Совершенствование контроля газовоздушной среды в узле подготовки нефти месторождения "Соболиное" ООО "Томская нефть" - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Совершенствование контроля газовоздушной среды в узле подготовки нефти месторождения "Соболиное" ООО "Томская нефть"

Назначение узла подготовки нефти и характеристики сырья, готовой продукции. Технологический процесс подготовки нефти на исследуемом узле и схема коммуникаций. Источники загрязнения атмосферы, мероприятия по производственной и экологической безопасности.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.


Общества к проблеме производственной и экологической безопасности. Это в равной, а в отдельных аспектах и в особенной, степени относится к нефте - газодобывающей отрасли: в части производственной безопасности, предусмотрена аттестация рабочих мест и сертификация нефтепромысловых производств на соответствие российским стандартам безопасного ведения производства. В части экологической безопасности минимизация воздействия нефтепромыслового предприятия на ОС осуществляется через согласование с экологическими надзорными органами, например, томов ПДВ.
Для осуществления мер зашиты работающих, населенных мест и природной среды необходимо получить количественные характеристики указанных факторов: концентраций вредных веществ, горючих паров и газов в воздухе вредных веществ, горючих газов и паров, в рабочей зоне и приземном воздухе населенных мест, уровней звукового давления, величин возможных токов при электропоражении, уровней напряженностей и плотности потока энергии электромагнитного поля и т.п. Эти характеристики определяются расчетным путем или экспериментально.
Одним из важных вопросов обеспечения производственной и экологической безопасности УПН «Соболиное» является контроль концентраций взрывоопасных паров и газов в определенных точках территории УПН, т.е. вопрос обеспечения пожаро - взрывобезопасности УПН.
До последнего времени измерения производились в семи точках территории УПН. В настоящее время планируется подключение к УПН «Соболиное» нефтепровода с месторождения «Гураринское», в связи с чем усложняется структура УПН «Соболиное». Возникает необходимость корректировки числа точек контроля концентраций взрывоопасных паров и газов, и мест их расположения.
Кроме того, необходимо решить вопрос о возможной замене газоанализатора, используемого до настоящего времени, СГГ_4М. Он характеризуется рядом неудобств при использовании, к тому же он исчерпал свой ресурс (полный средний срок службы газоанализатора 10 лет).
Цель выпускной квалификационной работы:
Разработать предложение по совершенствованию системы контроля содержания горючих паров и газов УПН «Соболиное».
1. Изучить назначение УПН и характеристики сырья, готовой продукции.
2. Изучить технологический процесс подготовки нефти на УПН «Соболиное» и схему существующих коммуникаций.
3. Определить источники загрязнения атмосферы УПН горючими парами и газами.
4. Проанализировать существующее расположение точек контроля содержания горючих паров и газов и предложить его новый вариант.
5. Проанализировать характеристики газоанализаторов для определения горючих газов и паров и выбрать наиболее подходящий.
6. Дать технико-экономическое обоснование усовершенствованного варианта системы контроля газовоздушной среды УПН.
7. Разработать мероприятия по производственной и экологической безопасности на УПН «Соболиное».
1. Общие сведения о месторождени и, физико- химические свойства нефти, газа и воды, балластовые запасы нефти.
1 .1 Нефтегазоносность и строение залежи нефти
экологический нефть загрязнение технологический
На месторождении пробурено 7 скважин. Из них две (171,177) остановлены забоем в отложениях куломзинской свиты, остальные вскрыли разрез до палеозоя. Глубина вскрытия палеозоя до 66 метров. Промышленная нефтеносность установлена скважиной 171, пробуренной на центральном Соболином поднятии. Продуктивным является пласт Б 12-13 тарской свиты, вскрыт на глубине 2120,2 м (а. о. - 2036,4м), при испытании получено 103,8 м 3 /сут нефти. Скважина 177 пробурена на северо-восточном крыле структуры, вскрыла пласт на глубине 2146,4 м (а.о. - 2052,7м), что гипсометрически на 16 м ниже кровли пласта, в скважине 171. По данным промыслово-геофизических исследований пластов интересных в нефтегазоносном отношении скважина не вскрыла. Скважина закончена без спуска, эксплуатационной колонны.
Скважина 175, пробуренная на северо-западном крыле структуры, вскрыла пласт Б 12-13 на глубине 2124,4м, что на 4 м ниже кровли пласта в скважине 171. При испытании пласта получен приток воды.
Пласт Б 12-13 испытан в скважине 172, расположенной на Северо-Соболином поднятии, в скважинах 173,176 на Южно-Соболином поднятии, положительных результатов в процессе испытания не получено.
Таким образом, залежь вскрыта одной скважиной - 171. Тип залежи пластовый, сводовый, тектонически экранированный. Высота залежи 16,2 метра. Водонефтяной контакт принят по подошве пласта в скважине 171 на а.о. -2053 м.
Проект выполнен для скважин собственно Соболиной залежи.
1.2 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
Исходя из низкой величины рабочего газового фактора 22 м 3 /м 3 при исследовании скважины 171, можно судить о низкой газонасыщенности пластовой нефти и низком давлении насыщения.
Вязкость нефти в пластовых условиях определена по зависимости для Среднего Приобья для меловых залежей и составляет 4,12 мПа.с.
Плотность нефти в пластовых условиях определена по зависимости:
Ш пл = -0.2383 + 1,2220 х Ш о - 0.0006 ГФ,
Ш пл - плотность нефти в пластовых условиях, г/см 3 ;
Ш о - плотность нефти в поверхностных условиях, г/см 3 ;
Подставляя необходимые данные в уравнение, получим значение плотности нефти в пластовых условиях, равное 0.792 г/см 3 .
Давление насыщения определено по зависимости прогнозирования параметров для месторождений Среднего Приобья:
Р нас = - 116,383 + 168,632 х Ш о + 19.279ГФ,
Р нас - давление насыщения нефти газом, мПа;
Ш о - плотность нефти в поверхностных условиях, г/см 3 ;
Среднее давление насыщения нефти газом, исходя из расчетов вышеуказанной формуле, принято равным 5,3 мПа.
Химический состав нефти Соболиного месторождения изучен по поверхностной пробе из скважины 171, Нефть средней плотности, смолистая, малосернистая, парафинистая, с выходом фракций до 300° (Табл. 1.1).
Таблица 1.1 Результаты исследования поверхностных проб нефти
Вязкость пластовой воды определена по зависимости вязкости от температуры пласта. При температуре пласта 74°С вязкость воды может быть принята равной 0,42 мПа.с. Химический состав вод изучен из пласта Б 12-13 по пробе, взятой из скважины 175. Минерализация воды составляет 14,3 г/л. Тип вод хлор - магниевый.
Оперативный подсчет запасов произведен в пределах собственно Соболиного месторождения. Площадь подсчета ограничена водонефтяным контактом, принятым условно по подошве пласта в скважине 171 на а.о. -2053м. Подсчетные параметры определены по данным кернового и геофизического материала по скважине 171. Пересчетный коэффициент из-за отсутствия глубинной пробы принят среднестатистическим по меловым нефтям Томской области.
По состоянию на 01.08.92 г на балансе ВГФ числится 4226 тыс. т геологических и 1900 тыс. т извлекаемых запасов. Расчет извлекаемых запасов выполнен с коэффициентом нефтеизвлечения 0.45, рассчитанным по гидродинамической методике.
Данные о подсчетных параметрах и запасах приведены в (табл. 1.2).
Таблица 1.2 Сведения о балансовых запасах нефти и газа
Плотность нефти в стандартных условиях, г/см 3
Балансовые запасы нефти категории С 1 , тыс. т
2. Технико-технологическая часть
2.1 Назначение производственного объекта
В условиях «Соболиного» месторождения установка подготовки нефти предназначена для сепарации, обезвоживания, обессоливания продукции скважин «Соболиного» нефтяного месторождения, а также для приема и подготовки нефти с «Гураринского» месторождения. В процессе подготовки нефти происходит доведение показателей нефти до товарной кондиции, удовлетворяющей требованиям ГОСТ Р 51858-2002. Далее УПН осуществляет транспорт подготовленной нефти на ПСП «Соболиное». Кроме этого, УПН «Соболиного» осуществляет очистку подтоварной воды в блоке очистки (БОВ) от нефтепродуктов.
2.2 Характеристика сырья, вспомогательных материалов, готовой продукции
В качестве сырья на УПН используется нефть Соболиного нефтяного месторождения. Характеристика свойств сырой нефти отражена в таблице 2.1. Химический состав сырой нефти Соболиного месторождения изучен по поверхностной пробе из потока на входе УПН. Нефть средней плотности, смолистая, малосернистая, парафинистая.
Таблица 2.1 - Физико-химические свойства сырой нефти
Вязкость кинематическая, мм 2 /с (ССТ) по ГОСТ 33-82 при 20°С
Фракционный состава по ГОСТ -2177-82 % об. начало кипения, °С
В таблице 2.2 приведены требования по подготовке товарной нефти на УПН «Соболиного» месторождения.
Таблица 2.2 - Характеристика товарной нефти
Давление насыщенных паров, мм. рт. ст.
Массовая доля механических примесей, %, не более
Концентрация хлористых солей, мг/дм 3 , не более
Физико-химическая характеристика попутно добываемой пластовой воды отражена в таблице 2.3. Проба отбиралась из потока на входе УПН.
Таблица 2.3 - Физико-химические свойства попутно добываемой пластовой воды
Характеристика попутного нефтяного газа после разгазирования отображена в таблице 2.4.
Таблица 2.4 - Характеристика попутного газа
Теплотворная способность газа, кДж/м
На УПН для защиты внутренней поверхности стальных трубопроводов от воздействия перекачиваемой среды применены ингибиторы коррозии типа СНПХ. Физические свойства СНПХ приведены в таблице 2.5.
Таблица 2.5 - Физические свойства ингибиторов коррозии
Однородная жидкость коричневого цвета
Жидкость от светло-желтого до коричневого цвета
Кинематическая вязкость мм 2 /с, при 20°С
Растворим в нефти, диспергирует в воде
Растворим в нефти, диспергирует в воде
2.3 Характеристика технологического процесса подготовки нефти на УПН «Соболиного» месторождения
Нефтяная эмульсия, согласно технологическому регламенту по эксплуатации установки подготовки нефти «Соболиное» (2006 г), поступает от скважин кустов №№1,2 на замерные установки «Спутник». После замерных установок нефть по трубопроводу Ду_150 мм поступает на УПН (рисунок 2.1). Комплекс подготовки нефти на УПН включает:
· Разгазирование жидкости в сепараторах первой и второй ступени. Подготовка газа для внутреннего потребления в газовых сепараторах, установке осушки газа. Транспорт газа потребителям.
· Сбор разгазированной жидкости в сырьевом резервуаре РВС_1000 №7 или №6, где происходит предварительное отделение пластовой воды от нефти.
· Подача насосами внутренней перекачки частично обводненной нефти из РВС_1000 №№ 6, 7 на подогреватель ПП - 0,63.
· Динамический отстой подогретой обводненной нефти в отстойнике ОГ_50. Доведение нефти до товарной кондиции.
· Накопление товарной нефти в резервуарах для сбора товарной нефти РВС - 1000 №№ 2, 4, 5.
· Очистка подтоварной воды от нефтепродуктов и механических примесей в блоке очистки воды БОВ и резервуаре РВС_700.
Неразгазированная обводненная нефть по трубопроводу Ду_150 мм поступает в нефтегазовый сепаратор 1_ой ступени С_1. Нефтегазовый сепаратор первой ступени является двухфазным сепаратором, в котором из нефтегазовой смеси выделяется основной объем попутного нефтяного газа.
Выделенный в С_1 газ через газовый сепаратор ГС_1 и установку очистки нефтяного газа (УОНГ) по трубопроводу Ду_100 подается на расширительную камеру (РК_1) и далее на факел высокого давления (ФВД).
Для улучшения процесса разделения нефти и отмывки солей в поток нефтяной эмульсии перед С_1 подается деэмульгатор из блока дозирования реагентов БДР. Давление в С_1 поддерживается в пределах 3,5-4,5 кгс/см 2 .
Частично дегазированная жидкость, под давлением первой ступени сепарации, подается в нефтегазовый сепаратор (С_2), который является второй ступенью сепарации. Давление столба жидкости на входе в С_2 не должно превышать 0,5 кгс/см 2 . Давление в газовой линии на выходе с С_2 - 0,05-0,2 кгс/см2. В С_2 происходит окончательная дегазация нефти.
Рисунок 2.1 - Технологическая схема УПН Соболиное подача деэмульгатора (БРХ) - 1 газосепараторы первой и второй ступени (НГС) - 2 газосепаратор (ГС) - 3 установке очистки газа (УОНГ) - 4 расширительную камеру (РК) - 5 узел учета газа - 6 факеле высокого давления (ФВД) - 7 отстойнике (ОГ_50) - 8 сетчатых фильтрах - 9 факеле низкого давления (ФНД) - 10 путевой подогреватель (ПП - 0,63) - 11 сырьевые и товарные резервуары(РВС) - 12,13 узел учета нефти - 14 насос - (ЦНС) - 15 блок очистки воды (БОВ) - 17
Выделенный в С_2 газ по трубопроводу Ду - 100 подается на расширительные камеры РК - 2,3 и далее на факел низкого давления (ФНД).
Разгазированная нефть из С_2 за счет давления гидростатического столба жидкости поступает, на вход резервуара сырой нефти РВС - 1000 №№6,7. Приемные патрубки РВС №6,7 заканчиваются внутри резервуара распределителем потока жидкости. РВС №6,7 оборудованы паровыми регистрами, расположенными на днище резервуара. Жидкость проходит через слой водяной подушки, при этом происходит укрупнение капель воды, их осаждение и концентрация в слое водяной подушки. Частично обезвоженная нефть концентрируется в нефтяном слое, переливается в приемные воронки на высоте 4 или 7 метров и по трубопроводу Ду - 150 мм поступает на насосы внутренней перекачки. По мере накопления в РВС №6, №7 подтоварная вода поступает в блок очистки воды (БОВ).
Обводненная нефть насосами внутренней перекачки после секущей входной задвижки под давлением 2-3 кгс/см 2 подается на подогреватель нефти ПП - 0,63. Давление в трубопроводе перед задвижкой на выходе в ПП - 0,63 не должно быть выше 2 кгс/см 2 . Равномерность подачи сырой нефти в подогреватель необходимо для поддержания необходимой температуры нефти на входе в горизонтальный отстойник (ОГ - 50) в пределах 55-60°С, поднятие температуры выше этих параметров приводит к потере качеств деэмульгатора или проскока холодной нефти. Прогрев нефти до температуры 55-60°С позволяет уменьшить вязкость нефти и ускорить процесс осаждения капель пластовой воды при отстое, увеличить разницу в плотностях воды и нефти, ослабить бронирующие оболочки глобул «нефть-вода», улучшить условия до взаимного столкновения, укрупнения капель в связи с тепловыми потоками, повысить эффективность действия деэмульгатора.
В качестве топлива для путевого подогревателя ПП - 0,63 служит попутный нефтяной газ, который с первой ступени сепарации пройдя через теплообменник ТО, через сетчатый газосепаратор ГС_1 и УОНГ по газопроводу Ду - 50 мм поступает в инжекционную горелку (ИГ). В инжекционной горелке газ, смешиваясь с воздухом, сгорает в камере сгорания горелки и топке, выделяет большое количество тепла. Тепло через стенку топки передается теплоносителю (воде), находящейся в сосуде путевого подогревателя. Нефтяная эмульсия поступает в змеевик, где происходит её нагрев.
Для улучшения процесса деэмульсации нефти в поток нефтяной эмульсии перед ПП - 0,63 подается деэмульгатор из блока хим. реагентов (БРХ). Нагретая нефть через приемный патрубок поступает в ОГ_50.
В ОГ нефтяная эмульсия через нижнее отверстие первой перегородки попадает в отстойный отсек. Там она попадает под слой водяной подушки. При движении в верхнюю часть отстойника происходит укрупнение капель воды, их осаждение и концентрация в слое водяной подушки. Нефть с остаточным содержанием воды концентрируется в нефтяном слое и двигается ко второй (сплошной) перегородке, отделяющей отстойный отсек от товарного. Далее нефть переливается чрез край сплошной перегородки и накапливается в товарном отсеке. Уровень подтоварной воды в отстойном отсеке поддерживается в пределах 60-80 см от низа, а уровень товарной нефти в товарном отсеке - в пределах 100-180 см от низа отстойника. Товарная нефть из ОГ_50 самотеком поступает в РВС -1000 № №4,5,2.
Подтоварная вода с ОГ_50 самотеком подается в блок очистки воды (БОВ). Аппарат БОВ - напорный отстойник полного заполнения.
Очищенная от мехпримесей, и от нефтепродуктов в блоке очистки пластовая вода по уровню сбрасывается в РВС_700. Уловленная нефть выводится через верхний штуцер аппарата в дренажную емкость ЕП_1 через дренажный коллектор с дальнейшей откачкой в технологические резервуары РВС - 6,7. Подтоварная вода из РВС 6,7 так же может быть направлена в РВС_700. Максимальный уровень воды в РВС_700 зависит от гидростатического столба, создаваемого жидкостью находящейся в РВС №№ 6, 7. Уровень воды в РВС_700 контролируется поплавковым уровнемером.
Из РВС_700 подтоварная вода поступает на прием насоса ЦНС 180*800 с последующей ее подачей на скважину №180; 171; 220, для закачки в пласт.
Пресная вода на обессоливание нефти подается насосом ЦНС 60х66 из котельной. Пресная вода может быть подана в две точки: на вход ПП - 0,63 и на вход насосов внутренней перекачки. На вход насосов внутренней перекачки вода из котельной (емкость 20 м 3 ) может подаваться самотеком за счет всасывающего эффекта насосов внешней перекачки.
Аварийное освобождение сепараторов С_1, С_2, отстойников ОГ, БОВ, а так же подводящих трубопроводов печей, газосепаратора ГС_1, установки очистки нефтяного газа УОНГ, насосов внутренней и внешней перекачки осуществляется в аварийно-дренажную емкость ЕП_1 V=63 м 3 , откуда погружным насосом НВ_50/50 перекачивается в РВС -1000 № №6, 7.
Дренаж конденсата нефтяного газа из РК - 1,3 производится в дренажную емкость ЕП_2 V=12,5 м 3 , откуда погружным насосом НВ_50/50 конденсат перекачивается в поток разгазированной нефти из С_2.
По мере накопления товарной нефти в резервуарах, товарная нефть откачивается на ПСП «Соболиное». Перед откачкой товарной нефти из РВС - 4,5,2 производится замер количества нефти, контроль содержания воды, хлористых солей. Включение и выключение насосов внешней откачки производится по согласованию с мастером (старшим товарным оператором) ПСП «Соболиное». Откачки могут производятся насосами ЦНС 38х220, ЦНС 105х294 и ЦНС 105х343, а так же ГДМ - 1,2. Режим работы насосов внешней откачки регламентируется «Технологическим регламентом по эксплуатации трубопровода УПН «Соболиное» - ПСП «Соболиное»».
Одна часть газа I ступени после сепарации в ГС_1, (давление в ГС_1 и на входе в УОНГ поддерживается в пределах 3,5-4,5 кгс/см 2 ), и осушки в УОНГ подается по газопроводу Ду_50 на площадку печи в качестве топливного газа подогревателя ПП - 0,63. Другая часть газа поступает на ГС_2 и далее на площадку газораспределения, где после газовых сетчатых фильтров поступает в шкафные газораспределительные пункты ГРПШ - 1,2,3.
После ГРПШ - 1,2,3 с заданным давлением подготовленный газ поступает к потребителям: на установки газопоршневых электростанций и в газовые котельные.
На УПН «Соболиное» предусмотрены две факельные системы - высокого и низкого давления. Газ II ступени сепарации сжигается на факеле низкого давления, газ I ступени - на факеле высокого давления. Аварийный сброс газов от предохранительных клапанов осуществляется в коллектора соответствующих факельных систем.
На УПН так же предусмотрен прием товарной нефти от дожимной насосной станции (ДНС) «Гураринская» (технологический регламент по эксплуатации нефтепровода «ДНС «Гураринское» - УПН «Соболиное», 2006 г). Прием нефти с ДНС «Гураринская» осуществляется по трубопроводу Ду - 150 мм на вход путевого подогревателя нефти ПП - 0,63. Подогретая нефть «Гураринского» месторождения после ПП - 0,63 поступает в РВС_4; 5.
На УПН «Соболиное» предусмотрена также подготовка нефти по резервной схеме. При этом разгазированная нефть из С_2 по трубопроводу Ду - 200 мм подается сразу на прием сырьевых резервуаров РВС_1000 №-6,7.
На УПН «Соболиное» налажена система автоматизации, которая обеспечивает контроль за технологическим процессом. С помощью приборов КИПиА регулируются уровни жидкостей, отслеживаются значения давления и температуры. В случае аварийных значений контролируемых параметров подаются световой и звуковой сигналы.
2.4 Схема существующих коммуникаций
Нефтяная эмульсия от скважин кустов №№1,2 поступает на замерные установки «Спутник». Затем нефтяная эмульсия поступает на УПН, где проходит ее дегазация, обезвоживание и обессоливание.
На УПН так же предусмотрен прием товарной нефти от дожимной насосной станции (ДНС) «Гураринская» по трубопроводу Ду - 150 мм на вход путевого подогревателя нефти ПП - 0,63. Подогретая нефть «Гураринского» месторождения после ПП - 0,63 поступает в РВС_4; 5.
Подготовленная нефть откачивается по трубопроводу «Соболиное» месторождение - врезка в магистральный нефтепровод «Игольско-Таловое-Парабель» Ду 159 мм, L= 26,5 км на пункт сдачи - приема нефти (ПСПН «Соболиное») для сдачи в нефтепровод (рисунок 4).
Выделившийся в процессе подготовки нефти попутный газ используется на собственные нужды для выработки электроэнергии на газопоршневых электростанциях (ГПЭС) и в качестве топлива для путевого подогревателя (ПП - 0,63) Неиспользованный для собственных нужд попутный газ утилизируется на факельных установках высокого (ФВД) и низкого (ФНД) давлений. Отделившаяся на УПН пластовая вода утилизируется путем закачки в водоносный горизонт.
Рисунок 2.2 - Схема коммуникаций Соболино-Гураринского месторождения
3. Источники загрязнения атмосферы УПН вредными веществами и горючими парами и газами
Основными факторами, влияющими на организм работающих на нефтедобывающих предприятиях, являются метеорологические условия и наличие вредных веществ, вибрации и шума, а также опасности взрывов и пожаров и электропоражения.
Рассмотрим сначала и источники вредных веществ, горючих паров и газов.
Взрывоо пасность нефти и нефтяного газа
Нефть - это маслянистая горючая жидкость специфического запаха, от коричневого до светлого цвета.
Основной состав нефти: углерод - 87%, водород - 15%, сера - до 9%, кислород и азот - от 1 до 8%.Микроэлементы: ванадий, никель, алюминий, медь, железо - металлы. Всего содержит более 900 химических соединений элементов таблицы Менделеева.
Формулы нефти нет, химический состав не изучен полностью, но установлено 425 углеводородных соединений, которые делятся на 3 группы:
Алканы - метановые углеводороды (метан, этан, пропан, бутан, гексан и др.).
Метан - это газ без запаха, без вкуса, без цвета. При малых концентрациях считается не ядовитым, но при больших - вытесняет кислород. У людей наступает удушье, слабость, головная боль, потеря сознания. При содержании кислорода ниже 12% - смертельный исход.
Циклоалканы - нафтеновые углеводороды.
Ароматические углеводороды - бензол, толуол, этилбензол и др.
Физические свойства нефти: плотность - это вес единицы объема нефти к весу чистой воды при температуре 4 градуса С. В природе нефть легче воды: плотность легкой нефти - от 0,82 до 0,90 г/куб. см, плотность тяжелой нефти - от 0,959 до 1,03 г/куб. см.
Вредные вещества в НГДП: природный и попутный газ, конденсат, нефть и нефтепродукты; метанол-диэмульгатор (химическое вещество, разрушающее устойчивые водонефтяные эмульсии); гликоли (реагенты для осушки газа); пары нефти и нефтепродуктов являются токсичными (ядовитыми).
Сероводород - газ без цвета, с запахом тухлых яиц, сильный яд, попадающий в организм через дыхательные пути и кожные покровы. Сильный наркотик, поражает слизистую оболочку глаз, все дыхательные пути, центральную нервную систему, головной и спинной мозг, кроветворные органы. При отравлении появляется металлический привкус во рту, боль и резь в глазах, чихание и кашель, тошнота и рвота; при тяжелых отравлениях - потеря сознания, обмороки, судороги, поражение сердечно-сосудистой системы.
Окись углерода - бесцветный газ со слабым чесночным запахом. Выделяется всюду, где идет неполное сгорание веществ, содержащих углерод; попадает через дыхательные пути, соединяясь с гемоглобином крови и препятствуя доставке кислорода к тканям организма. Вызывает кислородное голодание - удушье, нарушается дыхание, возникает головная боль, потеря сознания, возможен смертельный исход.
Пары легких фракций нефти в смеси с воздухом при определенных концентрациях образуют взрывоопасные смеси. Огнеопасность сырой нефти характеризуется температурами вспышки и воспламенения. Температура вспышки различных сортов нефти России колеблется от -35*С до +34*С. Температура самовоспламенения большинства нефтей изменяется в зависимости от углеводородного состава от 260 до 375*С.
Взрывоопасность естественного нефтяного газа обусловлена содержанием в нем ряда углеводородов, преимущественно метана, составляющего 90-95%. Каждый имеет пределы взрываемости - нижний и верхний. Чем больше промежуток между нижним и верхним пределом взрываемости, тем опаснее данное вещество в отношении взрыва и пожара. В таблице 17 приводятся концентрационные пределы взрываемости некоторых веществ при нормальном давлении.
Помимо вредных веществ, применяемых при эксплуатации месторождения, например, соляной кислоты, образуются вредные вещества, которые в процессе эксплуатации и ремонта скважин могут поступать в рабочую зону в качестве продуктов сгорания топлива (в котельных установках, двигателях внутреннего сгорания): углерода (сажи), диоксида углерода, оксида углерода, каменноугольной смолы и др. Кроме того, возможно поступление вредных веществ и одновременно взрыво - пожароопасных к устью скважины из недр: углеводородов (метан СН4 и др.), сероводорода Н2S и др.
Нефтяной промысел характеризуется выделением из состава нефти и нефтяного газа различных компонентов, представляющих опасность отравления людей и при определенных условиях также опасность взрыва.
Перечень основных вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу при буровых работах, строительстве и эксплуатации объектов по добыче нефти, приведен в таблице 3.1
Таблица 3.1. Характеристика основных вредных веществ и их источников на месторождении
ПДК м.р. в воздухе населен. мест, мг/м3
буровые и тампонажные растворы; сточные буровые воды и шлам; продукты испытания скважин; продукты сгорания топлива при работе двигателей внутреннего сгорания и котельных; горючесмазочные материалы; хозяйственно-бытовые сточные воды и твердые бытовые отходы.
Эксплуатация объектов в нормальном режиме
выделения вредных веществ от технологического оборудования (сепараторы, емкости);
образования нефтешламов и др. отходов; сжигания попутно добываемого нефтяного газа в котельных, на факеле; выбросов в атмосферу и шума от эксплуатируемого
автотр-та; забора свежей воды для произ-ых и быт-ых нужд.
Основные мероприятия по борьбе с воздействием вредных веществ сводятся к:
герметизация процессов сбора, хранения и транспорта нефти и нефтяного газа;
очистка нефти и нефтяного газа от вредных компонентов;
устройству эффективной вентиляции рабочих помещений и рабочих мест, обеспечивающей удаление вредных и опасных веществ;
снабжению рабочих индивидуальными защитными средствами и надлежащей спецодеждой;
предварительным и периодическим медосмотром для правильной расстановки рабочей силы, установления состояния здоровья, а также выявления наиболее ранних признаков действия вредных веществ;
строгому надзору за выполнением работ в опасных местах и за содержанием вредных веществ в воздухе рабочей зоны;
организации газоспасательной службы для оказания необходимой помощи и выполнения работ в местах, опасных по скоплению вредных газов;
обучение и инструктаж рабочих по вопросам безопасности при работе с вредными и опасности веществами
Для того чтобы предупредить загрязнение воздуха в производственном помещении и на рабочем месте и поддержать надлежащее его качество в соответствии с санитарными нормами и требованиями взрывобезопасности, важно обеспечить постоянный контроль над содержанием вредных и взрывоопасных веществ. Это достигается проведением анализов воздуха.
В течение смены продолжительность действия концентрации, равной максимальной ПДК, не должна превышать 15 минут для химических веществ и 30 минут - для аэрозолей преимущественно фиброгенного действия, и это действие может повторяться не чаще 4 раз в смену.
В результате анализа расчетов рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере установлено, что в приземном слое атмосферы при бурении скважин, строительстве и эксплуатации оборудования по добыче нефти, в штатных режимах, на границе санитарно-защитной зоны промышленных объектов концентрации вредных веществ не будут превышать максимально разовые для населенных мест ПДК.
Соответствие величин фактических выбросов из источников загрязнения атмосферы нормативным значениям необходимо проверять инструментальными методами. Контроль над источниками выбросов осуществляет сторонняя лаборатория экологии и промышленной санитарии.
Наша задача - осуществлять измерения концентраций горючих паров и газов на территории УПН.
На рисунке 4.1 представлено существующее расположение точек контроля концентраций взрывоопасных паров и газов.
Предельно допустимые концентрации вредных веществ и аэрозолей приведены в таблицах 3.2 и 3.3
Таблица 3.2. Предельно допустимые концентрации основных вредных веществ на Соболином месторождении
Вещество ПДК, мг/м3 Класс Агрегатное
(нефтяные) ГОСТ20799-75 5 3 Аэрозоли
Сода каустическая 0,5 2 Смесь паров,
(в пересчете на СО3) 0,01 1 Аэрозоли
Таблица 3.3. Предельно допустимые концентрации основных аэрозолей
Характеристики пожаро - и взрывоопасности объектов нефтедобычи рпедставлены в таблице 6.2. Пожароопасные и токсические свойства сырья готовой продукции и материалов представлены в таблице 7.1.
4 . Ан ализ расположения мест на территории УПН, в которых необходимы измерения кон центраций горючих газов и паров
Взрывопожарные ситуации на территории УПН могут создаваться из-за утечек сырой или товарной нефти и утечек попутного нефтяного газа, вызванных разгерметизацией соответствующих узлов технологической схемы узла подготовки нефти. Это прежде всего, площадка резервуарного парка (резервуары сырой №6, №7, и товарной №2, №4, №5, нефти), площадка отстойников (отстойник подтоварной воды ОГ - 50 и напорный отстойник аппарата БОВ - блока очистки воды), площадка газосепараторов С - 1, С - 2, ГС - 1, площадка аварийно - дренажной емкости ЕП, площадка насосной, площадка дополнительной газосепарации ГС - 2, площадка факела. Всего семь площадок, содержащих четырнадцать точек отбора проб ГВС, рис 4-1.
Площадки отбора проб ГВС и собственно точки отбора определялись, во-первых, на основе здравого смысла (вблизи элементов технологической схемы, способных стать источником паров нефти или попутного газа). Во-вторых - на осно
Совершенствование контроля газовоздушной среды в узле подготовки нефти месторождения "Соболиное" ООО "Томская нефть" дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат: Формы организации физического воспитания школьников
Пути Противодействия Коррупции В России Реферат
Реферат Баскетбол История Развития И Правила Игры
Реферат: Изучение основного оборудования технического обслуживания Военной автомобильной техники
Реферат: Юридична відповідальність за порушення екологічного права
Реферат: Пищевые отравления
Лекция На Тему Функції Адміністративного Управління
Контрольная работа: Начисление сборов за пользование животными и водными ресурсами
Победители Всероссийского Конкурса Сочинений
Отчет по практике по теме Психокоррекционная работа с трудными подростками
Курсовая работа по теме Причины конфликтов в молодых семьях
Реферат На Тему Острый Холецистит
Лекция На Тему Либеральная И Социал-Демократическая Идеология
Дипломная работа: Совершенствование транспортного процесса перевозки пассажиров по маршрутам, обслуживаемым ГПКК "ДПАТП" г. Дивногорска
Abc Анализ Реферат
Курсовая работа по теме Проблемы имплементации института выдачи преступников в уголовное законодательство Российской Федерации
Темы Дипломной Работе В Мбу Чистота
Курсовая Работа Про Ельцина
Свободно-радикальное окисление (СРО).
Курсовая работа по теме Роль российских политических партий в современных условиях
Взаимосвязь бухгалтерского баланса с отчетом о прибылях и убытках - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Анализ хозяйственной деятельности - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа
Что такое биоритмы - Биология и естествознание реферат