ЭКОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ,
ИНЖИНИРИНГА И ИННОВАЦИЙ»
Санкт-Петербург, ул. Бестужевская, лит. А, пом. 5Н
Инв. №
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ
эксплуатации линейной части нефтепровода
«Месторождение Перевозное-УПН Варандей»
Заказчик: Заместитель генерального директора по операционным вопросам | ||
М. П. | (подпись, дата) | |
Заместитель генерального директора по вопросам охраны труда и безопасности | ||
М. П. | (подпись, дата) |
Главный технолог | ||
М. П. | (подпись, дата) |
Главный механик | ||
М. П. | (подпись, дата) |
Исполнитель: Генеральный директор | ||
М. П. | (подпись, дата) |
Санкт-Петербург
2009
Содержание
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪеКТА.. 3
1 ХАРАКТЕРИСТИКА СЫРЬЯ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛЛОВ 4
2 ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ.. 7
3 НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА.. 9
Нормы технологического режима приведены в таблице 4.1. 9
4 КОНТРОЛЬ И УПРАВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ПРОЦЕССОМ.. 10
5 ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПУСКА И ОСТАНОВКИ.. 11
5.1 Подготовка к пуску. 11
5.2 Последовательность пуска и вывода на режим работы нефтепровода. 12
5.3 Эксплуатация нефтепровода. 13
5.4 Остановка нефтепровода для ремонта. 13
5.5 Аварийная остановка нефтепровода. 14
5.6 Особенности пуска и остановки системы нефтесбора в зимнее время. 14
6 БЕЗОПАСНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА.. 15
6.1 Характеристика опасных, вредных факторов производства. 15
6.2 Взрывопожароопасные и токсические свойства веществ, применяемых в производстве, взрывопожарная и пожарная характеристика технологических объектов. 17
6.3 Основные требования безопасности при эксплуатации производства. 22
6.4 Возможные аварийные ситуации на нефтепроводе. 24
6.5 Мероприятия по обеспечению противопожарной защиты.. 26
6.6 Средства индивидуальной защиты работающих. 27
7 ОТХОДЫ ПРОИЗВОДСТВА, СТОЧНЫЕ ВОДЫ, ВЫБРОСЫ В АТМОСФЕРУ 30
8 КРАТКАЯ ХАРЕКТИРИСТИКА ОСНОВНОГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ.. 34
8.1 Пересечения трассы нефтепровода. 34
8.2 Ведомость пересечений с инженерными коммуникациями и сооружениями. 34
9 ПЕРЕЧЕНЬ ОБЯЗАТЕЛЬНЫХ ИНСТРУКЦИЙ.. 35
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪеКТА
Нефтепровод расположен в районе поселка Варандей. Он проложен по дуге вдоль береговой линии на расстоянии от 1,8 до 8 километров от берега Баренцева моря.
Год ввода в действие 2010
Сведения о нефтепроводе: класс трубопровода 3, категория трубопровода 2
В состав линейного объекта «Нефтепровод месторождение Перевозное – УПН Варандей» входят:
§ Нефтепровод диаметром 273х8мм длиной 26,919км.
§ Системы электрообогрева нефтепровода
§ Радиорелейная линия связи
§ Система связи с объектами нефтепровода
§ Площадки обслуживания задвижек
§ Блоки системы управления электроуправляемых задвижек
§ Кабельные эстакады.
§ Линия электропередачи 6кВ
Максимальная производительность нефтепровода по транспортируемой нефти
–417,4 тыс. тон/год (54м3/час);
Технологический процесс и проект выполнен г. Москва.
Монтаж оборудования и трубопроводов произвела компания-------
Технологический регламент разработан на основании проекта в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ ».
Текстовая часть регламента оформлена с учётом требований Международного стандарта ISO 9001:2000 «Системы менеджмента качества – Требования», ГОСТа 2.105-95 «Межгосударственный стандарт. ЕСКД. Общие требования к текстовым документам» и ГОСТа Р 1.5-2002 «Государственная система стандартизации Российской Федерации. Стандарты. Общие требования к построению, изложению, оформлению, содержанию и обозначению».
1 ХАРАКТЕРИСТИКА СЫРЬЯ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛЛОВ
Сырьём для нефтепровода является нефть месторождения
Перевозное с механическими примесями и солями, растворёнными в пластовой воде. Обводнённость добываемого сырья к 2013 году достигнет 40 %. Физико-химическае характеристики транспортируемой жидкости по нефтепроводу:
§ характеристика нефти и газа– таблица 2.1;
Таблица 2.1 - Характеристика нефти и газа
№ п/п | Наименование сырья | Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта предприятия | Показатели качества | Норма по ГОСТ, ОСТ, ТУ | Область применения изготовляемой продукции |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
1 | Нефть Месторождения Перевозное | Данные составлены по результатам лабораторных исследований устьевых проб скважин месторождение Перевозное и УУН «Тобой» | Плотность сырой нефти при 200С кг/м3 Плотность обезвоженной нефти при 200С кг/см3 Вязкость кинематическая: при 20 0С, мм2/с при 50 0С, мм2/с при 70 0С, мм2/с Вода % мас Механические примеси % Хлористые соли мг/л Смолы % Асфальтены % Парафины % Температура плавления парафина 0С Температура застывания обезвоженной нефти, 0С Массовое содержание в нефти, %: - серы - парафинов - смолы - асфальтенов Массовая доля сероводорода, млн.-1, (ррm). Массовая доля метил-этил меркаптанов в сумме, млн.-1, (ррm). Содержание органических хлоридов млн.-1, (ррm). Фракционный состав, % мас.: Начало кипения 0С - Отгоняется до 1000С % - НК-120 0С % - НК-140 0С % - НК-150 0С % - НК-160 0С % - НК-180 0С % - НК-200 0С % - НК-220 0С % - НК-240 0С % - НК-260 0С % - НК-280 0С % - НК-300 0С % Остаток + потери % | 928,24 907,71 1141,74 77,51 32,09 До 15 0,23 13598,83 15,76 5,80 5,53 59,32 -4 1,81 5,53 15,76 5,80 20,00 10,00 1,85 86,73 0,82 1,59 2,79 3,53 4,49 6,6, 9,21 12,20 15,52 18,88 22,65 28,14 71,86 | Сырьё |
2 ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ
Технологическая схема (графическая часть) нефтепровода (УС-023-01.002-ТКР) прилагается к текстовой части регламента.
Линейная часть межпромыслового нефтепровода состоит из:
§ Трубопровода с резервной ниткой, запорной и регулирующей арматурой, переходов через естественные и искусственные препятствия;
§ Устройств контроля коррозии;
§ Линий и сооружений технологической связи, средств автоматики и телемеханики;
§ Системы электрообогрева нефтепровода (скин-эффект);
§ Линий электропередач и электроустановок.
Вдоль трассовых проездов (в зимнее время – автозимники) и переездов через нефтепровод (для спецтехники), вертолетных площадок (существующих), расположенных вдоль трассы нефтепровода, и подъездов к ним, опознавательных знаков местонахождения нефтепровода.
На переходе через реку Песчанка на основной и резервной нитке задвижки электрифицированы и телемеханизированы.
На переходах через ручьи Вагдетосе (ширина 7м) и ручей Роман-Яха (ширина 4м) предусмотрены задвижки с ручным управлением.
В качестве вентилей для выпуска воздуха (вантузы) применены шаровые краны Ду 25мм, Ру4,0МПа (фланцевый)
В состав каждого устройства контроля коррозии входят:
§ Устройство ввода стандартное Ру=4,0МПа, Двнутр=23мм;
§ Пробозаборник стандартный Ру=4,0МПа с комплектом ЗИП;
§ Зонд LPR - датчик линейной поляризации Ру=4,0МПа;
§ Зонд ER - датчик электрического сопротивления;
§ Устройства контроля коррозии предназначены для эксплуатации при температуре окружающего воздуха минус 600С.
Линия электропередач ВЛ 6кВ запроектирована с применением опор, специально предназначенных для эксплуатации в условиях крайнего севера. Рабочая температура окружающей среды от +300С до минус 500С
Система электрообогрева нефтепровода включает в себя трансформаторные подстанции с системами управления и греющий кабель. Принцип действия системы электрообогрева основан на «скин-эффекте». Система содержит термостойкий электрический изолированный провод, протянутый внутри греющей трубки из ферромагнитной стали. Конец провода присоединен к греющей трубке, а источник напряжения переменного тока подключен между трубкой и проводом. Переменный ток протекает по проводу и, благодаря скин-эффекту, только по внутренней поверхности греющей трубки. Помимо этого, в трубке возникают вихревые токи. Тепло вырабатывается за счет сопротивлений изолированного провода и ферримагнитной греющей трубки. Системы на основе скин-эффекта применяются для трубопроводов большой протяженности. Длина одной системы может составлять несколько десятков километров. Такие системы отличаются большой прочностью, высокой надежностью и ремонтопригодностью. Система электрообогрева нефтепровода разработана специализированной организацией. Система электрообогрева полностью автоматизирована и не требует постоянного присутствия персонала.
Система связи с объектами нефтепровода состоит из базового блока всепогодного исполнения со встроенной антенной размещенного на мачте связи и абонентских блоков всепогодного исполнения, размещенных у блоков управления задвижками с электроприводом и блок-боксов системы электрообогрева трубопровода.
В местах установки на нефтепроводе арматуры установлены стационарные площадки для ее обслуживания.
Кабельные эстакады предназначены для прокладки кабеля, питающего электроприемники.
Башня связи с размещенными на ней приемо-передающей аппаратуры, предназначена для осуществления связи между поселком Варандей, месторождением Перевозное, объектами расположенными по трассе нефтепровода.
3 НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА
Нормы технологического режима приведены в таблице 4.1.
Таблица 4.1 – Нормы технологического режима
№ п/п | Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима | Номер позиции прибора на схеме | Единицы измерения | Допускаемые пределы технологических параметров | Требуемый класс точности измерительных приборов ГОСТ 8.401-80 | При-мечание |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
1 | Нефтепровод § Давление § Температура | P1-19 | МПа 0С | 4 +15+30 | 2,5 0,5 |
4 КОНТРОЛЬ И УПРАВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ПРОЦЕССОМ
Контроль и управление параметрами работы трубопровода осуществляется персоналом нефтехимическая
промышленность" href="/text/category/himicheskaya_i_neftehimicheskaya_promishlennostmz/" rel="bookmark">нефтепромысла в круглосуточном режиме.
Контроль за скоростью коррозии осуществляется в соответствии с графиком 2 раза в месяц.
Контроль работоспособности электрообогрева нефтепровода в зимнее время осуществляется ежесменно.
5 ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПУСКА И ОСТАНОВКИ
Пуск трубопровода осуществляется после завершения строительно-монтажных работ или после ремонта (реконструкции).
Основанием для начала пуска нефтепровода после окончания строительно-монтажных работ является акт рабочей комиссии, а после капитального ремонта – акт приемки оборудования после ремонта, утвержденный в установленном порядке.
При приёмке оборудования нефтепровода после монтажа или ремонта должны быть представлены документы на выполненные работы, а также акты, подтверждающие готовность нефтепровода к приёму рабочих сред и пуску в эксплуатацию.
Подготовка нефтепровода к пуску заключена в тщательной проверке правильности выполнения монтажных (ремонтных) работ в соответствии с проектом.
Пуск нефтепровода производится на основании письменного распоряжения директора по производству .
Обслуживание нефтепровода, в соответствие с проектом, вменяется персоналу по добыче нефти в соответствии со штатным расписанием. Обслуживающий персонал обязан пройти обучение и получить удостоверение на право допуска к самостоятельной работе, экипирован необходимой спецодеждой, средствами индивидуальной защиты органов дыхания.
1
2
3
4
5
6
5.1 Подготовка к пуску
1 Убедиться в окончании ремонтных работ, исправности оборудования, трубопроводов, запорной арматуры, заземления, средств КИП и А, электрооборудования;
2 До проведения пусконаладочных работ провести продувку трубопровода в соответствии с указаниями проекта, для удаления пыли, грязи, окалины. Продувку производить сжатым воздухом согласно предварительно разработанных и утвержденных схем с указанием мест подвода и сброса продувочного газа. Перед продувкой необходимо отключить датчики КИП. Продувка осуществляется на разболченные фланцы с установкой экранов, для исключения переноса окалины, грязи в последующие участки трубопроводов. Продолжительность продувки, если нет специальных указаний в проекте, должна составлять не менее 10 минут. По результатам проведения продувки составляется акт. После завершения продувки установить на место регулирующую арматуру, диафрагмы и прочие устройства, которые были сняты или отключены, подключить приборы КИПиА, снять установленные временные заглушки, заменить временные прокладки;
3 Проверить на рабочих местах наличие всей необходимой эксплутационно-технической документации (регламента, инструкций, режимных листов и т. д.).
4 Убедиться в снятии ранее установленных и наличии необходимых заглушек по месту, с регистрацией в журнале установки и снятия заглушек;
5 Проверить закрытие всей запорной арматуры, кроме арматуры на манометрах которые должны быть открыты;
6 Проверить дренажи трубопровода, на проходимость;
7 Установить заглушки на дренажных и продувочных штуцерах трубопровода;
8 Проверить, с составлением актов, работоспособность:
§ средств первичных средств пожаротушения (огнетушители, пожарный инвентарь);
§ систем обогрева;
§ установку приборов КИПиА, которые прошли Государственную поверку в установленные нормами сроки.
9 Проверить наличие актов гидравлического испытания на вновь смонтированные трубопроводы;
10 Установить манометры на трубопроводе в соответствии с требованиями правил Госгортехнадзора;
11 Проверить наличие защиты от статического электричества на аппаратуре и коммуникациях с составлением соответствующих актов.
5.2 Последовательность пуска и вывода на режим работы нефтепровода
Перед пуском нефтепровода все задвижки закрыты. Через узел пуска очистных устройств в трубопровод вводится разделительный поршень для раздела сред. Последовательно открываются задвижки, по длине трубопровода, заполняя его нефтью, вытесняя продувочный газ из трубопровода на свечу в районе узла приема очистных устройств.
Участок трубопровода, которые временно не включаются в работу, должны быть перекрыты задвижками. Сырьё на приём подается равномерно без пульсаций, при подаче продукта в пустой трубопровод задвижки следует открывать плавно - во избежание гидравлических ударов.
После заполнения трубопровода нефтью, извлечения и осмотра разделительного поршня на узле приема очистных устройств, приступить к выводу его на режим согласно «Нормам технологического режима». Убедиться, что все устройства и приборы работают.
После пуска нефтепровода технологический режим поддерживать в соответствии с нормами технологического регламента. При пуске установки в зимнее время обратить внимание на тупиковые участки и принять меры по недопущению их замораживания.
5.3 Эксплуатация нефтепровода
Эксплуатация - это ведение технологического режима в соответствии с технологическим регламентом, нормами технологического режима, распоряжениями руководства с доставкой нефти от точки подключения до установки подготовки нефти.
Для обеспечения эксплуатации необходимо:
§ своевременно отбирать пробы согласно графику аналитического контроля
§ все изменения режима производить плавно, без колебаний;
§ следить за постоянством технологических параметров; следить за исправным состоянием средств КИПиА.
Своевременно, согласно графику производить замеры скорости коррозии.
Визуально контролировать состояние трубопровода, запорной арматуры, фланцевых соединений, сальников, с периодичностью:
§ 1 раз в неделю, если это оборудование расположено вне видимости с дороги;
§ каждые день, если это оборудование расположено на нулевой отметке и доступно без применения специальных приспособлений для подъема на него обслуживающего персонала.
Особое внимание обращать на целостность очистных устройств. Конструкция очистных устройств должна быть такой, что бы, при прохождении через задвижки не происходило попадание элементов очистного устройства в посадочное место запорного органа и его заклинивания.
В связи с минимальной скоростью движению флюида будет происходить его расслоение по длине трубопровода. Отложение парафина на внутренней поверхности трубопровода, мехпримесей, продуктов коррозии, воды по нижним отметкам и газа по верхним отметкам профиля в соответствии с рельефом может приводить к значительным пульсациям на УПН по количеству и качеству флюида при прохождении очистных устройств. Для минимизации пульсаций необходимо опытом путем определить оптимальную периодичность пуска скребков.
5.4 Остановка нефтепровода для ремонта
Остановка трубопровода производится при подготовке к проведению планового ремонта или по другим причинам на основании письменного распоряжения уполномоченного на это руководителя.
Остановка производится в следующей последовательности.
1 Прекратить подачу нефти в нефтепровод;
2 Закрыть запорную арматуру на ремонтируемом участке нефтепровода;
3 Дренировать (при необходимости) нефть из трубопровода и оборудования в передвижные аварийно-дренажные ёмкости.
5.5 Аварийная остановка нефтепровода
Аварийная остановка нефтепровода производится в следующих случаях:
§ при разгерметизации трубопровода;
§ в случае возникновения пожара, непосредственно угрожающего нефтепроводу;
§ в других случаях, если они влекут за собой угрозу безопасности обслуживающего персонала и нефтепроводу.
Аварийная остановка нефтепровода производится в следующей последовательности:
1 Остановить подачу нефти в нефтепровод;
2 Закрыть задвижки (дистанционно или вручную) в соответствии с ведомостью их установки и места аварии.
5.6 Особенности пуска и остановки системы нефтесбора в зимнее время
Особенности пуска и остановки нефтепровода в зимнее время определяются наличием высокозастывающих продуктов - нефти, водонефтяных эмульсий.
Особое внимание при пуске нефтепровода в зимнее время должно быть уделено исправности системы обогрева трубопровода. Проверяется состояние изоляции, поврежденная изоляция заменяется.
Пуск нефтепровода в зимнее время должен осуществляться в соответствии с «Регламентом проведения в зимнее время пуска, остановки и испытаний на плотность аппаратуры химических, нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов».
В соответствии с этим регламентом необходимо:
§ скорость подъёма или снижения температуры производить не более 30 0С/час.
Во время работы нефтепровода:
§ постоянно очищать от снега и льда территорию, площадки обслуживания оборудования, подъездные пути и проходы к средствам пожаротушения. Особое внимание уделять очистке ото льда лестниц, площадок обслуживания, расположенных на высоте;
§ при обнаружении замороженного участка трубопровода, арматуры, дренажа - отогреть их паром. Гибкие шланги, используемые для отогрева, должны присоединяться к паровым штуцерам только при помощи «хомута», а не проволочной скрутки.
При остановке нефтепровода необходимо:
§ не допускать прекращения работы электрообогрева.
6 БЕЗОПАСНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА
6.1 Характеристика опасных, вредных факторов производства
Нефтепровод является потенциально опасным производством, так как в нем транспортируются взрывопожароопасные и токсичные продукты.
Разгерметизация трубопровода при нарушениях технологического режима и авариях может привести к взрыву, пожару, загазованности территории, отравлению и травмированию персонала.
Наличие на объектах нефтепровода электрооборудования создает опасность поражения электрическим током.
Обслуживание технологического оборудования и арматуры, расположенной на этажерках и постаментах создает опасность падения с высоты.
При нарушениях правил обслуживания оборудования: возможно травмирование персонала.
Ниже приводятся данные по характеристике пожароопасных и токсичных свойств сырья, полупродуктов, готовой продукции, отходов, а также дается взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика производственных помещений и наружных установок (подразделы 7.2 и 7.3).
Наличие в нефти сероводорода требует особого подхода к эксплуатации нефтепровода.
Основные опасные элементы трубопровода - узлы пуска и приема очистных устройств, лежат за пределами настоящего регламента и в составе настоящего проекта не разрабатываются.
В связи с особой опасностью сероводорода его характеристики выделены отдельным текстом вне таблиц 7.2.1 и 7.2.2.
СЕРОВОДОРОД H2S – крайне токсичный, бесцветный горючий газ.
Это побочный продукт органического разложения. H2S - широко распространен в нефтяной промышленности, как компонент нефти и газа. Крайне необходимо, чтобы каждый рабочий знал физические свойства H2S, осознавал риск, умел защитить себя от его вредного действия.
Физические свойства H2S:
§ Цвет – бесцветный;
§ Запах – с неприятным запахом тухлых яиц;
§ Газовая плотность – тяжелее воздуха (1,198);
§ Взрывоопасные пределы – от 4,3% до 46% объема в воздухе;
§ Горючесть – горит синим пламенем – температура самовозгорания -2600С;
§ Растворимость – легко растворим в воде (4:1), в нефти, эмульсии;
§ Температура кипения – минус 600С. При нормальных условиях находится в газообразном состоянии.
Для защиты рабочих от токсического воздействия сероводорода установлены три предела воздействия сероводорода:
§ 10млн-1 (ppm) длительное воздействие – максимальная доза не должна превышать 10млн-1 за весь рабочий день (8 часов);
§ 15млн-1 (ppm) непродолжительное воздействие – максимальное время нахождения не более 15 мин;
§ 20млн-1 (ppm) предельный уровень – нельзя находиться ни секунды.
Различные концентрации H2S в воздухе и их действие на человека:
§ 1млн-1 (ppm) чувствуется запах;
§ 10млн-1 (ppm) 8 часов нахождения (не более);
§ 15млн-1 (ppm) 15 минут нахождения (не более);
§ 20млн-1 (ppm) нельзя находиться;
§ 100млн-1 (ppm) потеря обоняния через 2-15 минут. Жжение в горле, головная боль, тошнота;
§ 200млн-1 (ppm) быстрая потеря обоняния. Жжения в глазах и горле;
§ 500млн-1 (ppm) потеря ясности мышления и нарушение координации, дыхательное расстройство через 2-15минут. Необходимость немедленного проведения искусственного дыхания;
§ 1000млн-1 (ppm) мгновенная потеря сознания. Без немедленного спасения смерть или необратимые изменения в мозге.
Необходимо запомнить различие между используемыми единицами измерения млн-1 и процентами. Если при 1млн-1 (ppm) H2S можно безопасно работать, то при 1% (1000млн-1) наступает мгновенная смерть.
В случае выброса H2S необходимо:
§ Выйти из опасной зоны в подветренном направлении
§ Поднять тревогу
§ Одеть дыхательный аппарат
§ Приступить к спасению пострадавших
§ Восстановить дыхание пострадавшим
§ Вызвать медицинскую помощь.
Для работ в местах, где существует угроза выброса H2S, допускаются только те рабочие, которые прошли курс по обучению по работы и спасения в течение последних трех лет.
6.2 Взрывопожароопасные и токсические свойства веществ, применяемых в производстве, взрывопожарная и пожарная характеристика технологических объектов
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 |
