Развитие памяти детей дошкольного возраста с общим недоразвитием речи

 

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕГНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ

УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра «Транспорт и хранение нефти и газа»

ОТЧЕТ

о производственной практике

Уфа 2013г.

Введение

Материальной основой национальной безопасности Казахстана является его экономический потенциал, обеспечивающий должный уровень обороноспособности страны, его территориальную целостность, защиту интересов Казахстана за рубежом как великой державы, социально-экономическую стабильность казахстанского общества, физическое и духовное развитие нации.

Нефтяная промышленность Казахстана одна из мощнейших промышленностей страны. В настоящее время наиболее острой проблемой является энергетическая проблема. Топливо - основа энергетики, промышленности, сельского хозяйства, транспорта. Развиваясь, человечество начинает использовать все новые виды ресурсов (атомную и геотермальную энергию, солнечную, гидроэнергию приливов и отливов, ветряную и другие нетрадиционные источники). Однако главную роль в обеспечении энергией всех отраслей экономики сегодня играют топливные ресурсы, первое место среди которых занимает нефть. Нефть - наиболее эффективное и наиболее удобное на сегодня топливо, которое в ближайшем будущем заменить нечем.

Цены нефти на мировом рынке непосредственно влияют на темпы экономического развития ряда стран. Среди таких государств одно из важнейших мест занимает Казахстан - наша нефтяная промышленность является экспортообразующей. Нефть - важнейший источник валюты для страны. Именно поэтому вопрос баланса спроса и предложения на мировом рынке нефти является столь важным. С ним напрямую связано благосостояние всех граждан Казахстана, такие проблемы, как безработица и инфляция.

Нефть - это богатство Казахстана. Действительно, нефтяная отрасль дает около 40% валютных поступлений в Казахстан, позволяют иметь положительное внешнеторговое сальдо, поддерживать курс рубля. Высоки доходы в бюджет страны от акцизов на нефть и нефтепродукты. Нефтяная промышленность РК тесно связана со всеми отраслями народного хозяйства, имеет огромное значение для российской экономики.

Целью первой производственной практики является закрепление теоретических знаний студентов в области эксплуатации газонефтепроводов и газонефтехранилищ.

Моя производственная практика проводилась в организации АО «КМК Мунай» п. Кенкияк, м/р Кокжеде., объект АГЗУ -2.

Прохождение практики в данной организации значительно расширяет представление о деятельности объектов нефтегазовой промышленности. В ходе производственной практики приобретаются навыки работы с разнообразным оборудованием, ознакомление с его устройством, принципом работы. Технологические схемы, представленные на предприятии, позволяют изучить последовательность перекачки нефти по узлам нефтебазы, рассмотреть различные режимы работы оборудования.

1. История компании АО «КМК Мунай»

АО «КМК Мунай» - предприятие, образованное в 2004 году путем слияния ТОО Koкжиде Mунай, ТОО Kумсай Mунай и ТОО Мoртук Mунай. Ранее предприятие носило названия «ККM Operating Company» и «Lancaster Petroleum». В связи с приходом новых акционеров, 29 марта 2010 года Компания продолжила свое развитие с новым наименованием «КМК Мунай».

КМК Мунай - частная акционерная компания, имеющая Контракты на недропользование на нефтяные месторождения Kокжиде, Kумсай, Moртук, расположенных в Актюбинской области, Республика Казахстан.

2. Краткая характеристика предприятия

Лицензионные территории Кокжиде, Kумсай и Moртук находятся в Актюбинской области Республики Казахстан. Все три блока граничат друг с другом и составляют один большой, площадью более 300 kм² по соседству с разрабатываемым месторождением Кенкияк, оператором которого является компания CNPC. Лицензионные территории расположены в пределах восточной части богатого Прикаспийского нефтегазового бассейна содержащего 100+ млрд. баррелей нефти.

Месторождения находятся в 250 километрах южнее города Актобе. В городе расположен крупный аэропорт и региональный железнодорожный узел. Примерно в 13 километрах от них расположен пос. Кенкияк - центр местной нефтяной индустрии. В регионе развитая инфрастуктура, включающая региональный железнодорожный узел, нефте-и газо-проводы, системы электроснабжения и дороги. По территории месторождения проходит нефтепровод Жанажол-Кенкияк. Нефтепровод Кенкияк-Атырау, построенный в 2003 году, служит основным экспортным маршрутом для нефтедобывающих компаний, работающих в регионе, включая компанию «КМК ».

В регионе также расположены другие месторождения, такие как Жанажол (800 млн. баррелей), Кенкияк (163 млн. баррелей), и Алибекмола (250 млн. баррелей), а также несколько мелких и средних месторождений.

Головной офис АО «КМК Мунай» со штатом профессиональных сотрудников, численность которых достигает более 300 человек - геологов, инженеров, технологов, юридический и финансовый департаменты и отделы маркетинга, логистики и IT находится в г. Актобе. В Алматы открыто представительство, обеспечивающее связи с финансовыми институтами, инвесторами и акционерами и оказывающее необходимую поддержку Компании в целом.

3. Общая характеристика объекта - установки подготовки нефти м/р Кокжиде AO «КМК Мунай»

3.1 Наименование объекта

Автоматизированная групповая замерная установка №2 (здесь и далее, как АГЗУ-2) м/р Кокжиде входит в состав как структурное подразделение предприятия AO «КМК Мунай». Основными видами деятельности AO «КМК Мунай» являются: разведка, разработка, добыча, подготовка и сбыт углеводородного сырья, начиная с 2002 года.

3.2 Назначение объекта

Автоматическая групповая замерная установка АГЗУ-2 модель «Спутник АМ-40-14-400» предназначена для сбора, замера и транспорта продукции скважин до установки подготовки нефти УПН м/р Кокжиде, а также для разделения жидкости и газа. Подключение скважины к АГЗУ осуществляется по лучевой схеме по территориальному принципу без учёта принадлежности к объектам разработки. На АГЗУ-2 м/р Кокжиде продукция каждой скважины подводится по одному отдельному трубопроводу (выкидной линии). Попутный газ сжигается на факеле, частично утилизируется для собственных нужд - подачей в качестве топливного газа на горелки путевого подогревателя нефти ПП-0,63.

.3 Состав технологических блоков АГЗУ-2 м/р Кокжиде

Установка АГЗУ-2 м/р Кокжиде включает в себя следующие стадии технологического процесса:

замер дебита скважин

сепарация;

подогрев нефти;

откачка насосами на УПН.

В состав АГЗУ-2 м/р Кокжиде входят следующие основные сооружения, участки и системы. Участок добычи: нефтедобывающие скважины с выкидными линиями к автоматизированной групповой замерной установке замера дебита скважин АГЗУ№2

Установка АГЗУ-2 м/р Кокжиде имеет в своем составе следующие площадки и технологическое оборудование:

Автоматизированная групповая замерная установка (АГЗУ-2) модель «Спутник АМ-40-14-400», Q=400 м3/сут - 2 шт.;

Установка блочная сепарационная (УБС) V=50м3; производительность 1500 м3/сут; Рраб=1,4МПа- 1 шт.;

Путевой подогреватель нефти ПП-0,63, Q=1150 т/сут - 1 шт.;

Насосы подачи нефти на УПН м/р Кокжиде марки НБ-125 - 2 шт., ЦНС-38/176 - 1 шт.;

Блок дозировки реагента БР-2,5- 1 шт.;

Емкость дренажная горизонтальная подземная ЕП-25-2400-2 шт, V=25 м3 с насосом откачки НВ-50/50 - 2 шт.;

Продувочная свеча;

Факел;

Операторная АГЗУ-2;

Электрощитовая АГЗУ-2.

3.4Производительность установки

Расчетная производительность АГЗУ-2 м/р Кокжиде:

по жидкости - 600 м3/сут по жидкости.

количество отсепарированного газа определяется величиной газового фактора нефти.

4. Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции

.1 Характеристика сырья

Исходным сырьем автоматизированной групповой замерной установки АГЗУ-2 м/р Кокжиде является продукция скважин нефтяного месторождения Кокжиде.

Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции приведена в таблицах ниже.

№п/пНаименование показателейЕдиници измеренияПараметры1Плотность при Т=20оСкг/м3841,8Вязкость кинематическая при Т=20оСмм/с216,656Содержание сероводорода%масс.Отс.6Содержание общей серы%масс.0,556Содержание меркаптановой серы%масс.0,046Содержание асфальтенов%масс.0,126Содержание смол селикагелевых%масс.6,505Содержание парафинов высокоплавких%масс.4,90Газовый факторнм3/м320÷705Содержание парафина%масс.4,9Температура плавленияоС50Коксуемость%масс.1,2Кислотное числомг КОН/1г0,028Фракционный состав по ГОСТ 2177-82: начало кипения выкипает до 60оС до 80оС до 100оС до 120оС до 140оС до 160оС до 180оС до 200оС до 220оС до 240оС до 260оС до 280оС до 300оС оС об. % об. % об. % об. % об. % об. % об. % об. % об. % об. % об. % об. % об. % 49 2,0 4,0 5,0 6,0 8,5 12,0 15,5 18,0 22,0 26,5 31,0 35,0 40,0

4.2 Компонентный химический состав попутного нефтяного газа с АГЗУ-2 м/р Кокжиде

Таблица 3

Наименование компонентаОбъемный, %Массовый, %Мольный %Ø Кислород Ø Азот Ø Диоксид углерода Ø Метан Ø Сероводород Ø Этан Ø Пропан Ø Изобутан Ø Н-бутан Ø Нео-пентан Ø Изопентан Ø Н-пентан Ø Гексан-1 Ø Н-гексан Ø Гексан-2 Ø Гексан-3 Ø Гексан-5 СУММА:0,065004 1,4556 1,2592 73,534 0,086039 9,553 7,6648 2,4173 2,5316 0,023664 0,016072 0,33385 0,0065635 0,0088721 0,094778 0,0092716 0,026702 100,00,090478 1,7737 2,4105 51,313 0,12753 12,495 14,702 6,1115 6,4004 0,074266 0,055213 1,0477 0,024028 0,032479 0,34696 0,033942 0,097751 100,00,064668 1,4475 1,2585 73,242 0,086399 9,5736 7,7485 2,4749 2,5994 0,024686 0,017361 0,35121 0,0071001 0,0095975 0,10253 0,01003 0,028885 100,0

ГОСТ 22667-82 (СТ СЭВ 3359-81):

Молекулярная масса газа, г/моль: 23,109;

Теплота сгорания, ккал/м3, низшая: 10670, высшая: 11732,

Относительная плотность газа по воздуху: 0,80225:

Плотность газа, кг/м3: 0,96671

Число Воббе, ккал/м3, низшее11913; высшее: 13099,

ГОСТ 30319.1-96 при стандартных условиях:

Плотность газа, кг/м3: 0,96475;

Фактор сжимаемости: 0,9959

ГОСТ 30319.1-96 при давлении 0,1 МПа и температуре 20оС:

Плотность газа, кг/м3: 0,99529;

Фактор сжимаемости: 0,96534.

5. Описание технологического процесса и технологической схемы установки

5.1 Краткое описание технологических процессов установки АГЗУ-2 м/р Кокжиде AO «КМК Мунай».

Основными технологическими процессами на технологических площадках установки АГЗУ-2 м/р Кокжиде AO «КМК Мунай» являются:

-замер дебита скважин

сепарация;

подогрев нефти;

откачка разгазированной нефти насосами на УПН;

подача газа сепарации на УПН;

впрыск ингибитора коррозии в нефтяной поток к УПН.

На АГЗУ-2 предусмотрен замер дебита скважины, 1-ая ступень сепарации, подогрев нефти и раздельный транспорт нефти и газа по самостоятельным трубопроводам на объекты подготовки. Процесс сепарации происходит непрерывно за счёт диффузии растворённых в нефти молекул газа в пространство над нефтью.

На автоматизированной групповой замерной установки АГЗУ-2 месторождения «Кокжиде» модель «Спутник АМ-40-14-400» производится автоматическое поочередное определение дебита скважин по нефти и газу, а также для блокировка скважин при возникновении аварийных ситуаций.

5.2. Описание технологической схемы установки АГЗУ-2 м/р Кокжиде AO «КМК Мунай»

.2.1 Технологическая схема групповой замерной установки АГЗУ-2, оборудованной установкой блочной сепарационной (УБС)

Газожидкостная смесь (ГЖС) поступает с эксплуатационных скважин на АГЗУ Спутник- АМ-40-14-400 (1,2).

Автоматизированные групповые установки (АГЗУ) Спутник АМ-40-14-400 предназначены для измерения дебита жидкости и газа, эксплуатационных скважин в системах группового сбора, в которых продукция каждой скважины направляется на групповую установку по одному трубопроводу (выкидной линии).

АГЗУ Спутник АМ-40-14-400 можно классифицировать следующим образом:

по методу измерения: объемный;

по устройству переключения на замер: с многоходовым переключателем скважин (ПСМ);

по режиму измерения: накопительный, импульсный с поочередным подключением на замер;

по числу замеряемых параметров: однопараметровый.

В указанных шифрах первое число рабочее давление (40 кГ/см2), на которое рассчитана установка, второе - число подключенных к ней скважин (14) и третье - наибольший дебит (400 м3/сут) измеряемой скважины.

Продукция одной эксплуатационной скважины через ПСМ поступает в замерной гидроциклонный двухемкостной сепаратор, установленный в Спутнике, в котором происходит отделение газа от жидкости (нефть+вода) и замеряется их количество по каждой скважине отдельно. Продукция остальных скважин через ПСМ по сборному коллектору транспортируется в блок УБС. В Спутнике предусмотрен счетчик газа турбинный АГАТ-IМ-65, предназначенный для измерения попутного газа с целью осуществления оперативного контроля за режимами эксплуатации нефтяных скважин. В шифре 65-обозначает диаметр условного прохода в мм. Отсепарированный газ после замера через счетчика АГАТ вновь смешивается с жидкостью и вместе с продукцией остальных скважин транспортируется по сборному коллектору в блок двухфазного сепаратора (БС-2400-1,6) , где при давлении 0,1- 0,2 МПа осуществляется I-ая ступень сепарации.

Блок двухфазного сепаратора типа БС-2400-1,6 конструкции ОАО «Курганхиммаша» предназначен для первой ступени сепарации нефтяного газа от жидкости, с одновременным оперативным учетом их расходов в системах герметизированного сбора и транспорта продукции эксплуатационных скважин.

В шифре установки принято следующее обозначение: БС- блок двухфазного сепаратора; первое число - диаметр аппарата (2400 мм); второе расчетное давление (16 атмосфер). В блок входят; сепаратор, депульсатор, площадка обслуживания, комплектующие изделия и средства КИПиА.

Отсепарированный газ по самостоятельному трубопроводу Ø159х5мм через узел учёта газа поступает на факельную линию через задвижку №35 или в коллектор выдачи газа сепарации на установку УПН м\р Кокжиде через счетчик газа СГ - 16М200 и задвижку №34.

Перед выходом газа на УПН предусмотрена подача газа в качестве топливного газа на горелки печи ПП-0,63 через запорную арматуру №7 (Ду50, Ру40).

Счетчик СГ - 16М200, предназначен для замера газа, отсепарированного в БС.

Дегазированная жидкость из блочной сепарационной установки (УБС) откачивается через задвижки № 28 и №№ 19¸26 поршневыми насосами типа НБ-125/1,2 или центробежным насосом ЦНС-38/176/1 через путевой подогреватель типа ПП-0,63 (задвижки №№ 10,6) в нефтесборный коллектор на УПН через фильтр и счетчик жидкости Норд..

Путевой подогреватель типа ПП-0,63 представляет собой блочную печь с промежуточным водяным теплоносителем.

В технологической схеме АГЗУ-2 дополнительно предусмотрены дренажные емкости типа ЕП-25 с электронососным агрегатом НВ-50/50 -2шт для сбора дренажей с оборудования АГЗУ-2.

Центробежный насос типа НВ-50/50 - предназначен для откачки жидкости из дренажной емкости в нефтесборный трубопровод выхода жидкости из Спутника-1,2 на вход в сепаратор УБС. В тот же трубопровод врезана линия горячей циркуляции нефтяной жидкости от печи ПП-0,63.

Путевой подогреватель типа ПП-0,63 - предназначен для подогрева пластовой жидкости, откачиваемой поршневыми насосами в нефтесборный коллектор.

Счетчик НОРД - предназначен для учета объема жидкости, откачиваемого поршневыми насосами в напорный коллектор.

Для регулирования давлений (в аварийных случаях) на блочной сепарационной установке, на гидроциклонном сепараторе Спутника АМ-40-8-400 установлены предохранительные клапаны, отводящие трубы которых выведены на дренажную линию, а из гидроциклонного сепаратора - в дренажный колодец.

В зимнее время года, для предотвращения застывания нефти в технологический цикл печь подогрева ? спутник ? поршневой насос подается подогретая нефть до 50-55°С по циркуляционной линии через задвижки №№ 8,41,42 (задвижка №12 д.б. закрыта).

5.2.2 Система контроля и автоматизация технологического процесса

На АГЗУ установлена система КИПиА, которая предназначена для поддержания заданных значений параметров технологического режима, предотвращения возникновения аварийных ситуаций, для оперативного учёта и контроля уровней жидкости и управления процессом откачки жидкости насосами для раздельного замера дебита скважин, суммарного учёта жидкости и газа.

Для автоматического контроля уровней жидкости в УБС и управления процессом откачки применяется ультразвуковой прибор типа XPS 10 ECHOMAX. Управление насосами откачки можно также, при необходимости, осуществлять на ручном режиме кнопками Пуск и Стоп щита управления. Все сигналы идущие от точек контроля насосами откачки поступают на вторичные показывающие приборы, установленные на щите управления в операторной АГЗУ-2. Сигналы на щите выдаются в виде цифровой и световой индикации.

Давление жидкости и газа в трубопроводах, аппаратах, приёмно-выкидных линиях насосов контролируется техническими манометрами. Температура газожидкостной смеси контролируется термометрами.

Система КИПиА подогревателя ПП-0,63.

На входе нефти в ПП-0,63 производится контроль давления по манометрам, по месту.

Температура воды в ПП-0,63 контролируется стеклянным ртутным термометром.

Подогреватель нефти ПП-0,63 оснащен приборами контроля, управления и автоматического регулирования, обеспечивающими:

технологический контроль:

давления (манометрами показывающими сигнализирующими взрывобезопасными ДМ);

температуры (манометрическим показывающим термометром ТКП);

уровня теплоносителя внутри сосуда (ДРУ-1ПМ);

автоматическое регулирование:

температуры (РТ-ДО-50);

давление топливного газа перед горелкой и запальником;

автоматическое отключение подачи топлива к горелкам с расшифровкой и запоминанием первопричины в соответствии со СНиП 11-35-76 в случае:

повышения давления газообразного топлива перед горелками;

понижения давления топливного газа перед горелками;

погасания факелов горелок;

повышения температуры теплоносителя;

повышения давления в змеевике.

Указанные параметры контролируются:

манометрами показывающими сигнализирующими МП-4-1У;

преобразователями ультрафиолетового излучения ПУИ;

автоматический переход с режима большого на малое горение и обратно;

автоматический переход из режима розжига в режим автоматического контроля технологических параметров;

автоматический контроль неисправности преобразователя ультрафиолетового излучения.

Система автоматики печи снабжена блоком БУК-5.С помощью указанных блока осуществляется управление работой печи, защита, сигнализация и блокировка при отклонениях параметров работы печи от нормы.

Примечание: Регулировку системы автоматики печей см. схему автоматики в Паспорте на печь ПП-0,63 поставщика оборудования. Эскиз печи ПП-0,63 с промежуточным теплоносителем представлен на рис. 2 в приложении к документу.

5.2.3 Описание схемы подачи ингибитора коррозии (БР-2,5)

Для впрыска ингибитора коррозии на АГЗУ-2 м/р Кокжиде применены блоки дозирования реагента (модель БР-2,5).

.2.3.1. Краткая характеристика блока БР-2,5

В блоке БР-2,5 смонтированы:

безнапорный расходный бак, оснащенный электрическим обогревателем (при наличии такового);

насос шестеренчатый - 1 шт.-заправочный;

насос дозировочный - 1 шт.;

технологические трубопроводы с запорно-регулирующей арматурой, первичными приборами КИПиА.

Дозировочные блоки выполняют следующие функции:

прием концентрированного химреагента из бочек в бак;

подогрев химреагента в баке (при условии комплектации);

дозированная подача химреагента в трубопровод.

Система контроля и автоматики блоков дозирования реагента предусматривает:

местный контроль уровня и температуры химреагента в баке (поз. LIA, LA,TA);

автоматическое управление электрическим обогревателем СЭМ-ЗУЗ для поддержания температуры реагента по сигналам датчика температуры (контур TISA) в пределах от +20 до +60оС (при условии комплектации);

автоматическое отключение дозировочных насосов при повышении давления нагнетания выше установленного (контур PISA), при снижении уровня химреагента в баке ниже допустимого (контур LSA), включение аварийной вытяжной вентиляции при повышении концентрации горючих газов в блоке до 10%НКПВ (контур QISA), отключение электропитания при пожаре, при Т=70оС (контур TSA).

защиту всех электроприемников от короткого замыкания и перегрузок.

Электрооборудование и средства КИПиА применены во взрывозащищенном исполнении.

Характеристика и принципиальная схема блока закачки химреагента представлена в таблице 6 и на рис. 1 ниже.

Таблица 6

Позиция на схемеНаименование оборудования (тип, назначение аппарата)Кол, штКраткая техническая характеристикаБР-2,5Блок дозирования реагента Насос НД1Комплектная поставка Q=20 л/час, Р=6,4 МПаЕЕмкость технологическая (расходная)1V=1,0 м3

Рисунок 1

Все оборудование установки БР-2,5 смонтировано в теплоизолированном блоке, установленном на сварной раме-санях. В будке блока предусмотрено освещение, автоматический обогрев, вытяжная и приточная вентиляция.

Будка герметической перегородкой разделена на два отсека - технологический и приборный.

Емкость технологическая заполняется реагентом из бочек или от передвижной емкости (автоцистерны) или из герметичных бочек объемом 200 л с помощью заправочного насоса блочной установки.

После заполнения технологической емкости включается насос-дозатор, устанавливается расход подачи ингибитора коррозии в нефтесборный коллектор на входе сырой нефти в УБС. Расход ингибитора коррозии устанавливается на основании рекомендаций производителя, научных организаций, испытывающих реагент в лабораторных и промысловых условиях и опыта применения реагента.

В емкости технологической имеется местный указатель уровня.

Предусмотрено аварийное отключение дозировочного насоса, электронагревателя реагента, автоматическое управление вытяжным вентилятором (при наличии).

.2.3.2 Впрыск реагента на АГЗУ-2 м/р Кокжиде

Ингибитор коррозии из бочек подается заправочным шестеренчатым насосом в емкость, обогреваемый электронагревателем. Указатель уровня установленный на емкости служит для визуального контроля за уровнем жидкости в емкости. Два манометрических термометра служат для контроля температуры реагента в емкости в пределах от +20 до +60°С и аварийного сигнала при отклонении от заданных температур. Ингибитор коррозии подается в нефтесборный коллектор Ø159x5мм на входе сырой нефти в депульсатор УБС на площадке АГЗУ -2.

6. Безопасная эксплуатация производства

6.1 Общие требования безопасности к технологическому процессу

Технологический процесс предусматривает:

устранение непосредственно контакта работающего персонала с сырьем, реагентами, готовой продукцией и отходами производства, оказывающими вредное воздействие на организм человека; токсикологическая характеристика которых приведена выше в таблицах 7.1, 7.2;

комплексную механизацию производства;

использование системы управления производством на базе микропроцессорной техники (контроллеров), обеспечивающую защиту работающих при отклонениях процесса от норм технологического режима;

аварийное опорожнение оборудования в закрытые системы и на факел АГЗУ-2, герметизацию оборудования;

обеспечение двумя независимыми источниками электроэнергии.

все сосуды, содержащие легковоспламеняющиеся жидкости, оборудованы, как минимум, двумя уровнемерными приборами;

отсечную запорную арматуру, на подаче сырья на установку АГЗУ№2 от скважин, на сепаратор УБС, прием и выход насосов, на технологических коммуникациях, гарантирующую максимальное снижение выбросов в окружающую среду взрывопожароопасных веществ при аварийной разгерметизации;

своевременный отбор проб на анализ воздушной среды в соответствии с утвержденной план-схемой в строгом соответствии с графиком отбора проб воздушной среды на рабочих площадках АГЗУ-2 м/р Кокжиде, утвержденным главным инженером AO «Lancaster Petroleum» с помощью переносного газоанализатора.

своевременное получение информации о возникновении опасных и вредных производственных факторов на отдельных технологических звеньях;

рациональную организацию труда и отдыха с целью профилактики монотонности и гиподинамии, а также ограничения тяжести труда;

четкую организацию связи и оповещения работающих на установке в случае аварийной ситуации, отклонения процесса от норм режима;

своевременное удаление и обезвреживание отходов производства, являющихся источниками опасных и вредных производственных факторов.

все электрическое оборудование (насосы, вентиляторы) защищено нулевым заземлением, причем следует отличать рабочее заземление от защитного заземления.

утилизация попутного нефтяного газа (частичная для собственных нужд -на горелках печи нагрева нефти ПП-0,63).

.2 Причины возникновения аварий

Процессы сепарации, замера и откачки нефти по напорному трубопроводу являются взрывопожароопасными. Разгерметизация оборудования и трубопроводов ведет к выбросу легковоспламеняющихся жидкостей и воспламеняющихся газов в производственные помещения и на территорию промышленного объекта с возможностью последующего воспламенения или взрыва от источника воспламенения.

Основными взрыво- и пожароопасными, вредными и токсичными веществами, находящимися в производстве, являются нефть с попутным нефтяным газом, химические реагенты, метанол (для предупреждения гидратообразования в выкидных трубопроводах скважин).

Причины возникновения аварийных ситуаций и неполадок технологического процесса можно условно объединить в следующие группы:

1. отказы (неполадки) оборудования;
2. ошибочные действия персонала;
3. внешние воздействия природного и техногенного характера.

К основным причинам, связанным с отказом оборудования, относятся:

прекращение подачи энергоресурсов (электроэнергии, газа и т.п.);

коррозия и эрозия оборудования и трубопроводов;

физический износ, механические повреждения или температурная деформация оборудования и трубопроводов;

причины, связанные с типовыми процессами.

Прекращение подачи энергоресурсов может привести к нарушению нормального режима работы установки, выходу параметров за критические значения и созданию аварийной ситуации.

Коррозия и эрозия оборудования и трубопроводов может стать причиной разгерметизации оборудования. Чаще всего подобные разрушения имеют локальный характер и не приводят к серьёзным последствиям.

Физический износ, механические повреждения или температурная деформация оборудования и трубопроводов может привести как к частичному, так и полному разрушению конструкций и возникновению аварийной ситуации любого масштаба.

Все типовые процессы, протекающие на установке, можно разделить на гидродинамические и массообменные.

. Гидродинамические процессы связаны со следующим типом оборудования:

насосное оборудование;

емкостное оборудование;

трубопроводные системы (трубы и арматура).

Аварийная остановка насосов может привести к нарушению гидравлического, теплового и массообменного режима и разрушению оборудования. Отдельные элементы конструкции насосов обладают низким уровнем надежности (особенно торцевые уплотнения), что является источником утечек горючих жидкостей и газов и может привести к локальным взрывам и пожарам, которые при их развитии могут быть источниками цепного вовлечения в аварию оборудования с большими объёмами опасных веществ. Кроме этого при эксплуатации насосных агрегатов представляет опасность высокое напряжение электрического тока, подаваемого на электродвигатели.

Емкостное оборудование является источником повышенной опасности из-за значительных объемов сжатых паров, газов и жидкостей, содержащих горючие газы.

Трубопроводные системы являются источником повышенной опасности из-за большого количества сварных и фланцевых соединений, запорной и регулирующей арматуры, жестких условий и значительных объемов горючих веществ, перемещаемых по ним. Причинами разгерметизации трубопроводных систем могут быть:

остаточное напряжение в материале труб в сочетании с напряжением, возникающем при монтаже и ремонте, что может вызвать поломку элементов запорных устройств, прокладок, образование трещин, разрыв трубопровода;

разрушения под воздействием температурных деформаций;

гидравлические удары;

вибрация;

превышения давления и т.п.

. Массообменные процессы разделения сложных смесей углеводородов (пластовой нефти, воды, попутного нефтяного газа, конденсата, химреагентов) проводятся в крупногабаритном оборудовании, работающем при давлении 0,25…0,35 МПа. По характеру протекания массобменных процессов, участвующие в них вещества не представляют опасности как источники внутренних взрывных явлений, но под влиянием внешних воздействий (механические повреждения, аварии на соседних блоках и т.п.) может произойти высвобождение больших количеств опасных веществ с образованием паровых облаков.

Ко второй группе причин возникновения аварийной ситуации на объекте относятся ошибки персонала, которые представляют особую опасность при пуске и остановке оборудования, ведении ремонтных и профилактических работ, связанных с неустойчивыми переходными режимами, с освобождением и заполнением оборудования опасными веществами. В случае неправильных действий обслуживающего персонала существует возможность разгерметизации системы и возникновения крупномасштабной аварии.

К внешним воздействиям природного и техногенного характера относятся:

Øгрозовые разряды и разряды от статического электричества;

Øсмерч, ураган, лесные пожары;

Øснежные заносы и понижение температуры воздуха;

Øподвижка, посадка, пучение грунта;

Øопасности, связанные с опасными промышленными производствами, расположенными в районе объекта;

Øопасности, связанные с перевозкой опасных грузов в районе расположения объекта;

Øаварии воздушных судов;

Øспециально спланированная диверсия.

6.3 Опасные факторы, действующие на установке

Процесс сепарации, замера и перекачки нефти, осуществляемой на объекте, связан с рядом опасных факторов: высокое давление в аппаратах и трубопроводах, большие объемы нефти и газа, токсичность нефти и газа, токсичность химреагентов (ингибитора коррозии, деэмульгатора, метанола) - все это создает опасность для обслуживающего персонала.

Попутный нефтяной газ способен в смеси с атмосферным воздухом образовывать взрывоопасные смеси, которые могут взрываться при наличии огня или искры, что в свою очередь, может вызвать взрыв, пожар, несущие большие разрушения и грозящие опасностью для жизни персонала.

Наличие высокого давления может привести к разрыву трубопроводов и аппаратов, что тоже опасно для жизни персонала.

Наиболее опасными местами являются канализационные и технологические колодцы с технологическими задвижками, различное электрооборудование, факельные свечи, свеча продувочная, места отбора проб.

Наиболее опасными операциями являются: установка или снятие заглушек, прокладок, работа в емкостях, колодцах и на высоте, особенно в условиях обледенения в зимнее время; пропаривание трубопроводов; чистка внутренней поверхности аппаратов; ремонт электрооборудования, недостаточная освещенность.

Вредными веществами на установке являются: нефть, легкие углеводородные газы и их смеси, химические реагенты.

Основные опасности производства:

возможность отравления при отборе проб газа, нефти, газоконденсата, при пропуске через фланцевые соединения или уплотнения насосов;

возможность получения термических ожогов при непосредственном контакте с горячим оборудованием, с горячей водой, водяным паром, с огнем при ликвидации загорания, при попадании в зону огня;

возможность поражения электрическим током при непосредственном контакте с неизолированными токоведущими проводами или оборудованием, находящимся под напряжением (двигатели насосов, вентиляторов и т.п.п.);

возможность отравления парами нефтепродуктов, химреагентами, токсического поражения продуктами сгорания, получения травм и ожогов в результате образования взрывоопасных смесей и создания возможных аварийных ситуаций (при разгерметизации оборудования, разливе нефтепродуктов на открытой площадке, пожаре, взрыве).

недостаточная освещенность на наружной площадке и в производственных помещениях (блок-боксах насосных станций, печи).

Несоблюдение требований техники безопасности и пожарной безопасности, нарушение правил эксплуатации оборудования, отказы в работе оборудования и систем управления процессом могут привести к несчастным случаям, пожару или взрыву, поэтому необходимо строго выполнять требования технологического режима, инструкций по технике безопасности, пожарной безопасности, строго осуществлять контроль за работой оборудования и системами управления процессом.

Все работники установки должны применять средства защиты:

спецодежду, спецобувь, каски, защитные очки, перчатки, противогазы, автономные дыхательные аппараты (где это необходимо по правилам безопасного выполнения работ.)

Работать в обуви, подбитой железными гвоздями или подковами, запрещается. Работать в открытой летней обуви (босоножках, сандалиях) запрещается.

Стирка спецодежды на территории установки запрещена. Запрещается развешивать для просушки спецодежду и класть на горячие поверхности горючие предметы.

Все работники установки должны четко знать марки фильтрующих и шланговых противогазов, знать условия их применения и правила пользования ими.

Все работники установки должны уметь делать искусственное дыхание и оказывать первую помощь. При несчастном случае своевременное оказание первой помощи может иметь решающее значение для здоровья и жизни пострадавшего.

При ожогах, ранениях, отравлениях и других несчастных случаях сообщать администрации производства, диспетчеру предприятия, вызывать по телефону или через диспетчера предприятия скорую помощь и газоспасательную службу:

Контактные телефоны:

Øтелефон скорой помощи: 03,

ØОтдела охраны труда, техники безопасности и экологии AO «КМК Мунай» - 955-717;

ØПожарного поста ЗФ ТОО «Орт-Сондурушн» - 20-11-307.

При производстве работ в местах, где возможно образование взрывоопасной смеси паров или газов с воздухом, во избежание искрообразования от ударов, запрещается применение ручных инструментов из стали. Инструмент должен быть из металла, не дающего искры при ударе (медь, латунь, бронза) или омеднен, а режущий стальной инструмент надлежит обильно смазать солидолом.

Разлитые нефтепродукты должны немедленно убираться.

Все вентиляционные устройства надлежит содержать в полной исправности, загромождать вентиляционные камеры посторонним предметами запрещается.

Проверка состояния аппаратов, оборудования, трубопроводов, вентиляции, средств пожаротушения и сигнализации должна производиться обслуживающим персоналом установки перед каждой сменой.

Запрещается эксплуатация трубопроводов, оборудования, аппаратуры при наличии неплотностей в соединениях, вызывающих загазованность помещения и территории. При обнаружении пропусков оборудование необходимо отключить, пропуски устранить.

Аппараты, подлежащие вскрытию для внутреннего осмотра, очистки, ремонта, должны быть освобождены от продукта, отключены, провентилированы, отглушены от действующей аппаратуры и оборудования и проветрены.

Необходимо постоянно следить за состоянием осветительной и силовой электропроводки.

Необходимо исключить доступ к токоведущим частям оборудования (насосов), находящегося под напряжением, работникам, не имеющим допуска на эксплуатацию и ремонт вышеуказанного оборудования.

Заземление оборудования, аппаратуры, трубопроводов должно содержаться в исправном состоянии. Перед пуском электродвигателей проверять исправность заземления и ограждений.

Во время работы необходимо обеспечить постоянный контроль за соблюдением норм технологического режима.

Работники установки должны постоянно следить за исправностью схем сигнализации, блокировок, системы ПАЗ, предусмотренных проектом.

При работе с грузоподъемными механизмами необходимо проверять исправность как самого механизма, так и применяемых чалочных приспособлений.

7. Резервуарный парк

.1 Эксплуатация резервуаров

Эксплуатация резервуаров - это совокупность процессов по приему, хранению и отпуску нефтепродуктов, испытанию и приемке резервуаров в эксплуатацию, их техническому обслуживанию и ремонту.

Безопасная эксплуатация резервуаров обеспечивается при условии:

• правильного выбора исходных данных при проектировании, принятых для расчета прочностных характеристик конструкций, обеспечения оптимального технологического режима эксплуатации, защита металлоконструкций от коррозии и т.д.;
• испытания резервуара в целом на герметичность и прочность, согласно рекомендациям проекта, нормативных документов;
• соблюдения в процессе эксплуатации требований вышеуказанных инструкций и правил.
• Эксплуатируемые резервуары подразделяются на вертикальные стальные цилиндрические и горизонтальные стальные цилиндрические.
• Каждый эксплуатирующийся резервуар должен:
• -соответствовать проекту, иметь технический паспорт;
• -быть постоянно оснащен полным комплектом оборудования, предусмотренным проектом и отвечающим соответствующим нормативным документам;
• -иметь порядковый номер, четко написанный на корпусе, согласно технологической схеме резервуарного парка и технологической карте. Номер заглубленного резервуара должен быть указан на специально установленной табличке.
• Для вертикальных стальных цилиндрических резервуаров предусматривается следующее оборудование:
• дыхательные клапаны;
• предохранительные клапаны;
• огневые предохранители;
• приборы контроля и сигнализации;
• противопожарное оборудование;
• приемно-раздаточные патрубки;
• сифонный водоспускной кран;
• люки-лазы;
• люки - световые;
• люки-замерные.
• Горизонтальные резервуары оснащаются дополнительно стационарно встроенным оборудованием:
• лестницами;
• измерительными трубами и другими необходимыми устройствами.

Все производственные операции с резервуарами следует производить в полном соответствии с технологическим регламентом и технологическими производственными инструкциями.

7.2 Производственные операции, выполняемые при эксплуатации резервуаров

При хранении в одной группе резервуаров нескольких сортов нефтепродуктов должны быть предусмотрены раздельные коллекторы для приема и откачки каждого сорта нефтепродукта.

При смене сортов нефтепродуктов качество (чистота) подготовки резервуара к наполнению должно соответствовать ГОСТ 1510-84.

В случае замерзания арматуры резервуара запрещается отогревать ее огнем. Для этой цели можно использовать водяной пар или горячую воду.

Для сокращения потерь нефтепродуктов при их хранении в резервуарах необходимо:

поддерживать полную техническую исправность и герметичность резервуаров;

содержать в исправном эксплуатационном состоянии все резервуарное оборудование (задвижки, хлопушки, подъемные трубы, сифонные краны, стационарные пробоотборники, уровнемеры, люки и др.);

проводить систематический контроль герметичности клапанов, сальников, фланцевых и муфтовых соединений и немедленно устранять обнаруженные пропуски нефтепродуктов;

не допускать утечки нефтепродуктов при сливе подтоварной воды из резервуаров.

Для сокращения потерь от испарения нефтепродуктов необходимо:

обеспечить полную герметизацию кровли;

осуществлять перекачку легкоиспаряющихся нефтепродуктов из резервуаров только при крайней необходимости и по возможности в ночное время;

максимально заполнять резервуар при хранении легкоиспаряющихся нефтепродуктов;

окрашивать наружную поверхность резервуара лучеотражающими светлыми эмалями и красками.

Скорость наполнения (опорожнения) резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных, а также предохранительных клапанов или вентиляционных патрубков.

При увеличении скорости наполнения (опорожнения) резервуаров необходимо дыхательную арматуру приводить в соответствие с этими новыми значениями. При эксплуатации горизонтальных резервуаров должно быть обеспечено полное заполнение и полное опорожнение резервуара без образования воздушных мешков.

Резервуар должен наполняться при свободно опущенной хлопушке. По окончании перекачки хлопушка должна быть также опущена.

Отбор проб нефтепродуктов из резервуара должен проводиться через сниженный пробоотборник. Ручной отбор проб через замерный люк на крыше резервуара допускается как исключение. Пробоотборник должен быть изготовлен из материала, не дающего искр при ударе. На крыше резервуара должны быть стационарно оборудованы клеммы заземления для токопроводящих тросиков пробоотборников при проведении отбора проб через замерный люк резервуара.

При отборе проб из резервуара нельзя допускать разлив нефтепродукта. При случайном разливе нефтепродукта его следует немедленно удалить. Оставлять на кровле ветошь, паклю, различные предметы запрещается.

На каждый резервуар должна быть составлена технологическая карта, в которой указывают:

номер резервуара по технологической схеме;

-вместимость резервуара, м3;

-высоту резервуара, м;

базовую высоту резервуара. м;

диметр резервуара, м;

максимальный уровень продукта в резервуаре, см;

минимальный уровень продукта в резервуаре, см;

тип и число дыхательных клапанов;

максимальную скорость наполнения и опорожнения резервуара, м3/ч;

максимально и минимально допустимые высоты уровня при включенных подогревателях, см.

Технологические карты на резервуары утверждаются главным инженером филиала.

Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары, расположенные в зоне возможного затопления в период паводка, должны быть заблаговременно к нему подготовлены: обвалования и ограждения должны быть восстановлены и при необходимости наращены.

7.3 Молниезащита резервуаров

Резервуары, отнесенные по устройству молниезащиты ко II категории (для легковоспламеняющихся жидкостей, горючих жидкостей) должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической и электромагнитной индукции и заноса высоких потенциалов через трубопроводы.

Резервуары, отнесенные по устройству молниезащиты к III категории (для масел), должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической индукции, заноса высоких потенциалов через трубопроводы. Защита от электромагнитной индукции не требуется.

Присоединение резервуара к заземлителю должно быть осуществлено не более чем через 50 м. по периметру основания резервуара, при этом число присоединений должно быть не менее двух .

Сведения о наличии резервуаров и резервуарного оборудования:

N резервуара по технологичес- кой схемеХранимый нефтепродуктХарактер установки и исполнениеНоминальная вместимость куб.мГод постройкиРВС-1НПНаземный вертикальный стальной10001999РВС-2НПНаземный вертикальный стальной10001999РВС-3НПНаземный вертикальный стальной30002005

8 Технологические трубопроводы

В состав технологических трубопроводов входят: трубопроводы, соединительные детали трубопроводов, запорная регулирующая и предохранительная арматура, узлы учета и контроля, фильтры, грязеуловители и другие устройства.

Все технологические трубопроводы должны быть отградуированы согласно методическим указаниям «Вместимость технологических трубопроводов. Методика выполнения измерений» РД 112 РСФСР-023-89.

Эксплуатация трубопроводов, отработавших расчетный срок службы, допускается в установленном порядке.

За расчетное давление в трубопроводе принимается:

• расчетное давление в емкости или резервуаре, с которым соединен трубопровод;
• для напорных трубопроводов (после насосов) максимальное давление, развиваемое насосом при закрытой задвижке со стороны нагнетания;
• давление срабатывания предохранительного клапана, установленного на поршневом насосе.

Протяженность трубопроводов светлых нефтепродуктов: диаметр-150 мм - 100 м;

8.1 Трубопроводная арматура

Арматура трубопроводов - наиболее ответственный элемент, поэтому должен быть тщательный постоянный контроль за исправностью арматуры, за состоянием сальниковой набивки, за прокладками.

Сальниковая набивка арматуры должна быть изготовлена из плетеного шнура квадратного сечения со стороной, равной ширине сальниковой камеры. Из такого шнура на оправке должны быть нарезаны заготовки колец со скошенными под углом 45 концами.

Кольца набивки следует укладывать в сальниковую коробку в разбежку линий разреза с уплотнением каждого кольца. Высота сальниковой набивки должна быть такой, чтобы грундбукса в начальном положении входила в сальниковую камеру не более чем на 1/6-1/7 ее высоты, но не менее чем на 5 мм.

Сальники следует подтягивать равномерно без перекоса грундбуксы.

Для обеспечения плотности сальникового уплотнения необходимо следить за чистотой поверхности шпинделя и штока.

Прокладочный материал для уплотнения соединения крышки с корпусом арматуры следует выбирать с учетом химического воздействия на него транспортируемой среды, а также в зависимости от давления и температуры.

Ход шпинделя в задвижках и вентилях должен быть плавный, а затвор при закрывании или открывании арматуры должен перемещаться без заедания.

Для создания плотности запорную арматуру следует закрывать с нормальным усилием. Не допускается применять добавочные рычаги при открывании и закрывании арматуры.

Ревизию и ремонт трубопроводной арматуры, в том числе и обратных клапанов, как правило, производят в период ревизии трубопровода .

9. Эксплуатация и обслуживание технологических насосов

Насосная станция предназначена для перекачки нефтепродуктов из резервуаров на автоналивную эстакаду.

На территории имеются следующие насосные станции:

насосная приема светлых нефтепродуктов;

насосная отпуска светлых нефтепродуктов;

9.1 Назначение насосов

Насосы внешней откачки Н-1,2 ЦНС 60/330 - 2 шт.;

Насосы технологические Н-1, Н-2 ЦНС 38/44 - 2 шт;

10 Вспомогательные системы

Практика эксплуатации НПС показывает, что продолжительность бесперебойной работы насосных агрегатов определяется состоянием подшипников и торцовых уплотнений и зависит от нормальной работы вспомогательных систем: смазки, дренажа, сбора и откачки утечек нефти, системы сглаживания волн давления, оборотного водоснабжения охлаждений электродвигателя, приточно-вытяжной вентиляции, охлаждение подшипников электродвигателя.

10.1 Системы пожаротушения

Стационарные (краткая характеристика)

Емкости противопожарного запаса воды, общий объем 1245 куб.м.

Передвижные (краткая характеристика)

Для ж/д сливоналивной эстакады, поста налива автоцистерн, здания насосной предусматривается тушение пожаров передвижной пожарной техникой.

10.2 Система водоснабжения

Источники водоснабжения (краткая характеристика, точка подключения):

Водоснабжение осуществляется привозной водой. Диаметр сети - 100 мм. Давление - 0.3 мПа. Водопровод подведен к гаражному боксу, зданию конторы.

10.3 Система канализации

(Краткая характеристика, точка подключения):

Промышленно-ливневая канализация :

С площадки ж/д эстакады - в сборник емкостью 60 куб.м., через установку локальной очистки сточных вод

С площадки АСН - 5 ВГ - в сборник емкостью 60 куб.м., через установку локальной очистки сточных вод

С обволования резервуарного парка

Хозяйственно-бытовая канализация:

От системы канализации гаражного бокса и здания конторы в сборник емкостью 60 куб.м., установленного за гаражным боксом, с дальнейшей утилизацией специализированной организацией

10.4 Система теплоснабжения

Источники получения тепла (краткая характеристика, точка подключения)

Собственная газовая котельная с 2 котлами ЯИК-100. Источником газоснабжения является существующий газопровод высокого давления ?57?3,5 мм с точкой врезки перед существующим шкафным ГРП . Отопительная расположена в здании автогаража, от которой отапливается: автогараж 681,25 м2 и административное здание 263,7 м2 (общий расход газа составляет 19,2 м3).

Заключение

Нефтебазы, выполняя важные функции по приему, хранению и выдаче нефтепродуктов для распределительной сети автозаправочных станций системы нефтепродуктообеспечения, являются объектами повышенной опасности.

В структуру нефтебаз входят непосредственно резервуарные парки хранения нефтепродуктов, а также технологические насосные станции, железнодорожные и автомобильные сливо-наливные эстакады, лаборатории контроля качества и очистные сооружения. Проходя производственную практику на участке слива-налива нефтепродуктов АО «КМК Мунай», я сделал вывод о том, что разработка мероприятий и внедрение технических решений, предупреждающих и исключающих опасные факторы, влияющих на промышленную и пожарную безопасность данных объектов, является обязательным при эксплуатации нефтебаз и складов нефтепродуктов. Разрабатываемые проектные решения должны иметь практическую реализацию в части обеспечения промышленной и пожарной безопасности, предотвращения аварий, образования взрывопожароопасной среды и источников зажигания.

Таким образом, исключительно важным фактором с точки зрения величины потерь при пожаре на нефтебазе является его предотвращение. Здесь на помощь приходят современные методы контроля и сигнализации за соответствующими параметрами в резервуаре, на насосной станции и другими структурными частями нефтебазы. На мой взгляд, следует акцентировать особое внимание именно на этих факторах, технически усовершенствуя системы безопасности и модернизируя оборудование предприятия.

замерный нефтяной газ резервуар

Список литературы

1.Коршак, А. А. Основы нефтегазового дела/ А. А. Коршак, А. М. Шаммазов. - Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002. - 544с.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕГНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАН

Больше работ по теме: