добываем нефть и газ

К основным причинам пожара и загорания в нефтяной промышленности относятся сле­дующие:

- нарушение технологического процесса и неисправность оборудования;

-  неосторожное обращение с огнем и бытовыми электроприборами;

-  короткое замыкание электрических проводов и перегрев электрооборудования;

-  нарушение правил пожарной безопасности при производстве электрогазосварочных и
других огневых работ.

Нарушение технологического процесса - использование при вскрытии и разбуривании продуктивного пласта бурового раствора, параметры которого (вязкость и плотность) не соот­ветствуют геолого-т.ехническому наряду, подъем бурового инструмента без долива скважины, увеличение давления в газопроводе, нарушение технологического процесса при подготовке нефти к транспорту, т.е. неполное отделение нефти и газа, может привести к скоплению го­рючего газа на территории резереуарного парка и создать опасную ситуацию.

Неисправность оборудования - следствие несвоевременного планово-предупредитель­ного ремонта, коррозии и других причин. Все это может привести к негерметичности обору­дования, в зависимости от его назначения, к утечке нефти, ее паров или нефтяного газа, а это, в свою очередь, – к возникновению взрывоопасной концентрации газо-воздушной сме­си и, как следствие, к взрыву или пожару. К таким последствиям приводят, например: негер­метичность задвижки, перекрывающей ремонтируемый участок нефтепровода от нефтесбор-ной емкости, негерметичность фонтанной или компрессорной арматуры, разрушение или выбивание набивок или прокладочных материалов соединений оборудования и запорной арматуры, крышек люков и другие неисправности.

Короткое замыкание электрических проводов и перегрев электрооборудования -при наличии газа и паро-воздушных горючих смесей, электрическое искрение, сопутствую­щее короткому замыканию, значительное повышение температуры при перегреве электро­оборудования неизбежно вызывают воспламенение этих смесей, например: загорание раз­литой нефти от искры при схлестывании электропроводов, загорание нефти в резервуаре от

искры короткого замыкания при обрыве кабеля подогревателя, загорание изоляционных материалов из-за короткого замыкания в результате пробоя или перекрытия изоляции. Ча­стой причиной пожаров также является ослабление контакта в местах присоединения токо-ведущих частей.

Нарушение правил пожарной безопасности при электрогазосварочных и других огневых работах - отогрев оборудования, содержащего легковоспламеняющиеся жидко­сти, горючие газы, открытым огнем; оставленные под напряжением силовой и осветитель­ной линии во время фонтанирования скважины и др. Условия возникновения пожара и заго­рания – наличие горючей среды, окислителя и источников зажигания. Такими источниками на предприятиях нефтяной промышленности могут быть механические и электрические ис­кры, пирофорные отложения, нагретые поверхности, открытый огонь и др. Искрение, возни­кающее при появлении статического электричества, способно привести к пожару вследствие нарушения условий, обеспечивающих безопасность при сливе, наливе, перекачке и хране­нии ЛВЖ и ГЖ.

Водонефтяная эмульсия, поступающая с кустов скважин, трудно поддается разделению на фазы за счет только лишь гравитационной силы. Для решения этой проблемы нагревают жидкость и создают дополнительные условия, для сепарации используя установку «Хитер-Тритер». Каждый комплект оборудования состоит из горизонтальной емкости, блока управле­ния и компьютерной мониторинговой системы. Емкость рассчитана на производительность 5000 тонн в сутки. Разделение продукции достигается за счет прохода жидкости по жаровым трубам, далее через блок пластин, на которых нефть и вода образуют крупные капли. После сварочных работ стальная емкость прошла испытание теплом и давлением с полуторакрат-ным запасом от проектного (7 кг/см2). Установка рассчитана для работы при температуре окружающей среды от -43*С до 149*С. С торца емкости находится блок управления с обвяз­кой и приборами для контроля, измерения и управления потоками жидкости в емкости.

Корпус:

 

Размер
Длина	6096 мм
Ширина	3175 мм
Высота	3607 мм
Материал	4,8 мм SA-36
Изоляция	Пеностеклянный блок с алюминиевой обшивкой 63,5 мм
Обогреватели	2
Вентиляция	2 впускных и 1 вытяжное отверстие

Описание процесса

Процесс предварительного обезвоживания осуществляется в трехфазных аппаратах XT производства фирмы «СИВАЛС» (США).

Жидкость и попутный газ поступают в установку через входной штуцер, расположенный наверху емкости. Далее во входном отсеке происходит отделение газа от жидкости. Выде­лившийся газ поднимается и через экстрактор влаги поступает в выпускной газовый патру­бок. В экстракторе влаги вся жидкость в газе коагулируется и соединяется с жидкой фазой внизу емкости. Далее газ проходит через клапан-регулятор, контролирующий рабочее дав­ление и уровень нефти в установке.

Жидкость попадает на входной зонт – распределитель потока аппарата, по которому сте­кает с выделением свободной воды, и собирается в нижней части под жаровыми трубами.

Температура в жаровых трубах и топке поддерживается путем сжигания попутного газа, который поступает с узла подготовки топливного газа. Регуляторы и приборы, обеспечива­ющие контроль за пламенем и температурой, установлены в блоке управления.      .. …

Более стойкая эмульсия поднимается и нагревается вокруг жаровых труб, в процессе чего происходит ее быстрое разрушение. Коагулированные капли воды оседают и соединяются со свободной водой в нижней части аппарата. А объединяющиеся капли нефти поднимаются выше и через специальные перегородки попадают на коалесцирующие фильтры (коалесоры).

Фильтры состоят из пакета специальных полипропиленовых профилированных пластин, рас­положенных друг над другом. В ламинарном режиме потока капельки нефти поднимаются к вер­хнему слою коалесора, образуя нефтяную пленку. Применение рифленых пластин, расположен­ных рядом друг с другом, создает большую коагуляционную площадь, на которой собираются капельки нефти. Эта секция способствует большему столкновению капель с образованием круп­ных глобул. Собравшаяся нефть поднимается наверх к нефтяной фазе, а вода, под действием силы тяжести, оседает в нижней части емкости. Обезвоженная нефть продолжает подниматься наверх и перетекает в сборный карман, откуда через патрубок выводится из аппарата.

Вода, выделившаяся из эмульсии в жаровой секции и в коалесоре, оседает на дно ем­
кости и соединяется со свободной водой. Затем вода движется по дну к концу аппарата и
выходит из него через два патрубка сброса пластовой воды.                          

Система подачи топливного газа                                               

Установка оснащена механическими контрольными клапанами для слежения за уров­нем. Клапана расположены на линиях выхода нефти и воды, срабатывая при повышении уровня. Давление в емкости поддерживается контрольным клапаном обратного давления, установленным на газовой выкидной линии.

Для того, чтобы в систему подачи топливного газа не попала капельная жидкость (нефть, конденсат), газ проходит сначала через скруббер. Скруббер оснащен датчиком, работаю­щим на закрытие подачи газа при достижении максимального уровня жидкости. Излишки жидкости через ручной дренажный клапан периодически сливаются оператором.

Из скруббера газ поступает на две главные горелки через клапан-регулятор, который снижает давление в системе до 0,25 МПа. Подача топливного газа в главные горелки в топке осуществляется сначала через клапаны, регулирующие температуру, далее через два параллельных отсекающих клапана и ручной отсекающий кран.

Чувствительный элемент клапана-регулятора установлен около жаровых труб. Клапан-регулятор открывается или закрывается в зависимости от увеличения или понижения тем­пературы в этой секции, чем и контролируется подача топливного газа в горелки топки. Каждая топка оснащена двумя горелками. Топливный газ на пилотные горелки проходит через регулятор давления газа, который снижает давление до 0,11 МПа. Затем топливный газ на каждый «пилот» проходит через отсекающий клапан и ручной отсекающий кран.

Каждая топка оснащена одним «пилотом».

Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами. На месторождениях НГДУ применяется напор­ная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, почти полностью исключающая потери углеводородов. При этом для транспортировки нефти создается из­быточное давление на устье скважин с помощью насосов, устанавливаемых в дожимных насосных станциях (ДНС). На ДНС осуществляется первая ступень сепарации, газ отводит­ся по отдельному коллектору. Может производиться предварительный сброс воды с закач­кой ее в нагнетательные скважины. (На ДНС-1 и ДНС-2 Вачимского месторождения установ­лены аппараты предварительного сброса воды «Хитер-Тритер»)-

Вторая ступень сепарации осуществляется в процессе подготовки нефти. Технологичес­кие процессы подготовки нефти проводятся на Центральном пункте подготовки нефти и включает в себя следующие процессы:

- сепарация (II ступень) и разделение фаз;

-   обезвоживание продукции;

-   обессоливзние;

-   стабилизация нефти.

Подготовка нефти ведется в два этапа:

I – на установках предварительного сброса воды (УПСВ «Быстринская», УПСВ «Солкин-ская», УПСВ «2А», УЛСВ на ДНС-1 и ДНС-2 Вачимского месторождения). Уходящая с уста­новок жидкость содержит около 10% воды.

И – на установках подготовки нефти (УПН-1, 2).

Жидкость, приходящая на УПСВ, проходит последовательно две ступени сепарации. Перед первой ступенью сепарации в жидкость подается реагент-деэмульгатор. После сепа­рации жидкость направляется в печи для подогрева эмульсии с реагентом. Нагревается до 50′С и поступает в отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду (на УПСВ «Солкинская» нагрева нефти не производится). Вода сбрасывается в очистные резер­вуары, где происходит гравитационный отстой остаточных нефтепродуктов, содержащихся в воде, и далее направляется на КНС. Нефть из отстойников направляется в технологичес­кие резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды.

Нефть с содержанием воды – 10% с установок предварительного сброса воды насосами ЦНС 300×120 подается на установки подготовки нефти (УПН-1, 2) в печи-нагреватели ПТБ-10. В поток нефти на прием насосов подается дозируемый расход реагента-деэмульгатора в количестве – 20 г/т. Нагрев в печах производится до 45-50*С, после чего нефть поступает в электродегидраторы, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти. Нефть с содержанием воды до 1% и температурой 44-49′С поступает в сепараторы «горячей сепа­рации» для дальнейшего разгазирования (стабилизации), оттуда следует в товарные резер­вуары РВС-10000, с последующей откачкой насосами ЦНС 300×360 на ФКСУ НГДУ «Федо-ровскнефть».

Для подготовки нефти используют следующее оборудование:

_-. – сепарационные установки – двухфазные сепараторы-отделители газа от жидкости типа НГС, сепараторы I! ступени. Для более глубокой сепарации нефти на УПСВ применяют двух­ступенчатую сепарацию – смесь последовательно проходит через два сепаратора. Отсепа-рированный газ направляется через счетчики в газопровод на ГПЗ и ГРЭС как товарный продукт:

- печи – ПТБ-10 (печь трубчатая блочная) – предназначены для подогрева нефтяных эмуль­
сий перед блоками обезвоживания и обессоливания, для улучшения процесса разделения
эмульсии на нефть и воду.

Кроме сепарации, процесс подготовки нефти включает очистку нефти от свободной воды, механических примесей и солей. Этот процесс осуществляется в отстойниках, аппаратах

типаОВД-200. Отстойники предназначены для отстоя нефтяных эмульсий с целью разделе­ния ее на нефть и пластовую воду после нагрева и подачи реагента-деэмульгатора, способ­ствующего облегчению разделения нефтяной эмульсии на нефть и воду.

Используются следующие деэмульгаторы: Диссольван 28/30, Диссольван 34/08, Сепа-рол WF-41, Сепарол ES-3344, Прошинор DN-15, Дипроксамин. Нормы расхода высокоак­тивных (импортных) деэмульгаторов – 45 г/т. Нормы расхода низкоактивных (отечествен­ных) деэмульгаторов – 75 г/т.

Деэмульгаторы – химические вещества, обладающие поверхностно-активными свойства­ми, уменьшающие поверхностное натяжение раздела фаз нефть-вода, тем самым способ­ствующие расслоению эмульсии. Для глубокого обезвоживания и обессоливания на уста­новках подготовки нефти применяются электродегидраторы ЭГ-200-10 {объем 200 м3, ра­бочее давление 10 атм). Электродегидратор отличается от отстойника ОВД-200 наличием двух горизонтальных электродов, на которые подается напряжение до 44 кВ.

Подготовленная нефть направляется в товарный парк – в резервуары. Нефтяные ре­зервуары представляют собой емкости, предназначенные для накопления, кратковре­менного хранения и учета сырой и товарной нефти. Резервуары типа РВС (резервуар вертикальный стальной).

Контроль за качеством товарной нефти и учет ее ведется на объединенном коммерческом узле учета нефти, расположенном на КСУ НГДУ «Федоровскнефть». Подготовленная нефть проходит через автоматическую систему «СМИТ», обеспечивающую точность учета до 0,1%. Качество товарной нефти регламентируется ГОСТом 9965-76, предусматривающим:

I группа                      И группа

содержание воды, не более                                0,5%                             1%

солей, до (мг/дм3)                                                   100                              300

мех. примесей, до                                                 1,0%

давление насыщенных паров, до               500 мм рт. ст.