2

ФГОУ ВПО

Оренбургский Государственный Аграрный Университет

Кафедра техносферной безопасности

и биоинженерии

Курсовая работа

на тему: "Анализ обеспечения производственной и экологической безопасности на Родниковском нефтяном месторождении"

Выполнил: студент 41 гр. БЖД

Чертыковцев Н. И.

Проверил:

Оренбург 2008

Содержание

• Содержание 2
• Перечень принятых сокращений 4
• Введение 5
• 1. Общая характеристика производственного объекта 8
• 2. Характеристика исходного сырья и реагентов 9
• 2. 1. Характеристика сырья и готовой продукции 9
• 2. 2. Характеристика вспомогательных материалов 11
• 3. Краткое описание технологического процесса 14
• 4. Основные технические решения 16
• 5. Управление производством 17
• 5. 1. Основные проектные решения 17
• 5. 2. Организация труда управления 17
• 6. Обеспечение производственной безопасности 21
• 6. 1. Технологические решения 21
• 6. 2. Электротехнические решения 23
• 6. 3. Водоснабжение и канализация 24
• 6. 4. Характеристика производственных объектов по степени взрыво-, пожаро- и взрывопожарной опасности 25
• 6. 5. Противопожарные мероприятия 28
• 6. 5. 1. Основные технологические решения по предупреждению взрывов и пожаров 28
• 6. 5. 2. Водоснабжение для противопожарных мероприятий 33
• 6. 6. Охрана труда 38
• 7. Обеспечение экологической безопасности 41
• 7. 1. Котельная как источник выбросов 41
• 7. 2. Факельные установки по сжиганию газа 43
• 7. 3. Утилизация промливневой воды 44
• Заключение 46
• Литература 48

Перечень принятых сокращений

АОВ - аппарат очистки воды

БДВ - блок дегазации воды

БР - блок реагентов

БУОН - блок унифицированного обезвоживания нефти

ВЛ - высоковольтные линии

ДВК - довзрывоопасная концентрация

ДЕ - дренажная емкость

ДНС - дожимная насосная станция

ИУС - информационная управляющая система

КДФ - концевой делитель фаз

КИП и А - контрольно-измерительные приборы и аппаратура

КНГС - концевой нефтегазовый сепаратор

НПО - научно-производственное объединение

НГДУ - нефтегазовое добывающее управление

ПАВ - поверхностно-активные вещества

ПАЗ - противоаварийная защита

ППД - поддержание пластового давления

СВБ - сульфатвосстанавливающие бактерии

ТФС - трех фазный сепаратор

УКПГ - установка комплексной подготовки газа

УПН - установка по подготовке нефти

УПСВ - установка пластового сброса воды

Введение

Нефтяная и газовая промышленности являются составной частью топливно-энергетического комплекса нашей страны.

Нефтяная промышленность - отрасль тяжелой индустрии, включающая разведку нефтяных и нефтегазовых месторождений, бурение скважин, добычу нефти и попутного газа, трубопроводный транспорт нефти [32].

Нефть как топливо практически не используется. Она подвергается переработке и все получаемые из сырой нефти продукты можно разложить на две группы: идущие на непосредственное потребление или используемые как исходное сырье для химической промышленности. Велика роль нефти и в политике. Регулирование поставок нефти в страны ближнего зарубежья является, по сути дела, важным аргументом в диалоге с новыми государствами.

В нашей стране интенсивное развитие нефтяной, а позднее и газовой промышленности началось после Великой Октябрьской революции. Отечественная нефтяная промышленность обеспечивала потребности страны в годы индустриализации и трудные военные годы. В предвоенный период началась добыча нефти в районах между Волгой и Уралом, а позднее в Западной Сибири. Эти районы в настоящее время составляют основную базу нашей нефтяной и газовой промышленности.

Нынешнее состояние нефтяной промышленности России характеризуется сокращением объемов прироста промышленных запасов нефти, снижением качества и темпов их ввода; сокращение объемов разведочного и эксплуатационного бурения и увеличением количества бездействующих скважин; повсеместном переходе на механизированный способ добычи при резком сокращении фонтанирующих скважин; отсутствием какого-либо значительного резерва крупных месторождений; необходимостью вовлечения в промышленную эксплуатацию месторождений; расположенных в не обустроенных и труднодоступных районах; прогрессирующим техническим и технологическим отставанием отрасли; недостаточным вниманием к вопросам социального развития и экологии.

Значение нефти как источника энергии и сырья для нефтехимической промышленности возрастает, в связи с чем ежегодно увеличиваются объемы танкерных перевозок, строятся новые магистральные подводные и подземные нефтепроводы, осваиваются новые месторождения. В то же время нефтяная индустрия по инерции продолжает развиваться по принципу "максимальной эксплуатации" природных ресурсов.

Огромная по масштабам техносфера, созданная людьми в качестве второй природы, отрицательно воздействует на климат планеты, недра земли, гидросферу. Потребление нефти на планете, осуществляемое в огромных количествах и с огромными скоростями, значительно опережает скорость и количество образования ее в недрах. Экологическая опасность в регионах нефтехимии нарастает в связи с применением высоких давлений, температур, скоростей, новых, в том числе незамкнутых, технологий переработки нефти [30].

Государство обязано регулировать нефтедобычу путем проведения федеральной и региональной политики, направленной на формирование таких условий экологически эффективного природопользования, при которых собственные интересы производителя побуждали бы его действовать в интересах государства и устойчивого развития общества. Безусловно, в быстро меняющихся условиях современной экономики нельзя раз и навсегда найти решение, удовлетворяющее интересы всех субъектов недропользования, но можно постоянно поддерживать между ними некоторое динамическое равновесие отрасли, то есть такое развитие нефтедобычи, которое "Удовлетворяет потребности настоящего времени, но не ставит под угрозу способность будущих поколений удовлетворять свои собственные потребности".

Существует два основных направления природоохранной деятельности:

1) очистка вредных выбросов предприятий. Этот путь малоэффективен, так как, следуя ему, далеко не всегда удается прекратить поступление вредных веществ в биосферу;

2) устранение самих причин загрязнения, что требует разработки малоотходных, а в перспективе и безотходных технологий производства.

Этот путь наиболее эффективен и экономичен. Для достижения высоких эколого-экономических результатов необходимо совместить процесс очистки с процессом утилизации уловленных веществ, что сделает возможным объединение первого направления со вторым.

Кроме экологической опасности нефтяная промышленность, а в первую очередь нефтяные месторождения, несет потенциальную угрозу жизни человека в результате нарушений технологических режимов, аварий и катастроф [30].

Поэтому на современном этапе развития нефтедобычи большое внимание стоит уделять:

* организационным мероприятиям по созданию системы охраны окружающей среды;

* мероприятиям по профилактике аварийных выбросов;

* мероприятиям по обеспечению безопасности и надежности эксплуатируемого оборудования;

* повышение эффективности и мощности очистных сооружений;

* улучшению систем пожарной безопасности;

* экологический мониторинг.

Из выше сказанного вытекает и актуальность данной темы. Она заключается в том, чтобы создать на нефтедобывающем промысле безопасные как для человека, так и для окружающей природной среды условия путем усовершенствования технологических процессов и улучшения условий труда.

1. Общая характеристика производственного объекта

Родниковское нефтяное месторождение находится в Шарлыкском районе Оренбургской области в 50 км. от пос. Пономаревка.

На Родниковском месторождении, в связи с освоением новых скважин и увеличением объемов добычи нефти была построена дожимная насосная станция ДНС, предназначенная для сбора, частичного разгазирования нефтегазоводяной эмульсии со скважин и последующего транспорта на Пономаревскую УПН. В течение нескольких лет были проведены строительно-монтажные работы по обустройству Родниковского месторождения, связанные с вводом и размещением новых сооружений, примыкающих к площадке ДНС.

Технологический комплекс Родниковского нефтяного месторождения представляет собой установку предварительного сброса пластовой воды (УПСВ).

Установка предварительного сброса воды Родниковского месторождения предназначена для промысловой подготовки нефти: отделения газа от нефти, обезвоживания последней до 5-10 % обводненности, дополнительной очистки попутного нефтяного газа с использованием для собственных нужд, отделения, подготовки и утилизации пластовой воды для заводнения скважин с целью поддержания пластового давления.

2. Характеристика исходного сырья и реагентов

2. 1. Характеристика сырья и готовой продукции

Сырьем установки предварительного сброса воды (УПСВ) является продукция скважин Родниковского месторождения. Добываемая из скважин нефть имеет в своем составе пластовую воду (в эмульгированном состоянии), различные минеральные соли -- хлористый натрий NаСl, хлористый кальций СаСl₂, хлористый магний МgС1₂ и т. д., механические примеси. В состав нефти входят и различные газы органического и неорганического происхождения. Содержание воды, газа и водных растворов минеральных солей - все это в целом, приводит к тому, что поступающая на данную установку нефть является трудноразрушаемой эмульсией, которую транспортировать далее экономически нецелесообразно.

Для разрушения водогазонефтяной эмульсии используются специальные технологические операции с применением различных вспомогательных реагентов.

Нефть Родниковского месторождения представляет собой маслянистую жидкость темно-коричневого цвета, со специфическим запахом. По химическому составу нефть является сложной смесью углеводородов.

Физико-химические свойства продукции скважин Родниковского месторождения и компонентный состав представлены в таблицах 2. 1 и 2. 2.

Таблица 2. 1. Физико-химические свойства нефти Родниковского месторождения

Наименование	Значение для пласта Д3
Плотность, г/см3	0,850
Вязкость, МПа. с	10
Рабочий газовый фактор, м3/м3	59,8
Обводненность, %	30-60 (со временем увеличивается и может достигать >90)

Таблица 2. 2. Компонентный состав пластовой нефти Родниковского месторождения

Компоненты	Состав
	% мольн.	% масс.
Азот	2,55	0,453
Метан	14,82	1,505
Этан	10,18	1,938
Пропан	10,78	3,010
Изо-бутан	1,32	0,486
П-бутан	4,95	1,822
Изо-пентан	2,10	0,959
П-пентан	3,78	1,727
Гексан	3,30	1,801
Гептан	4,26	2,703
Остаток	41,96	83,596

Результаты анализа попутного газа после сепарации и сброса воды на Родниковской УПСВ приведены в таблице 2. 3.

Таблица 2. 3. Физико-химические свойства газа

№п/п	Наименование показателя	Един. Изм.	Значение
1	Плотность	кг/м3	1. 024
2	Состав газа по ГОСТ 13379-77:
	Сероводород	%мольн.	0
	Азот	%мольн.	7,14
	Углекислый газ	% мольн.	0,2
	Метан	%мольн.	58,12
	Этан	%мольн.	20,02
	Пропан	% мольн.	11,11
	i - бутан	% мольн.	0,89
	n - бутан	%мольн.	2,13
	Пентан	% мольн.	0,39
З	Газовый фактор	м3/м3	50,9
4	Теллотворная способность газа	ккал/м3	20255,72

Попутно-добываемые воды представляют собой рассолы хдоркальциевого типа, общая минерализация воды достигает 275,18 мг/л, плотность при 20 ⁰С составляет 1186 кг/м3, pH равен 3,9, содержание нефтепродуктов до 1000 мг/л, содержание механических примесей до 200 мг/л.

Расход пластовой воды, сбрасываемой с Родниковской УПСВ, составляет 1600 м³ /сут. Пластовая вода после подготовки на очистных сооружениях используется в системе поддержания пластового давления (ППД). Качество очищенной пластовой воды для системы ППД по показателям концентраций нефтепродуктов и механических примесей, которые не должны превышать 50 мг/л по содержанию нефтепродуктов и 40 мг/л -- по содержанию механических примесей.

2. 2. Характеристика вспомогательных материалов

Для разрушения нефтяных эмульсий на Родниковской УПСВ предусмотрено использование деэмульгаторов - поверхностно-активных веществ (ПАВ), обладающих большой активностью. Наибольшее распространение получили деэмульгаторы, являющиеся неионогенными поверхностно-активными веществами. Физико-химические свойства деэмульгаторов, применяемых на Родниковской УПСВ, приведены в таблице 2. 4.

Таблица 2. 4. Физико-химические свойства деэмульгаторов

Наименование деэмульгатора	Наименование показателя	Данные анализа
Проксамин НР-71 (производитель ПО "Оргсинтез")	Назначение	Применяется для обезвоживания и обессоливания эмульсий сырых нефтей
	Состав	70% раствор в метаноле блоксополимера, окиси этилена и пропилена на основе этилендиамина
	Внешний вид	Подвижная прозрачная жидкость от светло-коричневого до светло- желтого цвета
	Плотность при 200С, г/см3	960-970
	рН	6-9
	Температура кипения, 0С	64
	Температура застывания, 0С	-30
	Токсичность	4 класс опасности
Диссольван 4490 (производитель oechst AG, Германия)	Назначение	Применяется для обезвоживания и обессоливания эмульсий сырых нефтей
	Состав	50% раствор неионогенного ПАВа, метанол в ароматических углеводородах
	Внешний вид	Жидкость от красного до коричневого цвета
	Плотность при 200С, г/см3	910-950
	рН	7-8
	Температура кипения, 0С	65
	Температура вспышки, 0С	8
	Температура застывания,0С	-45
	Токсичность	4 класс опасности

Содержащиеся в пластовой воде минеральные соли, в случае нагрева водогазонефтяной эмульсии в подогревателях, способны выпадать в кристаллические осадки (солевые отложения), поэтому для предупреждения отложения неорганических солей используется химический метод защиты с применением ингибиторов солеотложения.

Расход используемых вспомогательных реагентов приведен в таблице 2. 5. Наилучший эффект действия этих реагентов достигается при максимальных дозировочных концентрациях.

Таблица 2. 5. Основные расходные показатели химических реагентов

№ п/п	Наименование показателя	Ед. изм.	Деэмульгатор (диссольван 4490)	Ингибитор солеотложения (инкредол-1)
1	Расчетный расход нефти	м3/ч	125,8
2	Расчетный расход воды	м3/ч	90,04
3	Дозировка	г/м3	40 (по нефти)	20 (по воде)
4	Расход реагента (объемный)	л/ч	5,366	1,385
5	Расход реагента (массовый)	кг/ч	4,829	1,801
6	Месячный расход	м3/мес	3,863	0,997
7	Принятое оборудование ввода	-	БР-10	БР-2,5
8	Объем емкости блока БР	м3	1,107	1,107
9	Дополнительный резервуар	м3	2,756	-

Кроме того, в целях защиты трубопроводов и оборудования от коррозионного влияния минерализованной пластовой воды, а также для предупреждения образования сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ)применяются ингибиторы коррозии с усиленным бактерицидным действием, например, марки КБИ, Сонкор-9920, Сонцид-8104, СНПХ- 1002. Физико-химические свойства ингибиторов коррозии, применяемых наРодниковской УПСВ, приведены в таблице 2. 6. Расход ингибитора коррозии составляет 25-40 г/м3.

3. Краткое описание технологического процесса

На установке предварительного сброса воды Родниковского месторождения осуществляются следующие технологические операции:

- дозированная подача химических реагентов (деэмульгаторов и ингибиторов солеотложений) в технологическую линию перед сепарацией продукции скважин в концевом делителе фаз (КДФ) и трехфазном сепараторе (ТФС) с целью подготовки сырьевого потока к расслоению и избежание образования солеотложений;

- предварительное обезвоживание водонефтяной эмульсии, совмещенное с I ступенью сепарации (в КДФ и в ТФС);

- нагрев водонефтяной эмульсии в подогревателях ПП-1,6 МГ до температуры 30 ⁰С;

- II (горячая) ступень сепарации в концевом нефтегазосепараторе
(КНГС);

- осушка газа сепарации и использование для внутренних нужд;

- обезвоживание водонефтяной эмульсии в блоке унифицированного обезвоживания нефти БУОН -1,2 до остаточного водосодержания не более 10 % об. ;

- транспорт обезвоженной нефти на Пономаревскую УПН;

- глубокая очистка пластовой воды от нефтепродуктов в аппарате очистки воды АОВ-1,2;

- дегазирование пластовой воды в блоке дегазации воды БДВ;

- транспорт подготовленной до требований ОСТ 39-225-88 [12], ОСТ 39-133-81 [13] пластовой воды в систему поддержания пластового давления;

- подачу воды с водозаборных скважин на насосную станцию для заводнения;

- сбор аварийных сбросов с предохранительных клапанов, установленных на КДФ, ТФС, КНГС в факельную систему высокого давления;

- сбор аварийных сбросов с предохранительных клапанов, установленных на БДВ и отвод газа дегазации из БДВ на факельную систему низкого давления УПСВ;

- сбор аварийных сбросов с предохранительных клапанов, установленных на БУОН- 1,2, АОВ- 1,2 и отвод газа из аппаратов АОВ- 1,2 в дренажную емкость ДЕ-7 с последующим отводом газа на факельную систему низкого давления;

- сбор, утилизацию дренажных стоков после промывки, зачистки технологических аппаратов осуществляется в систему промливниевой канализации.

4. Основные технические решения

Установка предварительного сброса пластовой воды (УПСВ) предназначена для отделения пластовой воды из жидкости, поступающей из нефтяных скважин.

Объекты предварительного разделения продукции скважин Родниковского месторождения рассматриваются как составная часть единого технологического комплекса сооружений по сбору, транспорту, подготовке нефти.

Максимальный годовой уровень добычи нефти по месторождению ожидается в количестве 900 тыс. т, максимальный годовой объем добываемой жидкости -- 1900 тыс. м³, максимальные годовые ресурсы нефтяного попутного газа -- 53,8 млн. м³.

Транспорт нефти от ДНС с остаточным содержанием воды в ней 5 -- 10% предусмотрен по существующему трубопроводу Ду 200 мм на НПО Пономаревского месторождения. Часть попутно добываемого нефтяного газа первой ступени сепарации по ранее запроектированному газопроводу транспортируется на Ибряевский пункт сбора и далее на Покровские головные очистные сооружения. Другая часть идет как сырье для местной котельной и установок подогрева нефти. Газ, выделяющийся при очистке сточной воды, утилизируется на факельных установках.

Транспорт газа осуществляется безкомпрессорным способом за счет давления сепарации 0,65 МПа.

Собранная пластовая вода направляется на заводнение.

Ввиду значительной удаленности (50 км) существующей пожарной части на основании расчетов предусматривается пожарное депо на 2 машины.

5. Управление производством

5.1. Основные проектные решения

На месторождении предусматривается информационная управляющая система (ИУС), обеспечивающая текущий контроль параметров технологических процессов в соответствии с требованиями технологического регламента, управление технологическими процессами и противоаварийную защиту (ПАЗ).

ИУС обеспечивает формирование всех необходимых сигналов от датчиков измерения и сигнализации технологических параметров, поступающих на контроллер информационно-управляющей системы, приём этих сигналов от контроллера и поступление их на исполнительные механизмы и регуляторы.

5. 2. Организация труда управления

Данный раздел разработан в соответствии с действующими нормативами численности работающих нефтегазодобывающих управлений нефтяной промышленности [29], а также межотраслевыми требованиями и нормативными документами по организации условий и охраны труда рабочих и служащих.

При этом в основу разработки раздела положены:

- технические характеристики объектов и оборудования;

- рекомендации по рациональной расстановке рабочих мест, труда и использованию рабочего времени при обслуживании объектов;

- уровень автоматизации и механизации работ;

- необходимость постоянного контроля за состоянием технологических процессов на месторождении;

- необходимость организации нормальных условий труда, отвечающих правилам охраны труда.

Управление объектами предусмотрено из операторной с использованием ИУС, которая позволяет осуществлять контроль технологических процессов и обеспечивает противоаварийную защиту технологического оборудования. Режим работы всех запроектированных объектов, кроме установки подогрева воды с наливом в автомобили - непрерывный, в три смены по 8 часов, общий объем рабочего времени - 8400 ч/год.

Расчёт численности обслуживающего и ремонтного персонала произведен с использованием действующих отраслевых нормативов численности работающих, норм обслуживания запроектированных объектов в автоматическом режиме и нормативными требованиями по организации труда и отдыха трудящихся. Численность работников по зонам обслуживания приведена в таблице 5. 1.

Режим труда и отдыха трудящихся предусмотрен в соответствии с необходимым регламентом обслуживания производственных объектов.

Старшие операторы, операторы технологических установок, машинисты технологических насосов, операторы очистных сооружений работают круглосуточно с учётом подмены.

Электромонтёр и слесарь КИП и А работают, в основном, только в первую смену. Регламентные ремонтные работы выполняет выездная бригада работников, которые не включены в штатное расписание по обслуживанию проектируемых объектов.

Вся численность обслуживающего персонала объектов организационно входит в соответствующие структурные подразделения ранее запроектированной ДНС. Организационная структура управления представлена на рисунке 5. 1.

Таблица 5. 1. Численность работников

Наименование	Зона обслуживания	Функциональные обязанности	Категория	Количество работающих, ед.
				Всего	В т. ч. в 1 смену
1. Старший оператор	Щит операторной (все технологическиеобъекты)	Является руководителем всей производственной деятельности персонала сооружении. Самостоятельно ведёт технологический процесс с соблюдением технологического регламента, производственных инструкций, инструкций по технике безопасности Систематически анализирует работу смены. Рабочее место - операторная	Рабочий 6-го разряда	4	1
2. Оператор технологических установок	Щит операторной (все технологические объекты)	Высококвалифицированные рабочие, знающие технологический процесс, подчиняются старшему оператору, вместе с ним ведущие технологический процесс. Основное место работы -- операторная	Рабочий 4-го, 5-го разряда	4	1
З. Машинист технологи- ческих насосов	Насосное оорудование	Следит за работой насосов, устраняет неисправности в их работе	Рабочий 4-го разряда	4	1
4. Оператор очистных сооружений	Комплекс очистньх сооружений (буфер- дегазатор, БОПы, шламонакопитель, отстойники, резервуары, нефтеуловитель)	Наблюдение за состоянием очистных сооружений пластовой воды и канализационных стоков. Пуск и остановка механизмов для удаления шламоосадков и песка. Регулирование режимов работы сооружений	Рабочий 4-го разряда	4	1
5. Электромонтёр по ремонту и обслуживанию электрообо- рудования	Распределительные устройства, ТП, щиты станций управления и др. электро-оборудование	Обслуживание силовых и осветительных установок. Регулирование и проверка работы электрооборудования. Выявление и устранение отказов и неисправностей электрооборудования.	Рабочий 5-го разряда	1	1
6. Слесарь КИПиА	Операторная, технологические сооружения и оборудование, где имеются приборы КИП и А	Следит за исправностью приборов КИП и А, занимается их ремонтом, осуществляет контроль за периодической проверкой приборов и сдачей их в Госпроверку	Рабочий 6-го разряда	1	1
ИТОГО				18	6

Организационная структура управления

2

штат, предусмотренный ранее штат, предусмотренный в настоящее время. Рисунок 5. 1

Условия труда должны способствовать сохранению работоспособности персонала. Это достигается путём обеспечения безопасности и создания благоприятных в санитарно-техническом, психофизиологическом и эстетическом отношениях условий труда [31].

С этой целью предусмотрены безопасные и удобные подходы ко всем зонам обслуживания, соблюдены нормы освещенности рабочих мест, предусмотрены отопление, вентиляция, водоснабжение. Кроме того, в существующем здании производственно-бытового корпуса для работающих с непрерывным режимом работы предусмотрены бытовые помещения.

6. Обеспечение производственной безопасности

6. 1. Технологические решения

Решения по технике безопасности на объектах Родниковского месторождения разработаны в соответствии с действующими нормативными документами:

- РД 08-200-98. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности [22];

- ПБ 10-115-96. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов,

работающих под давлением [15];

- ПУиБЭФ-92, ПБ 09-12-92. Правила устройства и безопасной эксплуатации факельных систем [20];

- ПБ 03-108-96. Правила устройства и безопасной эксплуатации

технологических трубопроводов [14];

- ПУЭ. Минэнерго. Правила устройства электроустановок. 6-е издание. 1998 г. [21];

- СНиП 111-4-80. Техника безопасности в строительстве [24].

На основании нормативных документов предусмотрены решения по предотвращению возникновения аварийных ситуаций и обеспечению личной безопасности обслуживающего персонала.

Предусмотренные технологические аппараты с рабочим давлением свыше 0,07 МПа, а также материалы для их изготовления отвечают требованиям ПБ 03-108-96 [14].

На всех аппаратах и трубопроводах, где может возникнуть давление, превышающее расчетное, предусмотрена установка предохранительных клапанов. На технологических аппаратах, трубопроводах с постоянным рабочим процессом устанавливаются по два спаренных предохранительных клапана - рабочий + резервный. Существуют решения по замене одного из клапанов (для освидетельствования, ремонта, др.) без остановки технологического процесса при безусловном выполнении требований безопасности, Для этого перед клапанами предусмотрены переключающие устройства. Используются предохранительные клапаны с рычагами для принудительной продувки.

Предусмотрено использование запорной арматуры (задвижек, клапанов, вентилей), отвечающей рабочей среде.

Для удаления шлама и грязи из технологических аппаратов и трубопроводов предусмотрены дренажные линии. После выполнения строительно-монтажных работ на установке предусмотрено проведение мероприятий по повышению надежности технологической трубопроводной обвязки:

- контроль сварных стыков высокоточными радиографическим и ультразвуковым способами;

- очистка внутренних полостей трубопроводов от окалины и грязи - продувка воздухом через емкость-сборник.

После монтажа для технологических систем предусмотрено гидравлическое испытание: на прочность - давлением не менее 1,25 рабочего; на герметичность -- со снижением давления до рабочего. Показатели давления гидравлического испытания на прочность для каждого трубопровода приводятся на технологических схемах объектов. Для непосредственного выполнения испытания подрядной организацией должна составляться инструкция на последовательность проведения работ.

Пуск установки, а также каждое включение в работу технологических объектов после остановки должны проводиться с предварительной продувкой их инертным газом или нефтяным газом с давлением не больше 0,1 МПа в месте подачи. Вытеснение газовоздушной смеси считается законченным, если содержимое кислорода в газе, который выходит из аппарата (установки, трубопровода), составляет не более 1% объемных по показаниям газоанализатора.

Все строительно-монтажные работы должны вестись в соответствии со СНиП 111-4-80 "Техника безопасности в строительстве" [24].

6. 2. Электротехнические решения

Безопасная эксплуатация электроустановок площадки УПСВ обеспечивается:

- правильным выбором электрооборудования и кабельной продукции в соответствии с условиями эксплуатации, категорией и классом взрывоопасных зон;

- правильным выбором установок электрозащитных аппаратов;

- правильным подбором кабельной продукции по условиям нагрева;

- системой искусственного освещения: рабочего, аварийного, эвакуационного, ремонтного на пониженном напряжении -36 В и 12 В;

- наружным прожекторным освещением площадок, проходов и подъездов;

- системой заземления, зануления, молниезащиты и защитой от ее вторичных проявлений;

- системой грозозащиты технических средств;

- защитой от статического электричества;

- системой электрических и механических блокировок для безопасной эксплуатации высоковольтного оборудования трансформаторной подстанции и распределительного устройства 6 кВ.

Пожарная безопасность ВЛ обеспечивается применением негорючих конструкций опор, автоматическим отключением токов короткого замыкания заземлением всех опор.

Все строительно-монтажные работы должны вестись в соответствии со СНиП 111-4-80 "Техника безопасности в строительстве" [24].

Все электроустановки должны быть обеспечены необходимыми для безопасной эксплуатации защитными средствами, предупредительными плакатами и первичными средствами пожаротушения.

6. 3. Водоснабжение и канализация

При эксплуатации очистных сооружений, сетей и установок промливневой канализации необходимо придерживаться "Правил безопасности при эксплуатации установок подготовки нефти на предприятиях нефтяной промышленности" [18] и инструкций на рабочие места, которые разработаны в соответствии с требованиями правил безопасности и утверждены руководством предприятия.

Перед спуском в канализационные колодцы необходимо установить степень загазованности в пространстве колодца при помощи переносного газоанализатора и, при необходимости, осуществить вентиляцию с применением переносного вентилятора во взрывобезопасном исполнении.

Обеспечение работающих на установках водоснабжения, канализации и очистных сооружениях санитарно-бытовыми условиями и водой питьевого качества предусматривается в бытовых помещениях ДНС, оборудованных санитарно-техническими приборами и душевыми кабинами.

Работа установок и сооружений по очистке пластовой воды и промливневых стоков предусматривается круглые сутки без постоянного присутствия обслуживающего персонала. Основные технологические параметры контролируются системой с выдачей предупредительных сигналов об аварийных ситуациях и нарушении технологического режима в операторную.

Работы по обезвоживанию осадка проводятся под надзором обслуживающего персонала.

Работа сооружений должна проводиться в соответствии с технологическим регламентом, который утверждается руководством объекта. В целях своевременного сообщения о предаварийных ситуациях, которые обусловлены возникновением на технологических площадках и помещениях опасной загазованности, предусмотрены датчики довзрывных концентраций горючих паров и газов.

Установление датчиков предусмотрено в целях предупреждения:

- возможности повреждения оборудования в результате распространения дефекта; - загрязнения окружающей среды в связи с утечками сточных вод;

- пожаров и взрывов и обеспечения безопасных условий труда обслуживающего персонала.

6. 4. Характеристика производственных объектов по степени взрыво-, пожаро- и взрывопожарной опасности

В данном разделе приведены мероприятия по охране труда, технике безопасности, и пожарной безопасности, обеспечивающие максимальную безопасность обслуживающего персонала, снижающие вредность производства и его взрывопожарную опасность.

В состав сооружений Родниковского нефтяного месторождения входят: объекты и сооружения основного производственного назначения (установки на открытых площадках, подземные емкости); производственные объекты инженерного обеспечения на открытых площадках, в отопительных помещениях, а также надземные и подземные емкости.

С точки зрения опасных и вредных производственных факторов нефтепромысловые объекты характеризуются:

1) ведением технологических процессов на взрыво- и пожароопасных установках;

2) необходимостью обслуживания запорной и регулирующей арматуры, сепараторов, насосного и другого оборудования, находящегося под давлением;

З) возможностью (только в аварийных ситуациях) попадания в атмосферный воздух рабочих зон взрывопожароопасных газов и паров, которые присутствуют как в продукции скважин, так и вспомогательных материалах;

4) использованием в технологических процессах вредных химических веществ (деэмульгаторов, ингибиторов коррозии, биоцидов), которые могут влиять на персонал (только в аварийных ситуациях);

5) обслуживанием оборудования объектов в разных метеорологических условиях, в зимний период -- в условиях отрицательных температур;

6) выполнением работ по обслуживанию отдельных видов технологического оборудования на высоте, превышающей 2 м (до 5 м);

7) необходимостью выполнения газоопасных и огневых сварочных работ вблизи действующего технологического оборудования.

Опасные и аварийные производственные ситуации при промышленной подготовке, предварительном обезвоживании и транспортировании нефти, пластовой воды могут возникать, главным образом, вследствие нарушений технологического регламента эксплуатации оборудования, выполнения ремонтных и огневых работ без соблюдения инструкций по технике безопасности.

При выполнении сварочных работ возможно попадание в воздух рабочей зоны оксидов марганца, двуокиси кремния, оксида железа.

Категории работ по обслуживанию основных производственных и вспомогательных инженерных объектов определены по энергозатратам в соответствии с ГОСТ 12. 1. 005-88 [7] и приведены в таблице 6. 1.

Таблица 6. 1. Категории работ по обслуживанию нефтепромысловых объектов

№ п/п	Обслуживающий и ремонтный персонал на объекте	Энергозатраты, ккал	Категория работ	Приме- чания
1	Оператор цеха добычи нефти и газа: -при обслуживании сооружений на открытых площадках, в блоках; трубопроводов, арматуры;	до 250	средней тяжести,
	-при пребывании в операторной	до 120	легкая, I
2	Слесарь - ремонтник	до 250	средней тяжести, II б
З	Слесарь КИП	до 150
4	Электромонтер	до 150

Характеристика воздействия на организм людей вредных веществ, которые присутствуют в технологическом процессе, и первоочередные мероприятия по оказанию помощи потерпевшим приведены в таблице 6. 2.

Таблица 6. 2.

№п/п	Химические вещества в технологическом процессе	Характеристика воздействия на организм людей и первоочередные мероприятия по оказанию помощи пострадавшим
1	Нефтяной газ, пары углеводородо	Пары углеводородов попадают в организм человека, главным образом, через дыхательные пути. При легких отравлениях наблюдается период воз6уения (беспричинная веселость, разговорчивость), потом наступает головная боль, сонливость, головокружение, усиленное сердцебиение, тошнота. При тяжелых отравлениях парами углеводородов наступает потеря сознания, судороги, ослабление дыхания. ПДК раб. зоны -- 300 мг/м3. Плотность паров тяжелых углеводородов больше чем у воздуха, вследствие чего они стелятся и оседают в углублениях, которые плохо вентилируются, внутри аппаратов, емкостей. При отравлении парами углеводородов потерпевшего нужно срочно вывести на свежий воздух, освободить от одежды, согреть. При отсутствии дыхания необходимо сделать искусственное дыхание.
2	Нефть, газовый конденсат	При нормальных условиях -- легковоспламеняющаяся жидкость. Пары нефти, газового конденсата влияют на центральную нервную систему, раздражают слизистую оболочку. Симптомы отравления: головная боль, головокружение, психическая возбужденность, сухость во рту, тошнота, рвота и т. д. При больших отравлениях зрачки глаз не реагируют на свет. Признаки хронического отравления: мышечная слабость, вялость, утомляемость, потеря веса, бессонница, раздражительность. При продолжительном контакте с кожей вызывает кожные заболевания. При работе с нефтью необходимо иметь при себе исправный противогаз марки "ПФП" с фильтрующими коробками "БКФ" или "А'.
3	Оксид углерода	Выделяется при горении (факел низкого давления, подогреватели). При отравлениях оксидом углерода необходимо немедленно вывести потерпевшего на свежий воздух, всеми доступными средствами ограничить потерю тепла -- укрыть пострадавшего, если возможно обложить грелками, устранить все, что сдерживает дыхание. Если дыхание остановилось, необходимо сделать искусственное дыхание. При потере сознания дать понюхать нашатырный спирт, облить грудь и лицо холодной водой, растереть тело.
4	Двуокись углерода	Выделяется при горении (факел низкого давления, подогреватели). Бесцветный. Не имеет запаха, почти в два раза тяжелее воздуха, поэтому скапливается в низких местах. В атмосферном воздухе содержимое двуокиси углерода составляет от 0,03 до 1% (объемных). При концентрации до 1% не влияет вредно на организм людей. Начиная с 45%, а также при медленном повышении двуокиси углерода в воздухе появляется ощущение раздражения слизистой оболочки дыхательных путей, кашель, ощущение тепла в груди, раздражение глаз, потливость, ощущение сжатия головы, головная боль, шум в ушах, повышение кровяного давления, психическое возбуждение, головокружение, реже рвота. При повышении содержимого двуокиси углерода в воздухе соответственно уменьшается содержимое кислорода и при значительном обеднении воздуха кислородом может наступить смерть. Мероприятия по оказанию первой помощи в таких случаях такие же, что и при отравлении оксидом углерода.
5	деэмульгатор диссолван 4490	Неионогенный ПАВ, блоксополимер полиоксиалкиленов. Жидкость светло-коричневого цвета со спиртовым запахом. Относится к 4 классу малоопасных веществ. Обладает слабой кумулятивной способностью -- Ккум=5,3 и кожно-раздражительными свойствами, влияет на слизистые оболочки глаз. Средне смертельная доза -- Лд50=15800±2800 мг/кг. ОБУВ для жидких аэрозолей -- 10 мг/м3. При острых отравлениях необходимо срочно провести промывания желудка на протяжении двух часов 5% раствором питьевой (пищевой) соды.
6	Ингибитор солеотложения Инкредол-1	Композиция, состоящая из нитрилотриметилфосфоновой кислоты (28+32%), аммиака (1013%), мочевины (1518%), этиленгликоля (79%), ингибитора коррозии (1+18%) и воды (остальное). Негорючая жидкость от желтого до зеленого цвета со специфическим слабым, трудно дифференцируемым запахом. Стабилен в водных растворах. Относится к малотоксичным соединениям. Средне смертельная доза (Лд50) -- 11 -- 12 г/кг. Обладает выраженной кумуляцией -- Ккум=1,6, что также свидетельствует о развитии повышенной резистентности организма к данному реагенту. Выраженным кожно-резорбтивным и аллергенным действием не обладает. Допущен к использованию при строгом соблюдении мер индивидуальной защиты.

6. 5. Противопожарные мероприятия

6. 5. 1. Основные технологические решения по предупреждению взрывов и пожаров

Решения по противопожарной безопасности объектов разработаны в соответствии с требованиями действующих нормативных документов, регламентирующих правила пожарной безопасности в нефтегазодобывающей промышленности:

1) ППБ 01-93. Правила пожарной безопасности в Российской Федерации [16];

2) ППБО 0-85. Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности [17];

3) ВНТП 3-85. Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений [2];

4) СНиП 2. 11. 03-93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы [28].

Ко всем зданиям и сооружениям обеспечена возможность подъезда пожарных автомобилей, к сооружениям шириной более 18 м - подъезд с двух сторон. Возле резервуаров с нефтью устраивается кольцевая автодорога. Предусмотрено строительство пожарного депо на 2 автомашины, расположенного за промысловой автодорогой, напротив территории ДНС. На площадке ДНС размещены резервуары противопожарного запаса воды. Факел для утилизации газа находится от сооружений различного назначения на расстоянии 60-100 м.

Технологические объекты размещаются на территории, примыкающей к существующей площадке дожимной насосной станции (ДНС) Родниковского месторождения. Существующие объекты ДНС функционируют как единый технологический комплекс производственной структуры цеха добычи нефти и газа НГДУ "Бугурусланнефть" для промысловой подготовки продукции Родниковского месторождения.

По функциональному назначению ДНС -- это промышленная установка, обеспечивающая сепарацию газа из нефти и сброс пластовой воды до остаточного содержания воды в нефти не более 10% (мас). После сепарации газа и сброса пластовой воды на установке предварительного сброса воды (УПСВ) нефтяная эмульсия подается на прием существующей насосной внешнего транспорта. Отделенная пластовая вода отводится на установку подготовки воды (очистные сооружения) для очистки от нефти, механических примесей. Очищенная пластовая вода подается по водоводу на насосную станцию для заводнения Родниковского месторождения и закачивается в подземные горизонты. Попутный нефтяной газ первой ступени сепарации площадки УПСВ подается на вход существующего газосепаратора С-1. Газ второй ступени подается на площадку подогревателей.

На основании нормативных документов и с учетом существующих промышленных сооружений, в том числе объектов противопожарного обеспечения, функционального назначения и параметров объектов предусмотрены следующие мероприятия по предупреждению взрывов и пожаров:

1. Технологический процесс промысловой подготовки нефти и газа полностью герметизирован. Нет свободного выброса углеводородов в окружающую среду; источники сброса нефти, пластовой воды, технологические отходы отсутствуют.

2. Технологические сооружения размещаются на открытых проветриваемых площадках с соблюдением нормативных противопожарных разрывов. Вокруг технологических площадок устроены автодороги для проезда противопожарной техники, подъезда ее к объектам.

3. Ряд технологических сооружений скомпонован на одной основной площадке технологических аппаратов.

4. Запроектирована герметичная система продувки промышленных аппаратов, трубопроводов с организованным и локальным выходом газа через факел. Опорожнение технологических аппаратов со сбросом газа на факел проводится планово; периодически -- перед остановкой аппаратов для очистки, диагностики, ремонта -- раз в два года.

5. Проектом предусматривается автоматизация технологических процессов с использованием современных средств автоматического контроля рабочих параметров, сигнализации их отклонений и блокирования аварийных ситуаций, которые в случае возникновения могут приводить к взрыву или пожару. Уровень оснащения средствами контроля и автоматизации исключает необходимость постоянного присутствия людей в зонах размещения технологического оборудования. Регулирование технологического процесса выполняется автоматически с дистанционным контролем из операторной.

6. Быстрое перекрытие (до 12 с) входного потока при поступлении продукции скважин на площадку УПСВ в аварийной ситуации существенно снижает как мощность вероятного взрыва газо-воздушной смеси, так и общий энергетический потенциал блока первой ступени УПСВ.

7. На входах трубопроводов в емкостное оборудование установлены обратные клапаны, исключающие возможность обратного движения жидкости при аварийной разгерметизации системы.

8. На емкостях, которые работают с давлением, меньшим 0,07 МПа и от которых возможно выделение взрывоопасных паров, устанавливаются непромерзающие дыхательные клапаны, совмещенные с огнепреградителями.

9. Снижение упругости паров сырой нефти ниже требуемой техническими условиями резервуаров за счет сепарации нефти при температуре З0°С (тепловая сепарация).

10. Технологические трубопроводы на площадках и межплощадочные коммуникации прокладываются на несгораемых опорах. Предусмотрена опознавательная окраска в целях быстрого определения степени опасности трубопроводов и их внутреннего содержимого.

В целях своевременного сообщения о предаварийных ситуациях, обусловленных возникновением на технологических площадках опасной загазованности, на технологических площадках предусмотрен постоянный контроль концентраций взрывоопасных газов и паров стационарными автоматическими газоанализаторами. Сигнализаторы довзрывоопасных концентраций (ДВК) предусматриваются в соответствии с требованиями РД БТ 39-0147171-003-88 "Требования к установке датчиков стационарных газоанализаторов в производственных помещениях и на наружных площадках предприятий нефтяной и газовой промышленности" [23].

Установка датчиков предусмотрена в целях предупреждения:

-- возможности выхода из строя оборудования в результате распространения возникшего повреждения или дефекта;

-- загрязнения окружающей среды из-за утечек нефти, сточных вод и химреагентов;

-- пожаров и взрывов.

В соответствии с проектом стационарные газоанализаторы устанавливаются на следующих технологических площадках:

-- установки нагрева нефти;

-- дренажных емкостей;

-- предварительного сброса воды;

-- резервуаров аварийного хранения нефти;

-- факельного сепаратора.

Стационарные газоанализаторы выдают в операторную световые и звуковые сигналы при создании в воздухе взрывоопасной концентрации газа: -- предупредительная сигнализация -- при концентрации углеводных газов 20% от нижнего концентрационного предела взрываемости;

-- аварийная сигнализация -- при концентрации углеводных газов 50% от нижнего концентрационного предела взрываемости.

Предусмотрена пожарная сигнализация, сигналы от которой поступают в пожарное депо. В операторной предусмотрено дублирование пожарной сигнализации для принятия оператором необходимых срочных мер, не допускающих распространения очагов пожара и других аварийных ситуаций.

Предусмотрены первичные средства пожаротушения на производственных и вспомогательных инженерных объектах. Перечень первичных средств пожаротушения приведен в таблице 6. 3 (Приложение А).

Для подогрева нефти предполагается установка на входных и выходных трубопроводах -- на расстоянии не меньше 10 м от площадки -- электроприводных задвижек для блокирования поступления продукции в случае пожара.

Предусмотрены системы автоматического и дистанционного управления электроприводной запорной арматурой. Автоматическое закрытие арматуры (блокирование) осуществляется:

-- при достижении аварийной взрывоопасной концентрации углеводных газов на площадке

-- при пожаре на подогревателях - по сигналу от пожарного извещателя.

Выполнение огневых работ на действующей площадке ДНС Родниковского месторождения должно выполняться с оформлением соответствующих допусков; с контролем воздуха переносными газоанализаторами; требований техники безопасности и противопожарной безопасности.

6. 5. 2. Водоснабжение для противопожарных мероприятий

Противопожарная защита объектов Родниковского месторождения решена в соответствии с требованиями СНиП 2. 11. 03-93 [28], ВНТП 3-85 [2], СНиП 2. 04. 01-85 [27], СНиП 2. 04. 02-84 [26] и общими техническими требованиями ВНПБ 01-02-01 [1].

Расчетные расходы воды:

- на охлаждение резервуаров для нефти -- 38,18 л/с (интенсивность орошения -- 0,8 л/с. м, длина окружности резервуара -- 47,72 м);

- на наружное пожаротушение здания пождепо (кат. В, II ст. огнестойкости, Vстр= 3654 м3) -- 10 л/с;

- на внутреннее пожаротушение здания пождепо -- 5 л/с.

Расчётный расход раствора пенообразователя для противопожарной защиты резервуаров для нефти -- 20 л/с (по производительности установленных пеногенераторов).

Для противопожарной защиты объектов УПСВ предусматривается система противопожарного водоснабжения, которая включает в себя противопожарную насосную станцию, резервуары противопожарного запаса воды, кольцевые сети противопожарного водопровода, на которых установлены отключающая арматура и пожарные гидранты. Оборудование системы принято из расчёта обеспечения диктующего расчётного расхода воды на пожаротушение резервуаров для нефти и запаса воды при продолжительности пожаротушения 6 часов.

Для хранения противопожарного запаса воды принято шесть стальных подземных горизонтальных резервуаров общим объёмом 1200 м3 (объём каждого -- 200 м3). Из них 4 шт. установлены в блоке с насосной станцией, 2 шт. -- как отдельно стоящий пожарный водоём.

Забор воды из дополнительного пожводоёма предусматривается непосредственно через горловины заглубленных резервуаров.

Возле резервуаров противопожарного запаса воды устанавливаются знаки, выполненные флуоресцентными красками, с указанием их объёма.

Давление в сети противопожарного водопровода -- 1,0 МПа, по характеристике насосного оборудования блочной насосной станции.

Пенотушение резервуаров для нефти с подачей раствора пенообразователя от передвижных средств

При организации пожаротушения резервуаров для нефти передвижной пожарной техникой интенсивность подачи раствора пенообразователя для противопожарной защиты резервуара составляет 0,08 л/с. м2. Расчётный расход раствора пенообразователя при защищаемой площади 181,36 м2 составит:

Фактический расход раствора пенообразователя по производительности устанавливаемых пеногенераторов составит 20 л/с.

Расчётное время тушения пожара -- 15 мин.

Необходимое количество раствора пенообразователя на одну пожарную атаку при расчётной продолжительности тушения 15 мин составит:

Объём сухотрубов, выведенных за пределы обвалования, составляет 0,5 м3.

При концентрации раствора ПО 6% необходимый трехкратный запас концентрированного пенообразователя составит:

Необходимый резервный запас пенообразователя -- 3,33 м3.

Общий запас концентрированного пенообразователя -- 7,0 м3.

Необходимый трехкратный запас воды при этом составит 50,3 м3.

3апас пенообразователя хранится в полиэтиленовых ёмкостях объёмом по 1,0 м3 в отапливаемом помещении для хранения пожинвентаря.

Для пожаротушения применяется пенообразователь целевого назначения с фторированными стабилизаторами, водный раствор которого способен самопроизвольно растекаться и покрывать поверхность нефти и нефтепродуктов тонкой водной пленкой. Пенообразователь не должен содержать осадка и посторонних примесей. По токсичности пенообразователь должен соответствовать четвертому классу опасности.

Транспортировку, хранение, регенерацию при снижении химико-физических показателей ниже установленных норм на 20%, утилизацию и обезвреживание пенообразователя выполнять в соответствии с ВНПБ 01-02-01 [1], инструкцией "Порядок применения пенообразователей для тушения пожаров", техническими условиями на пенообразователи для подслойного тушения.

Рекомендуемые типы пенообразователя - "Мультипена", "Подслойный", которые являются биологически "мягкими" (биологическая разлагаемость-80%).

Обоснование необходимости строительства пожарного депо

В соответствии с п. 8. 19 СНиП 2. 11. 03-93 [28] для складов нефтепродуктов, где пожаротушение предусматривается передвижной пожарной техникой, необходимо предусматривать пожарные посты или депо из расчёта размещения этой техники. Расположение пожарных депо должно приниматься с учётом требований СНиП 11-89-80 [25], согласно которому радиус обслуживания пождепо составляет 4 км.