книги / Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти и газа

тичность люка обеспечивается прокладкой. Дыхательные клапана устанавливают на резервуарах над огневыми предохранителями для поддержания в газовом пространстве расчетного давления или вакуума. Они предназначены для сокращения потерь нефтепродуктов от испарения, что достигается ограничением выхода газов при закачивании и изменением температуры, давления и упругости паров нефтепродуктов в резервуаре в течение суток. Дыхательные клапаны рассчитаны на рабочее давление до 2 кПа и вакуум 0,25 кПа.

Таблица 1 0 . 1 Технические данные резервуаров

Клапаны предохранительные гидравлические предназначены для регулирования давления в газовом пространстве резервуара при неисправности дыхательного клапана, а также в случае, если проходное сечение дыхательного клапана окажется недостаточным для быстрого пропуска газа или воздуха. Предохранительные клапаны устанавливают параллельно с дыхательными (механическими). Предохранительные клапаны рассчитаны на избыточное давление 2,5 кПа и вакуум 0,33 кПа.

Огневые предохранители и служат для предохранения отвспышки или взрыва паров нефтепродуктов внутри резервуара вслучае проникновения огня, искр через дыхательный или предо-

321

хранительный клапан. Принцип действия огневых предохранителей основан на том, что пламя при взрыве газовых смесей не проникает через отверстия с малым поперечным сечением. В качестве огнепреградительного материала применяют алюминиевую фольгу (0,3–0,5 мм), металлическиесетки, гофрированныелистыит.п.

Рис. 10.12. Схема товарного резервуара: 1 – дыхательный клапан; 2 – огневой предохранительный; 3 – уровнемер дистанционный универсальный; 4 – маршевая лестница; 5 – люк-лаз; 6 – шарнирная подъемная труба; 7 – хлопушка; 8 – задвижка; 9 – приемно-раздаточный патрубок; 10 – управление хлопушкой; 11 – пенокамера; 12 – предохранительныйклапан

Световые люки монтируют на крыше резервуара для проветривания; их также используют при подготовке к ремонту, для подъема хлопушек и подъемных труб в случае их повреждения; для этой операции пользуются аварийным тросом, прикрепленным к люку.

10.4. Установка предварительного сброса воды (УПСВ)

Установки предварительного сброса воды предназначены для дегазации нефти, отбора и очистки попутного газа, сброса пластовой воды под избыточным давлением (рис. 10.13). Конструкция

322

установок выполнена на базе отработанной конструкции нефтегазовых сепараторов со сбросом воды НГСВ. Установки представляют собой горизонтальные аппараты, снабженные технологическими штуцерами и штуцерами для КИПиА. Внутри аппарата расположены: устройство ввода, успокоительная перегородка, секция коалесценции, струнный каплеотбойник для очистки газа и секция сбора нефти. Для улучшения разделения нефтегазовой смеси на входеНГСВустанавливаетсядепульсатор, обеспечивающийотвод, минуя аппарат, основного количества выделившегося газа, а также послойный ввод водонефтяной эмульсии и сбросной воды раздельными потоками в соответствии с их плотностью в среднюю инижнююотстойныезоныаппарата.

Рис. 10.13. Схема УПСВ: 1 – узел распределения; 2 – успокоительный коллектор; 3 – узел предварительного распределения; 4 – газоводоотделитель; 5 – газовый сепаратор; 6 – отстойник воды; 7 – буферная емкость для нефти; 8 – насос; 9–11 – узлы замеров газа; нефти и воды соответственно; 12 – насос для воды; 13 – блок нагрева; 14 – буферная емкость для воды; 15 – дренажная емкость; 16 – блок для реагента; н – нефть; в – вода; г – газ: д – дренаж; т – теплоноситель; у – уравнительная линия газа;

РУ – регулятор межфазного уровня

Принцип работы: газ из депульсатора подается в аппарат через штуцер ввода газа, проходит успокоительную перегородку, секцию коалесценции, где происходит дополнительное отделение капельной жидкости. Окончательная очистка газа производится струнным каплеотбойником. Вода с незначительным содержанием нефти подается из депульсатора в нижнюю часть

323

аппарата через штуцер входа воды. В нижней части аппарата вода окончательно отделяется от нефти, накапливается до перегородки секции сбора нефти и отводится через штуцер выхода воды. Нефть с незначительным содержанием газа и воды подается в вводное устройство, где плавно распределяется по верхнему уровню жидкой фазы, не перемешивая поток с водой, проходит через успокоительную перегородку, секцию коалесценции, где происходит окончательное отделение остатков газа и воды, поступает в секцию сбора нефти и оттуда выводится из аппарата. В зависимости от свойств нефтеводогазовой смеси допускается поставка установки УПСВ без депульсатора.

10.5. Установки комплексной подготовки нефти

Схемы установок комплексной подготовки нефти, в составе которых есть блоки стабилизации нефти, могут быть различными. На рис. 10.14 приведена схема установки комплексной подготовки нефти (УКПН), на которой осуществляются процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти. Левая часть схемы, включая отстойник 3, представляет собой установку обезвоживания, в которой сырая нефть по линии I с помощью насоса 1 направляется в теплообменник 2, где нагревается стабильной нефтью, поступающей по линии V с низа стабилизационной колонны 6. Подогретая нефть по линии II подается в отстойник 3, а из отстойника обезвоженная нефть по линии III направляется в следующий отстойник или электродегидратор 4.

Впоток обезвоженной нефти добавляется пресная вода по линии IX для отмывки солей.

Внекоторых случаях для улучшения степени обессоливания вместо одного отстойника или электродегидратора применяют два последовательно включенных аппарата. В них происходит окончательное обессоливание нефти. Обессоленная нефть после электродегидратора (отстойника) по линии IV через теплообменник 5 поступает в отпарную часть стабилизационной колонны 6.

Втеплообменнике 5 нефть нагревается до 140–160 °С за счет тепла стабильной нефти, поступающей по линии V с низа колонны 6.

324

Процессы обезвоживания и обессоливания протекают обычно при довольно умеренных температурах (около 50–60 °С) и редко при более высоких (до 80 °С).

Рис. 10.14. Технологическая схема подготовки нефти: 1, 9, 11 – насосы; 2 – теплообменник; 3 – отстойник; 4 – электродегидратор; 5 – теплообменник; 6 – стабилизационная колонна; 7 – конденсатор-холодильник; 8 – емкость орошения; 10 – печь; 12 – запорное устройство; линии: I – сырая нефть; II – подогретая нефть; III – обезвоженная нефть; IV – обессоленная нефть; V, XI – стабильная нефть; VI – верхний продукт колонны; VII – широкая фракция; VIII – дренажнаявода; IX – подачапреснойводы; X – легкиеуглеводороды(газ)

Процесс стабилизации нефти, под которым понимается отделение от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций, осуществляется в специальных стабилизационных колоннах под давлением и при повышенных температурах. После отделения легких углеводородов из нефти последняя становится стабильной и может транспортироваться до нефтеперерабатывающих заводов без потерь. Отделившись в стабилизационной колонне, легкие фракции конденсируются и перекачиваются на газофракционирующие установки или газобензиновые заводы для дальнейшей переработки.

10.6. Системы сбора продукции на газовых месторождениях

Существующие системы сбора природного газа классифицируются по степени централизации технологических объектов подготовки газа; конфигурации трубопроводных коммуникаций; рабочему давлению

325

При выборе системы сбора руководствуются следующими соображениями: обеспечение бесперебойной подачи газа; маневренность системы; удобство обслуживания газосборных сетей при минимизации расходов на их сооружение и эксплуатацию.

По уровню рабочего давления системы сбора газа делятся:

на системы низкого давления (от 0, до 0,8 МПа);

среднего давления (от 0,8 до 1,6 МПа);

высокого давления (более 1,6 МПа).

По степени централизации технологических объектов подготовки газа системы сбора разделяют на индивидуальные, групповые, централизованные.

Индивидуальная система сбора газа. При индивидуаль-

ной системе сбора каждая скважина имеет свой комплекс сооружений для подготовки газа, после которого газ поступает в сборный коллектор и далее на центральный сборный пункт (ЦСП). Система применяется в начальный период разработки месторождения, а также на промыслах с большим удалением скважин друг от друга.

Недостатки индивидуальной системы сбора газа на промыслах: сложность организации постоянного и высококвалифицированного обслуживания, автоматизации и контроля за работой этих объектов; увеличение суммарных потерь газа по промыслу за счет наличия большого числа технологических объектов.

Групповая система сбора. При групповой системе сбора весь комплекс по подготовке газа сосредоточен на групповом сборном пункте, обслуживающем несколько близко расположенных скважин. Групповые сборные пункты подключаются к промысловому сборному коллектору, по которому газ поступает на центральный сборный пункт и далее потребителю

(рис. 10.15).

Достоинства: групповые системы сбора получили широкое распространение, так как их внедрение позволяет увеличить мощность и коэффициент загрузки технологических ап-

326

паратов, уменьшить число объектов контроля, обслуживания и автоматизации, а в итоге – снизить затраты на обустройство месторождения.

Рис. 10.15. Групповая система сбора газа

Централизованная система сбора газа. При этой системе сбора газ от всех скважин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому центральному сборному пункту, где осуществляется весь комплекс технологических процессовподготовкигаза, иоткудаоннаправляетсяпотребителям.

Достоинства: наибольшая концентрация технологического оборудования, за счет применения более высокопроизводительных аппаратов; уменьшенные металлозатраты и капитальные вложения в подготовку газа.

Классификация газосборных систем по конфигурации трубопроводных коммуникаций:

бесколлекторные – газ поступает на ЦПС со скважин по индивидуальным линиям;

коллекторные – отдельные скважины подключаются к коллекторам, а уже по ним газ поступает на ЦСП.

327

11. ОХРАНА ТРУДА И БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

11.1. Охрана труда при ведении работ на открытом воздухе в холодное время года при низких температурах

Общие требования безопасности

1.1.Работникам, работающим в холодное время года на открытом воздухе или в закрытых необогреваемых помещениях,

атакже грузчикам, занятым на погрузочно-разгрузочных работах, и другим работникам, в необходимых случаях предоставляются специальные перерывы для обогревания и отдыха, которые включаются в рабочее время. Работодатель обязан обеспечить оборудование помещений для обогревания и отдыха работников.

1.2.Дополнительные перерывы для обогрева работников, приостановка работы на объектах осуществляется в зависимости от установленных для субъекта РФ предельных значений температурынаружного воздухаискоростиветравданномклиматическом районе. Установлены следующие значения температуры наружного воздухаискоростиветравПермском климатическомрайоне:

– при температуре минус 25 °С с ветром до 3 баллов (3,4–5,4 м/с) и минус 27 °С без ветра работающим на открытом

воздухе предоставляются перерывы для обогрева и отдыха в течение 10 минут через каждый час работы, которые включаются в рабочее время;

– при температуре минус 25 °С с ветром силой более 3 баллов и минус 35 °С и ниже без ветра работы на открытом воздухе прекращаются.

1.4.Каждый трудовой коллектив должен быть обеспечен помещением для обогрева, отдыха и сушки одежды.

1.5.Для замера температуры наружного воздуха на производственном объекте должен быть установлен термометр в защищенном от солнечных лучей исполнении. Показания термо-

329

метра заносятся в журнал перед началом работы каждой вахты при достижении температуры наружного воздуха и скорости ветра максимально допустимых значений.

Требования безопасности перед началом работ

1.1.Перед началом работы необходимо узнать температуру окружающей среды и скорость ветра.

1.2.Проверить исправность, состояние, комплектность спецодежды, спецобувиидругихсредствиндивидуальнойзащиты.

Требования безопасности во время работы

1.1.При изменении погодных условий в сторону критических в течение рабочей смены данные термометра должны быть записаны в сменном журнале.

1.2.В случае прекращения работ составляется акт о приостановке работ по причине критически низкой температуры.

1.3.В ситуациях, когда перерыв технологического процесса может повлечь за собой нарушение технологического регламента, создание аварийной ситуации, опасность для жизни и здоровья работающих и загрязнение окружающей среды, прекращение работы заменяется чередованием смен работающих и выполнением необходимых мероприятий.

1.4.В холодное время года при работе операторов по обходу скважин, а также других работников, выполняющих задания

вполевых условиях, необходимо обеспечить выполнение ряда мероприятий:

– работникам в количестве не менее двух человек в случае критических значений температуры обходить (объезжать) скважины, нефтепромысловые трубопроводы;

– обеспечить наличие у работников, задействованных в полевых условиях и на обходах, постоянной и надежной связи;

– составить графики постоянного выхода на связьработников, задействованных в полевых условиях и на обходе, с оповещением непосредственныхруководителей подразделенийоходеработы;

330