этом случае образуются стойкие, трудно расслаиваю­щиеся эмульсии, так как капли дисперсной фазы, защищенные своеобразным панцирем - адсорбционной пленкой, не могут сли­ваться друг с другом. В некоторых случаях толщина адсорб­ционной пленки такова, что ее можно рассмотреть в микро­скоп.

Вещества, способствующие образованию и стабилизации эмуль­сий, называются эмульгаторами. Ими являются такие полярные вещества нефти, как смолы, асфальтены, асфальтогеновые кислоты и их ангидриды, соли нафтеновых кислот, а также различные не­органические примеси. Например, по данным Левченко, в состав эмульгаторов арланской и ромашкинской нефти, помимо смол и асфальтенов входит до 50% неорганических веществ. Исследова­ния последних лет показали, что в образовании стойких эмульсий принимают участие также различные твердые углеводороды.

Микрокристаллы парафинов, церезинов и смешанных пара­фина-нафтеновых углеводородов, адсорбируясь на поверхности эмульсионных глобул, образуют своеобразную броню.

Характер эмульсии зависит от свойств эмульгатора. В сырой нефти обыкновенно образуется гидрофобная эмульсия типа вода в нефти, так как эмульгаторами в этом случае являются смолы. Они хорошо растворяются в нефти и не растворяются в воде. Смолы, адсорбируясь на поверхности раздела нефть-вода, по­падают в поверхностный слой со стороны нефти и создают прочную оболочку вокруг частиц воды.

Алюминиевые, кальциевые, магниевые и железные мыла неф­тяных кислот также хорошо растворимы в нефти и ее дистилля­тах, поэтому они также способствуют образованию гидрофобных эмульсий. Наоборот, натриевые мыла нефтяных кислот (продукт реакции при щелочной очистке) хорошо растворимы в воде и хуже в углеводородах. Поэтому они адсорбируются в поверхностном слое со стороны водной фазы, обволакивают пленкой капельки нефти и таким образом способствуют образованию гидрофильной эмульсии типа нефть в воде.

При наличии эмульгаторов обоих типов возможно обращение эмульсий, т. е. переход их из одного типа в другой. Этим явлением пользуются иногда при разрушении эмульсий.

 

 

Механизм разрушения нефтяных эмульсий состоит из нескольких стадий:

1.    Столкно­вение глобул (частиц) воды;

2.    Слияние глобул в более крупные капли;

3.     Выпадение капель.

Для того чтобы разрушить эмульсии, в промышленной прак­тике применяются следующие процессы:

·      механические - филь­трование, обработка ультразвуком;

·      термические - подогрев и отстаивание нефти от воды, промывка горячей водой;

·      электри­ческие - обработка в электрическом поле переменного и постоян­ного тока;

·      химические - обработка различными деэмульгаторами.

Перемешивание и воздействие электрического поля создают благоприятные условия для увеличения вероятности столкновения глобул воды, тепло способствует увеличению разности плотностей воды и нефти, снижению вязкости нефти, что облегчает быстрый и полный отстой капель воды. Действием деэмульгаторов - специальных поверхностно-активных веществ - ослабляется струк­турно-механическая прочность слоев, обволакивающих капли воды. В качестве деэмульгаторов применяются различные поверхностно- активные вещества. Механизм действия поверхностно-активных веществ на эмульсии весьма сложен и мало изучен.

По характеру поведения в водных растворах деэмульгаторы делятся на ионоактивные и неионогенные. Первые в растворах диссоциируют на катионы и анионы, вторые ионов не образуют. Исследования, проведенные в СССР и за рубежом, показали, что наилучшим деэмульгирующим действием обладают неноногенные вещества. Расход неионогенных деэмульгаторов в несколько де­сятков раз ниже, а эксплуатационные затраты на обессоливание 1 т нефти в пять раз меньше, чем при применении ионогенных веществ.

До последнего времени для разрушения нефтяных эмульсий применялся анионоактнвный деэмульгатор - нейтрализованный черный контакт (НЧК). Этот деэмульгатор применяется на неко­торых установках обессоливания до сих пор.

В настоящее время все шире используются различные неионогенные деэмульгаторы, из числа которых наиболее известны ОЖК и ОП-10. Деэмульгатор ОЖК представляет собой оксиэтилированные жирные кислоты, а ОП-10 оксиэтилированные алкилфенолы. Наиболее распространены термохимические и электрические способы разрушения эмульсий. Под влиянием электрического поля высокого напряжения, заряженные капельки воды перемещаются к электродам. Поскольку частота поля в межэлектродном про­странстве меняется, происходит изменение направления движения капель воды, они сталкиваются друг с другом и сливаются.

 

Наиболее простой способ удаления воды из нефти на промыслах - термохимическое обезвоживание при атмосферном давлении. К подогретой до 30-50°С нефти добав­ляется деэмульгатор, а затем нефть поступает в резервуар для отстаивания. При такой обработке нефти возможны большие по­тери легких нефтепродуктов во время отстаивания в негерметичных резервуарах. Эти недостатки устраняются при термохимическом отстаивании под давлением (рис. 3). Сырую нефть забирают из Е-1 насосом Н-1, смешивают с деэмульгатором, подаваемым из Е-2, прокачи­вают через теплообменник Т-1 и паровой подогреватель Т-2 в термоотстойник Е-З. В термоотстойнике под давлением »15 ат нефть находится в течение 1-3 ч. Обезвоженная нефть через теплообмен­ник Т-1 направляется в резервуар Е-4. В резервуаре нефть допол­нительно отделяется от воды. Отстоявшаяся вода сбрасывается в нефтеловушку Е-5, а затем закачивается в скважину А-1. Часть сточных вод, удаленных из термостойника, возвращается на прием сырьевого насоса, с целью повторного использования содержащегася в сточной воде деэмульгатора. Нефть из ловушки вновь по­дается на обезвоживание.

 

 

При глубоком обезвоживании некоторых нефтей, в пластовой воде которых содержится мало солей, про­исходит почти полное их удаление. Однако большинство нефтей нуждается в дополнительном обессоливании.

В некоторых случаях для обессоливания используется термо­химический метод, но чаще применяется способ, сочетающий термо­химическое отстаивание с обработкой эмульсии в электрическом поле. Установки последнего типа носят название электрообессоливающих (ЭЛОУ).

Технологическая схема установки электрообессоливания нефти приводится на рис. 4. Нефть, в которую введены про­мывная вода, деэмульгатор и щелочь, насосом Н-1 прокачивается через теплообменник 7-1 и пароподогреватель Т-2 в электродегидратор первой ступени Э-1. Здесь удаляется основная масса воды и солей (содержание их снижается в 8-10 раз.) На некоторых установках ЭЛОУ перед Э-1 находится термохимическая ступень. Из Э-1 нефть поступает в электродегидратор второй ступени Э-2 для повторной обработки. Перед Э-2 в нефть вновь подается вода. Общий расход воды на обессоливание составляет 10% от обраба­тываемой нефти. На некоторых установках свежая вода подается только на вторую ступень обессоливания, а перед первой ступенью с нефтью смешиваются промывные воды второй ступени. Так удается снизить расход воды на обессоливание вдвое.

Обессоленная нефть из Э-2 проходит через теплообменник Т-1, холодильник и подается в резервуары обессоленной нефти. Вода, отделенная в электродегидраторах, направляется в нефтеотделитель Е-1 для дополнительного отстоя. Уловленная нефть возвращается на прием сырьевого насоса, а вода сбрасывается в промышленную канализацию и передается на очистку.

 

 

            Глав­ным аппаратом установки является электродегидратор - емкость, снабженная электродами, к которым подводится переменный ток высокого напряжения. В эксплуатации на промысловых и завод­ских установках ЭЛОУ находятся электродегидраторы различных конструкций: вертикальные, шаровые и горизонтальные.

Вертикальный электродегидратор (рис. 5) представляет собой цилиндрический сосуд диаметром 3 м, высотой 5 м и объемом 30 м3. Внутри находятся электроды - металлические пластины, подвешенные на фарфоровых изоляторах. Ток подается к электро­дам от двух повышающих трансформаторов мощностью по 5 ква (киловольтампер) каждый. Напряжение между электродами от 15 до 33 кв.

Сырье вводится в электродегидратор через вертикальную, вмон­тированную по оси аппарата трубу, которая на половине высоты дегидратора заканчивается распределительной головкой-Головка устроена так, что через ее узкую кольцевую щель эмульсия нефти и воды вводится в виде тонкой веерообразной горизонтальной струи. Обработанная нефть выводится в центре верхнего днища электродегидратора, а отстоявшаяся вода-через нижнее днище.

Недостатком вертикальных электродегидраторов, приведшим к их вытеснению более современными конструкциями, является низкая производительность, недостаточно высокая температура обессоливания. Из-за низкой производительности на установках ЭЛОУ приходилось соединять параллельно 6-12 аппаратов. На мощных электрообессоливающих установках, построенных в 1955-1970 гг., применяются шаровые электродегидраторы емко­стью 600 м3и диаметром 10,5 м. Производительность такого дегидратора (рис. 6) равна 300-500 м3/ч. Принцип его действия тот же, что и вертикального аппарата, но вместо одного стояка с рас­пределительной головкой для ввода сырья и одной пары электро­дов в шаровом электродегидраторе их по три.

Шаровые дегидраторы имеют в 10-15 раз большую произво­дительность, чем вертикальные, но они громоздки и трудоемки в изготовлении. Кроме того, они не могут эксплуатироваться при высоком давлении. Повышение расчетного давления электродегидратора привело бы к большому перерасходу металла на аппарат.

За последние годы в нашей стране и за ее пределами получили распространение горизонтальные электродегидраторы. Конструк­ция такого аппарата, рассчитанного на давление до 18аг и тем­пературу процесса 140-160°С, приведена на рис. 7. Горизонталь­ные электродегидраторы имеют диаметр 3-3,4 н и объем 80 и 160 м3. Повышение расчетного давления и температуры играет большую роль, так как позволяет проводить глубокое обезвожи­вание и обессоливание трудно обессоливаемых нефтей.

Электроды в горизонтальном электродегидраторе расположены почти посредине аппарата. Они подвешены горизонтально друг над другом. Расстояние между ними составляет 25-40 см.

Ввод сырья в горизонтальный электродегидратор осуществля­ется через-расположенный вдоль аппарата горизонтальный маточ­ник. Поступая в аппарат, нефть попадает в слой отстоявшейся воды, а затем - в зону под электродами, в межэлектродное про­странство, и, наконец, в зону над электродами. В верхней части дегидратора располагаются выкидные коллекторы обработанной нефти. Достоинством этой конструкции является большой путь движения нефти и время ее пребывания в аппарате, так как ввод сырья расположен значительно ниже, чем в других электродегидраторах. При этом улучшаются условия отстаивания воды.

Кроме того, в горизонтальном электродегидраторе крупные частицы воды выпадают из нефти еще до попадания в зону силь­ного электрического поля, расположенную в межэлектродном про­странстве. Поэтому в нем можно обрабатывать нефть с большим содержанием воды, не опасаясь чрезмерного увеличения силы тока между электродами.

Сравнение эффективности электродегидраторов различной кон­струкции показывает несомненные преимущества горизонтальных аппаратов. Удельная производительность последних в 2,6 раза больше, чем шаровых, а удельный расход металла - на 25% меньше.

Режим обессоливания. Температура и давление про­цесса обессоливания во многом зависят от конструкции аппарата. Большое значение имеют свойства обессоливаемой нефти. Многие нефти хорошо обессоливаются при 70-90°С. Однако для таких нефтей, как ромашкинская, особенно в тех случаях, когда они поступают с промыслов плохо подготовленными, приходится повы­шать температуру обессоливания до ПО-160°С. Повышение тем­пературы обессоливания увеличивает электрическую проводимость и силу тока, усложняет условия работы изоляторов.

Важное значение имеет равномерная подача в нефть деэмульгатора. Расход деэмульгаторов на ЭЛОУ составляет: НЧК-ог 500 до 5000 а/т, ОЖК-от 20 до 60 а/г. ОП-10 - от 35 до 50 г1т нефти. Деэмульгатор НЧК подается в нефть в чистом виде, а неионогенные деэмульгаторы - в виде 2-5%-ных водных растворов.

В нефть также подается щелочь, которая необходима для созда­ния при обессоливании нейтральной или слабощелочной среды. В такой среде ускоряется процесс деэмульсации, уменьшается сила тока в электродегидраторах и коррозия аппаратуры. Расход щелочи составляет до 50 г/т нефти.

 

 

Добываемая из скважин эмульсия представляет собой многофазную систему, состоящую из нефти, пластовой воды и попутных нефтяных газов. Нефть представляет собой  химически сложную компонентную смесь, состоящую из  метановых, нафтеновых, ароматических групп углеводородов.

www.referatmix.ru

Установка комплексной подготовки нефти — реферат

Рисунок 1.5. Электродегидратор ЭГ-200-10.

    1. Удаление твердых частиц

     Вода, отделенная от нефти на УКПН, поступает  на УПВ, расположенную также на ЦПС. Особенно большое количество воды отделяют от нефти на завершающей стадии эксплуатации нефтяных месторождений, когда содержание воды в нефти может достигать до 80%, т.е. с каждым кубометром нефти извлекается 4 м3 воды. Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты закиси и окиси железа и большое количество солей. Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов, а следовательно, приводят к нарушению контакта "вода-нефть" в пласте и снижению эффективности поддержания пластового давления. Этому же способствуют и гидраты окиси железа, выпадающие в осадок. Соли, содержащиеся в воде, способствуют коррозии трубопроводов и оборудования. Поэтому сточные воды, отделенные от нефти на УКПН, необходимо очистить от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей, и только после этого закачивать в продуктивные пласты. Допустимые содержания в закачиваемой воде механических примесей, нефти, соединений железа устанавливают конкретно для каждого нефтяного месторождения. Для очистки сточных вод применяют закрытую (герметизированную) систему очистки.

     В герметизированной системе в  основном используют три метода: отстой, фильтрования и флотацию. Метод отстоя основан на гравитационном разделении твердых частиц механических примесей, капель нефти и воды. Процесс отстоя проводят в горизонтальных аппаратах  – отстойниках или вертикальных резервуарах-отстойниках. Метод фильтрования основан на прохождении загрязненной пластовой воды через гидрофобный фильтрующий слой, например через гранулы полиэтилена. Гранулы полиэтилена «захватывают» капельки нефти и частицы механических примесей и свободно пропускают воду. Метод флотации основан на одноименном явлении, когда пузырьки воздуха или газа, проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, осаждаются на поверхности твердых частиц, капель нефти и способствуют их всплытию на поверхность. Очистку сточных вод осуществляют на установках очистки вод типа УОВ-750, УОВ-1500, УОВ-3000 и УОВ-10000, имеющих пропускную способность соответственно 750, 1500, 3000 и 10000 м3/сут. Следует отметить, что установка УОВ-10000 состоит из трех установок УОВ-3000. Каждая такая установка состоит из четырех блоков: отстойника, флотации, сепарации и насосного.

     Вместе  с очищенной пластовой водой  в продуктивные пласты для поддержания пластового давления закачивают пресную воду, полученную из двух источников: подземных (артезианских скважин) и открытых водоемов (рек). Грунтовые воды, добываемые из артезианских скважин, отличаются высокой степенью чистоты и во многих случаях не требуют глубокой очистки перед закачкой в пласты. В то же время вода открытых водоемов значительно загрязнена глинистыми частицами, соединениями железа, микроорганизмами и требует дополнительной очистки. В настоящее время применяют два вида забора воды из открытых водоемов: подрусловый и открытый. При подрусловом методе воду забирают ниже дна реки – " под руслом". Для этого в пойме реки пробуривают скважины глубиной 20-30 м диаметром 300 мм. Эти скважины обязательно проходят через слой песчаного грунта. Скважину укрепляют обсадными трубами с отверстиями на спицах и в них опускают водозаборные трубы диаметром 200 мм. В каждом случае получают как бы два сообщающихся сосуда – "река – скважина", разделенных естественным фильтром (слоем песчаного грунта). Вода из реки профильтровывается через песок и накапливается в скважине. Приток воды из скважины форсируется вакуум-насосом или водоподъемным насосом и подается на кустовую насосную станцию (КНС). При открытом методе воду с помощью насосов первого подъема откачивают из реки и подают на водоочистную станцию, где она проходит цикл очистки и попадает в отстойник ( рис.1.6). В отстойнике с помощью реагентов-коагуляторов частицы механических примесей и соединений железа выводятся в осадок. Окончательная очистка воды происходит в фильтрах, где в качестве фильтрирующих материалов используют чистый песок или мелкий уголь.

     Все оборудование системы сбора и  подготовки нефти и воды поставляют в комплектно-блочном исполнении в виде полностью готовых блоков и суперблоков.

Рис. 1 6. Схема отстойника ОГ-2000С 

     1.5. Стабилизация нефти

     Добываемые нефти могут содержать в различных количествах растворенные газы (азот, кислород, сероводород, углекислоту, аргон и другие) и легкие углеводороды. При движении нефти от забоя скважины до нефтеперерабатывающего завода из-за недостаточной герметизации систем сбора, транспорта и хранения часто полностью теряются растворенные в ней газы и происходят значительные потери легких нефтяных фракций. При испарении легких фракций, таких как метан, этан и пропан, частично уносятся и более тяжелые углеводороды (бутан, пентан и др.). Как известно, чем чаще нефть контактирует с атмосферой и чем продолжительней контакт с ней, тем больше потери легких фракций.

     Предотвратить потери нефти можно путем полной герметизации всех путей движения нефти. Однако несовершенство существующих систем не позволяет практически сделать это.

     Следовательно, необходимо газы и легкие фракции нефти отобрать в условиях нефтепромысла и направить их для дальнейшей переработки, тем самым снизить способность нефти к испарению. Основную борьбу с потерями нефти необходимо начинать с выхода ее из скважины.

     Ликвидировать потери легких фракций нефти можно в основном применением рациональных систем сбора нефти и попутного нефтяного газа, а также сооружением установок по стабилизации нефти для ее последующего хранения и транспорта. Под стабилизацией нефти следует понимать извлечение легких углеводородов, которые при нормальных условиях являются газообразными, для дальнейшего их использования в нефтехимической промышленности.

     В настоящее время для стабилизации нефти на промыслах используют в основном метод сепарации. Применяют сепараторы различных конструкций, из которых наибольшее распространение получили гравитационные, жалюзийные и центробежные (гидроциклонные). 

     В гравитационных сепараторах осаждение капельной и твердой взвесей из газового потока происходит под действием силы тяжести. Высокая степень разделении газа и жидкости достигается при очень малых скоростях газа. Установленная практикой оптимальная скорость газа, при которой степень отделения нефтяной взвеси составляет 75—85%, равна 0,1 м/с при давлении 6 МПа.

     Жалюзийные сепараторы позволяют достичь более высокой степени очистки газа от взвешенной нефти, чем гравитационные. Установленная на выходе такого сепаратора жалюзийная насадка отбивает значительную часть капелек нефти, не осевших под действием гравитационной силы.

     В гидроциклонных сепараторах отделение газа от нефти происходи за счет отбрасывания центробежной силой более тяжелых капель нефти к периферии, т.е. к стенкам сепаратора, по которым она стекает вниз.

 

  1. ОХРАНА ТРУДА

     Процесс комплексной подготовки нефти является вредным производством, так как  нефть и отделенный от нее нефтяной газ, применяемый деэмульгатор, являются токсичными и вредными веществами.

     Из–за утечки углеводородных газов, за счет разгерметизации оборудования, возможны отравления людей. Также возможен взрыв и пожар.

     Согласно  СанПиН 2.2.1/2.1.1.567 – 96 класс вредности I, ширина защитной зоны 2000 м.

     При работе на высотных лестницах, установках возможны падения людей.

     Общее руководство работ по охране труда  и ответственность за состояние  техники безопасности возлагаются  на соответствующие подразделения, обслуживающие УКПН, на начальника и главного инженера.

     Начальники  служб и подразделений в пределах, закрепленных за ними объектов должны обеспечить создание безопасных условий труда, проводить инструктаж и обучение персонала безопасными методами работы, контролировать выполнение правил и инструкций по технике безопасности и пожарной безопасности, обеспечивать рабочих инструкциями по профессиям и по видам работ, а рабочие места необходимыми плакатами. Инструкции по безопасным методам ведения работ должны пересматриваться и переутверждаться один раз в три года, а также при введении новых правил и норм, типовых инструкций, изменении техники и технологии.

     Организация и производство работ на объектах УКПН должны учитывать специфику  производства, определяемую опасными свойствами газа и конденсата: токсичностью, испаряемостью, способностью электризоваться, взрывоопасностью, пожароопасностью, коррозионной активностью.

     Каждый рабочий и инженерно-технический работник обязан немедленно докладывать своему непосредственному руководителю о замеченных им нарушениях и неисправностях оборудования.

     Пожарная  профилактика  и  средства пожаротушения 

     По  НПБ 105 – 95 все производственные помещения УКПН относятся к категории А, степень огнестойкости здания I. Стены изготовлены из железобетона, кирпича, предел огнестойкости зданий и несущих конструкций 2 часа.

     На  случай возникновения пожара предусмотрено по два эвакуационных выхода из каждого здания, шириной не менее 1 метра и высотой не менее 2 метров. Для тушения пожара применяются первичные средства тушения пожара: ящики с песком, кошма, пенные огнетушители ОХП – 10, ОХП – 15, ОВГ – 100 и ОУ – 2, ОУ – 8, которые находятся на каждой установке и в зданиях у выхода.

     УКПН оборудован лафетными стояками, системами пожарного водопровода. При пожаре включаются противопожарные насосные станции. Наружная установка по периметру оснащена пеногенераторными стояками, системами паротушения 10 атм. паром.

     Мероприятия по предупреждению пожара:

  • электрооборудование взрывозащищенного исполнения;
  • напряжение для переносного электроинструмента и освещение не более 42В;
  • систематическая проверка исправности  заземления;
  • герметизация технологического  оборудования. 

Индивидуальные  средства защиты 

     Весь  обслуживающий персонал обеспечивается индивидуальными средствами защиты:

  • спецодежда из хлопчатобумажной  ткани: костюм. В зимнее время  ватные штаны, телогрейка;
  • обувь по ГОСТ 12.4.103 – 83 – кожаные  ботинки, резиновые сапоги, калоши, а в зимнее время валенки на токопроводящей основе; 
  • для защиты рук – рукавицы  и х/б перчатки комбинированные;
  • защитная фибровая каска с  подшлемником;
  • прорезиненные фартуки: предназначены для защиты рабочих от нефти,масел, бензина и др.;
  • противогазы марки В, КД, М;
  • защитные очки (ОЗО – открытые, ОЗЗ - закрытые).

   Для обеспечения нормальных метеоусловий и снижения концентрации вредных веществ на складе реагентного хозяйства, в операторной и насосной предусмотрены естественная и искусственная вентиляция. Естественная вентиляция осуществляется через вентиляционные короба, искусственная вентиляция – общая приточно – вытяжная. В насосной, компрессорной, на складе химреагентов, операторной кратность воздуха К = 3 ч – 3. Также в насосной предусмотрена вентиляция с восьмикратным воздухообменом, которая приводится в действие автоматически, когда концентрация взрывоопасного вещества – углеводородного газа, в воздухе на 20% меньше, чем нижний концентрационный предел его воспламенения. Предусмотрено включение с наружи автомеханическую вентиляцию.

   Воздуховоды изготавливают из не искрящего и  нержавеющего материала, чтобы не возникло статистических зарядов. Воздуховоды  заземляют.

   Для поддержания в зимнее время нормальной температуры в помещениях используют водяное отопление с температурой греющей воды 80 0С. 

 

freepapers.ru

Установка комплексной подготовки нефти

Количество просмотров публикации Установка комплексной подготовки нефти - 135

Стабилизация

Обессоливание

Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается неĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ количество воды, в которой и растворены соли. При смешении с пресной водой соли распределяются по всœему ее объёму и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается.

При обессоливании содержание солей в нефти доводится до величины менее 0,1 %.

Под процессом стабилизации нефти принято понимать отделœение от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.

Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации. При горячей сепарации нефть сначала нагревают до температуры 40...80 "С, а затем подают в сепаратор. Размещено на реф.рфВыделяющиеся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и направляются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденсируются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод.

При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной стабилизационной колонне под давлением и при повышенных температурах (до 240 °С). Отделœенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и перекачивают на газофракционирующие установки или на ГПЗ для дальнейшей переработки.

К степени стабилизации товарной нефти предъявляются жесткие требования: давление упругости ее паров при 38 °С не должно превышать 0,066 МПа (500 мм рт. ст.).

Процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти реализуются на установках комплексной подготовки нефти (УКПН).

Принципиальная схема УКПН с ректификацией приведена на рис. 17.9.

Работает УКПН следующим образом. Холодная ʼʼсыраяʼʼ нефть из резервуаров ЦСП насосом 1 через теплообменник 2 подается в отстойник 3 непрерывного действия. Здесь большая часть минœерализованной воды осœедает на дно аппарата и отводится для дальнейшей подготовки с целью закачки в пласт (III). Далее в поток вводится пресная вода (V), чтобы уменьшить концентрацию солей в оставшейся минœерализованной воде. В электродегидраторе 4 производится окончательное отделœение воды от нефти и обезвоженная нефть через теплообменник 5 поступает в стабилизационную колонну 6. За счёт прокачки нефти из низа колонны через печь 10 насосом 11 ее температура доводится до 240 °С. При этом легкие фракции нефти испаряются, поднимаются в верхнюю часть колонны и далее поступают в конденсатор-холодильник 7. Здесь пропан-бутановые и пентановые фракции в основном конденсируются, образуя так называемую широкую фракцию, а несконденсировавшиеся компоненты отводятся для использования в качестве топлива. Широкая фракция откачивается насосом 9 на фракционирование, а частично используется для орошения в колонне 6. Стабильная нефть из низа колонны насосом 12 откачивается в товарные резервуары. На этом пути горячая стабильная нефть отдает часть своего тепла сырой нефти в теплообменниках 1, 5.

Нетрудно видеть, что в УКПН производятся обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти. Причем для обезвоживания используются одновременно подогрев, отстаивание и электрическое воздействие, ᴛ.ᴇ. сочетание сразу нескольких методов.

referatwork.ru

Первичная подготовка нефти (Реферат) - TopRef.ru

Содержание

Введение 3

1. Основы подготовки нефти к переработке 4

1.1. Дегазация нефти 4

1.2. Стабилизация нефти 5

1.3. Нефтяные эмульсии 6

1.4. Способы разрушения нефтяных эмульсий 9

1.5. Обезвоживание нефти 10

1.6. Обессоливание нефтей 10

1.7. Основные виду электрообессоливающих установок 11

2. Характеристика исходного сырья 13

3. Технологическая схема первичной подготовки нефти 17

3.1. Описание технологического процесса установки подготовки нефти (УПН) 17

3.1.1. Описание технологической схемы 17

3.1.2. Резервная схема работы 24

3.1.3. Схема приготовления и закачки реагента-деэмульгатора 25

3.1.4. Освобождение аппаратов от продуктов и установка заглушек 25

3.2. Регламент работы установки подготовки нефти 26

3.2.1. Общая характеристика цеха УПН 26

3.2.2. Нормы технологического режима работы УПН 27

3.2.3. Контроль технологического процесса. Система сигнализации и блокировки УПН 30

3.2.4. Порядок пуска и остановки УПН 33

3.3.Основные правила безопасного ведения технологического процесса 36

3.4. Возможные неполадки технологического процесса. 38

3.5. Аварийная остановка УПН 40

3.6. Мероприятия по охране окружающей среды 40

3.6.1. Выбросы в атмосферу дымовых газов, потери от испарения факельных выбросов 41

4. Расчет электродегидратора 42

4.1. Условия расчета 42

4.2. Расчет электродегидратора 42

5. Продукция установки УПН 45

6. Материальный и тепловой балансы 45

Заключение 48

Список сокращений 49

Список использованных источников 49

Введение

Один чудак из партии геологов

Сказал мне, вылив грязь из сапога:

"Послал же бог на голову нам олухов!

Откуда нефть – когда кругом тайга?

И деньга вам отпущены - на тыщи те

Построить детский сад на берегу:

Вы ничего в Тюмени не отыщите –

В болото вы вгоняете деньгу"

В. Высоцкий

Нефть – единственное жидкое ископаемое, добываемое с доисторических времен. И пожалуй, ни одно из природных веществ не вызвало столько споров: по сей день ученые обсуждают, можно ли назвать ее минералом или относить к горным породам, высказывают разные предположения о том, сколько нефти в недрах планеты, до какой глубины она встречается, что происходит с ней по истечении времени, как она образовалось – химизм этих процессов.

Сургутский нефтеносный район представляет из себя крупное подземное поднятие, а также своды и впадины, окружающие его. Около 30 000 квадратных километров приходится на Сургутский свод.

Удивительна история открытия перспективного в Сургутском районе Федоровского месторождения. Северо-восточнее Сургута, в долине Черной Речки. В 1963 году на этой площади была открыта нефть в песчаном пласте. По буре­нию четырех скважин залежь сочли неинтересной, поэтому дальнейшую разведку признали нецелесо­образной, к тому же были другие объекты для по­исков.

Вернулись к месторождению только в 1971 году. Сейсморазведчики провели дополнительные иссле­дования и показали, что Северо-Сургутская пло­щадь лишь часть, точнее, небольшая часть круп­ного подземного поднятия. Первая же скважина дала фонтан нефти, бурение других доказало су­ществование нового месторождения, которое ох­ватывает Северо-Сургутскую, Федоровскую, Севе­ро-Федоровскую, Моховую и Восточно-Моховую подземные структуры. В нем девять пластов с нефтью, а в двух верхних имеется и газ. В дальнейшем были открыты Комсомольское, Быстринское и другие месторождения, но Федоровское оказалось самым крупным из всех.

В 70-е годы месторождения стали разрабатываться и стали появляться промышленные объекты: дожимно-напорные станции, цеха добычи нефти и газа, цеха предварительной подготовки нефти. Так был построен и цех первичной подготовки нефти (ЦППН) и на Быстринском нефтегазодобывающем управлении (НГДУ). Этот ЦППН на сегодняшний день обслуживает шесть месторождений: комарьинское, солкинское, западно-солкинское, быстринское, вачемское, карьяунское.

Быстринскео НГДУ на сегодняшний день является одной из многих частью АО "Сургутнефтегаз". Нефть, добываемая на этом предприятии, нашла свое применение в народном хозяйстве. В основном она используется как сырье на нефтехимических предприятиях Ленинградской области. И в последние годы нефть стали экспортировать за границу.

topref.ru

Установки подготовки нефти, реферат — allRefers.ru

Установки подготовки нефти - раздел Право, Постановление Федерального горного и промышленного надзора России от 5 июня 2003 г. N 56 "Об утверждении Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности"

Все темы данного раздела:

Основные положения   1.1.1. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (далее - Правила) разработаны в соотв

Организационно-технические требования и положения   1.2.1. Деятельность, связанная с возможностью возникновения аварий, проявления опасных и вредных про

Требования к проектированию   1.3.1. Поиски и освоение месторождений нефти, газа, термальных источников энергии должны осуществлят

Требования к строительству, объектам, рабочим местам   1.4.1. Решение о начале строительства, расширения, реконструкции, технического перевооружения, консе

Требования к оборудованию, инструменту, другим техническим средствам   1.5.1. Разработка и использование технических устройств должны осуществляться в порядке, предусмотр

Организационно-технические требования   1.6.1.1. Проектирование, монтаж, наладка, испытание и эксплуатация электрооборудования буровых и нефт

Требования по обеспечению взрывобезопасности   См. Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефте

Требования к организации труда, подготовке и аттестации работников   1.7.1. Безопасные условия и охрану труда в организации обязан обеспечить работодатель. В процессе пр

Ответственность за нарушение требований промышленной безопасности   1.8.1. Лица, виновные в нарушении требований промышленной безопасности, требований промышленной без

Общие положения   2.1.1. Скважина любой категории должна закладываться за пределами охранных зон линий электропередач

Требования к проектированию строительства скважин   2.2.1. Рабочий проект может разрабатываться: - на строительство отдельной скважины - индивидуаль

Требования к проектированию конструкции скважин   2.3.1. Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать:

Требования к строительным и вышкомонтажным работам   2.4.1. Подготовительные работы к строительству и монтажу буровой установки могут быть начаты при вып

Требования к буровым установкам, техническим устройствам, инструменту   2.5.1. Буровое оборудование должно отвечать требованиям государственных стандартов и настоящих Пра

Требования к эксплуатации оборудования, механизмов, инструмента   2.6.1. Порядок организации, проведения планового ремонта и обслуживания бурового и энергетического

Проходка ствола   2.7.1.1. В процессе проходки ствола скважины должны постоянно контролироваться следующие параметры:

Буровые растворы   2.7.3.1. Тип и свойства бурового раствора должны соответствовать рабочему проекту и в комплексе с тех

Крепление ствола скважины   2.7.4.1. Тампонажные материалы, используемые при строительстве скважин, должны иметь соответствующие

Испытание крепи скважин на герметичность   2.7.5.1. Все кондукторы, промежуточные и эксплуатационные колонны, несущие на себе противовыбросовое

Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования   2.7.6.1. На кондуктор, промежуточные колонны, ниже которых при бурении возможно вскрытие газонефтевод

Предупреждение газонефтеводопроявлений и открытого фонтанирования скважин   2.7.7.1. Требования настоящих Правил к рабочим проектам на строительство скважин, буровым растворам,

Дополнительные требования при строительстве горизонтальных скважин   2.8.1. Рабочие проекты на строительство горизонтальных скважин должны содержать следующие положени

Освоение и испытание законченных бурением скважин   2.9.1. Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий:

Дополнительные требования по строительству скважин в зонах многолетнемерзлых пород   2.10.1. Технология строительства скважин в зонах распространения многолетнемерзлых пород (ММП) должн

Дополнительные требования при кустовом строительстве скважин   2.11.1. Настоящие требования распространяются на кустовое строительство скважин на нефтяных и нефте

Общие положения   3.1.1. Настоящий раздел Правил безопасности направлен на предупреждение аварий и обеспечение промыш

Требования к организациям, эксплуатирующим опасные производственные объекты   3.2.1. Организации, осуществляющие деятельность в области промышленной безопасности опасных произв

Требования к проектированию обустройства нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений   3.3.1. В проектной документации предусматриваются мероприятия по предупреждению аварий и локализац

Требования к строительству, консервации и ликвидации опасных производственных объектов   3.4.1. В процессе строительства не допускаются отклонения от проектной документации. При необходимо

Общие положения   3.5.1.1. Организации, эксплуатирующая опасный производственный объект обязаны: - выполнять требо

Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин   3.5.2.1. Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры, схемы их обвязки должна обеспечивать оптим

Эксплуатация скважин штанговыми насосами   3.5.2.24. Устье скважины оборудуется запорной арматурой и сальниковым устройством для герметизации ш

Эксплуатация скважин центробежными, диафрагменными, винтовыми погружными электронасосами   3.5.2.34. Скважины, эксплуатируемые с использованием погружных насосов, могут оборудоваться забойным

Эксплуатация скважин гидропоршневыми и струйными насосами   3.5.2.43. Помещение технологического блока установки должно иметь: - постоянную принудительную в

Эксплуатация нагнетательных скважин   3.5.2.56. Оборудование устья нагнетательной скважины должно соответствовать проекту, при разработке

Исследование скважин   3.5.2.59. Периодичность и объем исследований эксплуатационных скважин устанавливается на основании у

Общие положения   3.5.3.1. Работы по нагнетанию в скважину газа, пара, химических и других агентов проводятся в соответс

Закачка химреагентов   3.5.3.14. Работы должны выполняться с применением необходимых средств индивидуальной защиты и в соотв

Нагнетание диоксида углерода   3.5.3.21. Оборудование и трубопроводы должны быть защищены от коррозии. 3.5.3.22. При продувке скважи

Внутрипластовое горение   3.5.3.24. Процесс внутрипластового горения должен осуществляться в соответствии с проектом. Сист

Тепловая обработка   3.5.3.29. Парогенераторные и водонагревательные установки должны быть оснащены приборами контроля и

Обработка горячими нефтепродуктами   3.5.3.39. Установка для подогрева нефтепродукта должна располагаться не ближе 25 м от емкости с горячим

Обработка забойными электронагревателями   3.5.3.43. Забойные электронагреватели должны быть во взрывозащищенном исполнении. Сборка и опробован

Термогазохимическая обработка   3.5.3.47. Пороховые заряды (пороховые генераторы давления или аккумуляторы давления) для комплексной

Гидравлический разрыв пласта   3.5.3.53. Гидравлический разрыв пласта проводится под руководством ответственного инженерно-техниче

Депарафинизация скважин, труб и оборудования   3.5.3.59. Нагнетательные трубопроводы теплогенерирующих установок должны быть: - оборудованы пре

Общие положения   3.5.4.1. Технологические процессы добычи, сбора, подготовки нефти и газа, их техническое оснащение, вы

Эксплуатация установок и оборудования для сбора и подготовки нефти, газа и конденсата   3.5.4.22. Оборудование для сбора нефти, газа и конденсата должно удовлетворять требованиям стандартов

Электрообессоливающие установки УПН   3.5.4.35. Электрическая часть установки должна обслуживаться электротехническим персоналом, имеющим

Нагревательные печи УПН   3.5.4.46. Для УПН печи для нагрева нефти следует выбирать полностью автоматизированные, с программным

Печи с панельными горелками и форсунками УПН   3.5.4.49. Розжиг панельных горелок должен производиться при давлении газа в коллекторах, соответствую

Установки комплексной подготовки газа (групповые и газосборные пункты)   3.5.4.59. Установки комплексной подготовки газа (групповые и газосборные пункты) должны обеспечивать

Насосное оборудование   3.5.4.75. Для насосов (группы насосов), перекачивающих горючие продукты, должны предусматриваться их д

Компрессорное оборудование   3.5.4.91. Компрессоры должны быть снабжены исправными арматурой, КИПиА, системами защиты и блокировка

Дополнительные требования для установок низкотемпературной сепарации газа   3.5.4.110. Территория установки должна быть ограждена и обозначена предупредительными знаками. 3.5

Дополнительные требования при добыче природного газа   3.5.4.116. Конструкция газовых скважин, обвязка их устья, порядок испытания на прочность и герметичнос

Электростанции с газотурбинным приводом   Стационарные и передвижные электростанции, находящиеся в ведении организаций и используемые ими

Химические лаборатории   3.5.4.131. Химические лаборатории должны располагаться в отдельно стоящих зданиях или пристраиваться

Сливоналивные железнодорожные эстакады   3.5.4.158. Порядок установки (подачи) железнодорожных цистерн под слив-налив горючих продуктов должен

Промысловые трубопроводы   3.5.4.176. Проектирование, строительство и эксплуатация промысловых трубопроводов должны осуществлят

Зоны безопасности при очистке и испытании трубопроводов воздухом   ┌────────────────┬────────

Зоны безопасности при гидравлических испытаниях трубопроводов   ┌───────────┬─────────────

Резервуары   3.5.4.223. Настоящие Правила распространяются на стальные сварные цилиндрические резервуары (РВС) вме

Емкости для хранения сжиженных газов и нестабильного конденсата   3.5.4.258. Эксплуатация емкостей должна осуществляться в соответствии с установленными требованиями.

Системы утилизации промстоков   3.5.4.264. Сточные воды установок подготовки нефти, газа и газового конденсата должны подвергаться ней

Требования к профилактическому обслуживанию и ремонту оборудования, аппаратов, резервуаров, промысловых трубопроводов   3.6.1. Все лица, которым предстоит работать в замкнутом пространстве аппаратов, резервуаров и т.п., до

Общие правила безопасности при ремонтных работах   3.6.56. Для обеспечения нормальной работы установок и оборудования должны быть составлены и утвержде

Ремонт насосов   3.6.76. Всякое исправление или ремонт движущихся частей насоса во время его работы запрещается. 3

Ремонт печей и подогревателей   3.6.88. После подготовки змеевика печи (освобождения от продукта, продувки паром), отглушения всех тех

Ремонт электродегидраторов   3.6.101. Ремонт электрооборудования электрообезвоживающей и обессоливающей установок должен осущес

Ремонт технологических трубопроводов   3.6.105. Перед проведением ремонтных работ трубопровод должен быть освобожден от нефти, конденсата и

Установка заглушек   3.6.117. Перед установкой заглушек должна быть составлена схема их установки, утвержденная лицом, отв

Общие положения   См. Правила устройства и безопасной эксплуатации факельных систем, утвержденные постановлением Г

Устройство факельных установок   3.7.2.1. Конструкция факельной установки должна обеспечивать стабильное горение в широком интервале

Требования к территории и сооружениям   3.7.3.1. Факельную установку следует размещать с учетом розы ветров, минимальной длины факельных труб

Требования к оборудованию, коммуникациям, средствам автоматизации   3.7.4.1. Для отдельных факельных систем следует предусматривать один факельный коллектор и одну факе

Требования безопасности к эксплуатации факельных систем   3.7.5.1. В организациях, эксплуатирующих факельные системы, должны быть составлены и утверждены инстр

Требования к организации работ, подготовке и аттестации работников   3.8.1. Руководство работами, связанными с эксплуатацией опасных производственных объектов на нефтян

Общие положения   4.1.1. Работы по капитальному ремонту скважин (исправление повреждений в эксплуатационной колонне, л

Требования к организациям   4.2.1. При осуществлении деятельности, связанной с ремонтом или реконструкцией опасных производстве

Требования к планированию работ и проектированию   4.3.1. Работы по текущему и капитальному ремонту скважин производятся по планам, разработанной орган

Требования к подготовительным и монтажным работам   4.4.1. Передвижение агрегатов по ремонту скважин и транспортирование оборудования на скважину должн

Требования к оборудованию, другим техническим устройствам   4.5.1. Все агрегаты специального назначения, используемые во взрывопожароопасных зонах, должны прим

Требования к ведению работ по ремонту скважин   4.6.1. Перед началом работ по текущему и капитальному ремонту скважин бригада должна быть ознакомлен

Требования к ведению работ по реконструкции скважин   4.7.1. Целесообразность и возможность использования бездействующего фонда скважин, а также ранее ли

Требования к подготовке и аттестации работников   4.8.1. Руководство работами по текущему, капитальному ремонту и реконструкции скважин должно осущес

Общие положения   5.1.1. Геофизические работы в нефтяных и газовых скважинах выполняются специализированными (далее -

Требования к геофизическим организациям   5.2.1. Геофизические организации, деятельность которых связана с освоением нефтяных, газовых и газок

Требования к оборудованию, аппаратуре и техническим средствам   5.3.1. Геофизические работы в нефтяных и газовых скважинах должны проводиться с применением оборудо

Геофизические работы при строительстве скважин   5.4.1. Станция геолого-технических исследований должна устанавливаться по типовой схеме привязки ее

Геофизические работы при эксплуатации скважин   5.5.1. Геофизические исследования в процессе эксплуатации скважин проводятся в соответствии с плана

Прострелочно-взрывные работы   5.6.1. Прострелочно-взрывные работы (ПВР) в скважинах должны проводиться в соответствии с требования

Ликвидация аварий при геофизических работах   5.7.1. Возникающие в процессе проведения геофизических работ осложнения, связанные с прихватом кабе

Требования к организации труда, подготовке и аттестации работников геофизических организаций   5.8.1. Работники геофизических организаций, прибывшие на опасный производственный объект, должны бы

Общие положения   6.1.1. Дополнительные требования распространяются на организации и организации, деятельность котор

Требования к проектам на разведку, разработку и обустройство нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, строительство скважин   6.2.1. Проект обустройства месторождения должен иметь раздел "Охрана труда, обеспечение газовой и

Требования к строительству, территориям, объектам   6.3.1. Для обеспечения строительства опасного производственного объекта недропользователь (заказчи

Требования к строительству скважин   6.4.1. Перед вскрытием (за 50-100 м до кровли) пластов с флюидами, содержащими сероводород, и на весь пери

Освоение и гидродинамические исследования скважин   6.5.1.1. Освоение скважин производится при обязательном присутствии представителя недропользовател

Эксплуатация и ремонт скважин   6.5.2.1. Наземное оборудование должно иметь продувочную и аварийную (для глушения скважины) линии дли

Сбор и подготовка нефти, газа и газоконденсата   6.5.3.1. В организации составляется и утверждается главным инженером график проведения проверки герм

Требования к ведению промыслово-геофизических работ   6.6.1. Промыслово-геофизические работы (далее - ПГР) в скважинах, где вскрыты пласты, содержащие серов

Требования к оборудованию, механизмам, инструментам   6.7.1. Технические устройства, применяемые (эксплуатируемые) на производственных объектах в процесс

Требования к организации труда, подготовке и аттестации работников   6.8.1. Организации, осуществляющие деятельность в области освоения месторождений с высоким содержан

Список использованных сокращений   ВВ - Взрывчатые вещества ВМ - Взрывчатые материалы ГЖ - Горюча

Наименьшие расстояния объектов обустройства нефтяного месторождения от зданий и сооружений соседних предприятий (м)   ┌─────┬───────────────────

Наименьшее расстояние между зданиями и сооружениями объектов обустройства нефтяного месторождения, м   Начало таблицы. См. окончание ┌──────────────┬─

Условные обозначения классов взрывоопасных зон    

Рекомендации по составлению планов ликвидации аварий на взрывопожароопасных объектах   1. План ликвидации аварий (ПЛА) должен быть составлен на каждый взрывопожароопасный объект или его

Технологический регламент установки подготовки нефти   Главный технолог организации   ________________________________ (Фамилия, имя, отчество) _______

Общие положения   1.1. Требования Положения о технологическом регламенте установок подготовки нефти распространяютс

Разработка, согласование и утверждение технологического регламента   2.1. ТР разрабатывается на установку подготовки нефти в целом. 2.2. При проведении опытного пробе

Срок действия регламента   3.1. Срок действия ТР устанавливается 5 лет. В случае разработки ТР, указанного в п. 2.2., срок дейс

Порядок оформления и хранения технологического регламента   4.1. Текстовая часть регламента оформляется на формате А-4 ГОСТ 2.301-68 ЕСКД "Форматы". 4.2. Кажд

Порядок оформления и хранения технологического регламента   5.1. В действующий ТР могут вноситься изменения и дополнения, связанные с изменением качества сырья,

Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов изготовляемой продукции   ┌─────┬────────────┬──────

Нормы технологического режима   ┌──────┬──────────────┬───

Аналитический контроль технологического процесса   ┌─────┬───────────────────

Перечень блокировок и сигнализации   ┌─────┬────────────┬─────&

Взрывопожароопасные, токсические свойства сырья, полупродуктов, готовой продукции и отходов производства   ┌─────┬──────────────┬───&

Классификация технологических блоков по взрывоопасности   ┌─────┬──────────┬────────

Взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика производственных зданий, помещений и наружных установок   ┌─────┬─────────────────┬─

Возможные виды аварийного состояния производства и способы их ликвидации   ┌─────┬───────────────────

Выбросы в атмосферу   ┌─────┬─────────────┬─────

Краткая характеристика технологического оборудования   ┌─────┬──────────────────┬

Краткая характеристика регулирующих клапанов   ┌─────┬─────────────────┬─

Краткая характеристика предохранительных клапанов   ┌─────┬────────────────┬──

Экспликация оборудования   ┌─────┬───────────────────

allrefers.ru