Система безопасности технологического процесса подготовки нефти в ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» на примере Западно-Тэбукского месторождения.

     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     ВВЕДЕНИЕ
     
     Актуальность темы. Коррозия металлического оборудования приводит к огромному экономическому и экологическому ущербу во многих отраслях промышленности. Значительные потери наблюдаются в нефтегазодобывающей отрасли из-за наличия агрессивных технологических сред обусловленных присутствием кислых газов (НгБ, СО2). Появление сероводорода и рост его концентрации связывается, в основном, с жизнедеятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), которые попадают в продуктивные пласты с поверхностными водами системы поддержания пластового давления. Скорость коррозии составляет 1,5 мм/год и более, а срок службы промысловых нефтегазопроводов не превышает 2-3 лет при нормативном сроке 10 лет. Наиболее опасны локальные коррозионные поражения в виде питтингов и язв, которые в некоторых случаях приводят к порывам через 6-8 месяцев после ввода нового трубопровода в эксплуатацию.
     Одним из наиболее распространенных способов снижения уровня коррозионных потерь при эксплуатации оборудования и нефтегазопроводов является применение ингибиторов коррозии. К настоящему времени накоплен значительный' практический опыт их использования. Однако различие в коррозионной агрессивности рабочих сред и изменение условий эксплуатации оборудования и сооружений на разных этапах подготовки нефти выдвигают новые требования к выбору ингибиторов и совершенствованию технологии ингибиторной защиты.
     Несмотря на имеющуюся широкую номенклатуру реагентов, идет постоянный поиск новых ингибиторов и ингибирующих композиций, способных обеспечить комплексную защиту от коррозионного и коррозионно-механического разрушения оборудования, снижение роста СВБ и других бактериальных культур.
     В связи с этим актуальность настоящей работы заключается в проектирование системы подачи ингибиторов комплексного действия для обеспечения эффективной и надежной эксплуатации нефтегазопромыслового оборудования и трубопроводных систем на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». 
     Цель ВКР: усовершенствовать систему безопасности технологического процесса подготовки нефти в ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» на примере Западно-Тэбукского месторождения.
     Для достижения данной цели необходимо выполнить следующие задачи:
1. Проанализировать опасности технологического процесса;
2. Проанализировать применяемые системы безопасности на предприятии;
3. Спроектировать систему безопасности на объекте;
4. Оценить эффективность системы безопасности после внедрения предложенных мероприятий.
















1. АНАЛИЗ ОПАСНОСТЕЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

1.1 Краткое описание технологического процесса

     Жидкость с нефтепровода «Пашня – Тэбук» и с ППСН «Северо-Аресские» с обводненностью до 5 % при давлении до 6 кгс/см2 и температуре 20?25?С через блок фильтров ФГ-2/1,2 поступает на блок теплообменников ТО-1/1,2 в трубное пространство, где за счет встречного потока находящейся в затрубном пространстве товарной нефти с обессоливателей II ступени происходит отдача тепла товарной нефтью сырой.
     Жидкость с ПСН-3 и со скважин Западно-Тэбукского месторождения с обводненностью 78-95% при давлении до 6 кгс/см2 и температуре 25-35оС поступает на прием сепараторов С-1/1,2 (НГС-200), где происходит первичное сепарирование НСЖ и сброс подтоварной воды до остаточного содержания воды в нефти от 1% до 5%.
     В поток жидкости с ПСН-3 и со скважин Западно-Тэбукского месторождения для улучшения отделения воды на сепараторах при помощи реагентного блока БДР-1-10 подается реагент-деэмульгатор Emulsatron м.36.
     Нефтесодержащая жидкость с сепараторов С-1/1,2 за счет избыточного давления (до 6 кгс/см2) и при помощи регулирующих клапанов подается в поток НСЖ поступающей после предварительного подогрева с блока теплообменников (ТО-1/1,2).
     Общий поток нефтесодержащей жидкости поступает на блок печей, где осуществляется ее подогрев до температуры 85?С. Газ для работы печей через узел учета поступает из газопровода «Пашня-Тэбук».
     Затем жидкость с блока печей поступает на I ступень обезвоживания в отстойники О-1/1,2 (БУОНВ-200М), в отстойниках при давлении 3 кгс/см2 происходит сепарирование и первичное обезвоживание нефтесодержащей жидкости до остаточного содержания воды в нефти до 0,6 %.
     На линию выхода с отстойников I ступени обезвоживания О-1/1,2 смонтирован смеситель, через который в поток нефти подается предварительно подогретая в теплообменниках ТО-2/1,2 пресная вода до температуры 75?С для обессоливания нефти.
     Для улучшения деэмульсации в поток НСЖ перед входом на блок печей и в поток пресной воды на входе в смеситель, подается реагент-деэмульгатор Emulsatron м.36. при помощи БДР-1.
     Далее нефтяная эмульсия поступает на II ступень глубокого обезвоживания нефти в отстойники О-2/1,2 (БУОНВ-200М), где при давлении 2,5 кгс/см2 и температуре 75?С происходит обессоливание, сепарирование и окончательное обезвоживание нефти до содержания остаточного балласта в нефти соответствующего 1 группе качества.
     Товарная нефть, проходя последовательно через теплообменники пластовой воды ТО-2/1,2 и теплообменники НСЖ с нефтепровода «Пашня – Тэбук» ТО-1/1,2 соответственно, отдавая свое тепло пресной воде и сырой нефти, поступает в буферные емкости БЕ-1/1,2, где происходит стабилизация нефти и откуда она откачивается насосами внешнего транспорта Н-2/1,2,3 (НК-200/370) на УПСН «Ухта».
     При недостаточной подготовке, нефть с О-2/1,2 через теплообменники ТО-1/1,2 поступает на С-2/1,2, после чего в резервуарный парк (РВС-5000 №3,4). 
     Выделившейся в сепараторах С-1/1,2 газ для предварительной осушки, проходит через газовый сепаратор ГС-1 и затем поступает в газопровод, идущий на входной сепаратор ГКС «Западный Тэбук», так же этот газ при необходимости может идти в качестве топлива на печи П-1/1,2,3,4.
     Предусмотрена линия на О-1/1,2; О-2/1,2 для увеличения или поддержания давления при необходимости. При проведении аварийных работ этот газ может подаваться на факельную линию. Газ, выделившийся в отстойниках О-1/1,2 О-2/,1,2, напрямую поступает в газопровод, идущий на входной сепаратор ГКС «Западный Тэбук». Газ выделившейся в процессе стабилизации на БЕ-1/1,2 также поступает на входной сепаратор ГКС «Западный Тэбук».
     Выделившаяся в сепараторах С-1/1,2 и в отстойниках О-1/1,2 О-2/1,2 вода направляется в РВС-1,2, после отстоя она откачивается насосами Н-3/1,2,3 (ЦНСАнт-180/170) на БКНС с остаточным содержанием нефтепродуктов до 50 мг/л.
     Для антикоррозионной защиты оборудования от внутренней коррозии предусмотрена закачка ингибитора коррозии Cartron 2304 комплексного действия при помощи блочной установки дозирования реагентов БДР-4-10 в поток НСЖ перед сепараторами С-1/1,2.
     На ППСН «Западный Тэбук» в состав резервуарного парка входит 4 РВС-5000. РВС №-1,2 предназначены для подготовки воды, поступающей с С-1/1,2, О-1/1,2, О-2/1,2 для последующей закачки в систему ППД.
     РВС №-3,4 предназначены для приема нефти с ППСН «Северо-Аресское», а также сброса некондиционной нефти с КСУ. Некондиционная нефть насосами сырьевого типа Н-1/1,2 с РВС№-3,4 поступает на ППСН для последующей подготовки.
     Технологическая схема объекта приведена на рисунке 1.















1.2 Анализ опасностей технологического процесса

     Технологический процесс на ППСН «Западный Тэбук» сопряжен со следующими производственными опасностями, которые могут привести к аварийным ситуациям с серьезными нежелательными последствиями (пожар, взрыв, отравление персонала):
* обращение на площадке ППСН больших количеств легковоспламеняющихся и токсически опасных веществ.
     Способность нефтяной эмульсии при наличии источников зажигания к возгоранию, с выделением токсически опасных веществ. Осложняет ситуацию наличие попутного нефтяного газа в нефтяной эмульсии.
* взрыво- и пожароопасность среды (наличие нефтяной эмульсии насыщенной попутным газом).
     Возможность образования в закрытых объемах (помещение насосной, сосуды под давлением) взрывоопасных концентраций паровоздушных смесей.
* определенная внутренняя энергетика технологических режимов работы. 
     Основные типовые процессы (приём, обезвоживание, сепарация, обессоливание, нагрев и откачка товарной нефти) происходят при повышенных давлениях и температурах. 
* опасность разгерметизации оборудования с выбросом опасных веществ.
     Отказы, разрушения и поломки обусловлены, прежде всего, физическим износом оборудования, механическими повреждениями, браком при сварке, усталостью металла, а также содержанием в нефтяной эмульсии коррозионно-активной пластовой воды, солей и больших количеств агрессивных примесей, абразивных частиц (песок).
* повышенная вероятность отказов электрооборудования, сосудов, работающих под давлением, технологических трубопроводов, арматуры, систем контроля и автоматики, составляющих комплекс противоаварийной защиты. 
* наличие вспомогательного производства, с использованием оборудования, работающего под давлением более 0,07 МПа (воздушная компрессорная станция).
     Дополнительными факторами, усугубляющими существующие производственные опасности, являются:
* высокая концентрация оборудования на ограниченной территории;
* надземная прокладка трубопроводов;
* значительная протяженность трубопроводов;
* большое количество запорной и регулирующей арматуры.
* непрофессиональное действие обслуживающего персонала:
? незнание обязательных инструкций и нормативно-технической документации;
     ?  нарушение норм технологического режима;
     ?? плохая организация рабочего места;
     ?  несогласованность действий работающих;
??ослабление внимания при обслуживании технологического оборудования;
     ?? возможность ошибок в действиях обслуживающего персонала.
     
1.3 Источники и характеристики потенциальных опасностей
     
     Определены возможные причины и факторы, способствующие возникновению и развитию аварий на объекте:
     1. К основным причинам и факторам, связанным с отказом оборудования относятся:
* опасности, связанные с типовыми процессами;
     Основными типовыми процессами являются процессы приема, хранения и перекачки нефти. Основную опасность процессов обусловливает наличие больших количеств пожаровзрывоопасных веществ. Возможно образование топливовоздушных смесей.
     Важнейшими параметрами процессов являются уровень заполнения емкостного оборудования, давление на выходе насосов, недопущение их перегрева.
     При нарушении технологического режима возможна разгерметизация оборудования с выбросом опасных веществ, образованием загазованности, возникновением взрывов ТВС и пожаров разлития. В связи с этим особое значение имеет точное соблюдение технологического режима.
     Гидродинамические процессы на установке протекают в насосном оборудовании, которое перекачивает горючую жидкость. Это обуславливает образование взрывоопасных парогазовых облаков и очагов пролива при негерметичности уплотняющих устройств (торцовые и сальниковые уплотнения, разрушенные подшипники и т.д.) вследствие отказа вспомогательных систем (охлаждения, смазки, уплотнения и т.д.) этого оборудования, отказов систем сигнализации и блокировок, ошибок ремонтного и обслуживающего персонала.
* физический износ, коррозия, механическое повреждение, брак при сварке, усталость металла;
     Физический износ, структурные отказы или механические дефекты происходят в результате развития исходных дефектов основного металла, механического повреждения, температурной деформации, браке при сварке, усталости металла.
* отказы, разрушение и поломки оборудования, прекращение подачи энергоресурсов.
     Основными отказами/поломками оборудования являются: поломки насосных агрегатов в результате разрушения опорных подшипников, вала, разгерметизации уплотнений и фланцевых соединений; отказ/поломки электрооборудования, электропроводки; неполадки и отказ задвижек, контрольно-измерительных приборов.
     2. К основным причинам и факторам, связанным с ошибочными действиями персонала относятся:
* некачественная диагностика и выявление дефектов во время эксплуатации;
* не ликвидирующиеся дефекты из-за отсутствия или неудовлетворительного качества ремонтных работ, или недооценки опасности;
* ошибки операторов при проведении технологических операций (например, резкое повышение давления сверх нормативного, отступление от норм технологического регламента, нарушение правил пуска и остановки системы, правил техники безопасности и правил взрывопожаробезопасности, нарушение должностных инструкций и т.д.).
     3. К основным причинам и факторам, связанным с внешними воздействиями природного и техногенного характера относятся:
* разряд атмосферного электричества;
     Разряд атмосферного электричества возможен при поражении объекта молнией, при вторичном ее воздействии или при заносе в него высокого потенциала.
     Поражение объекта молнией возможно при совместной реализации двух событий - прямого удара молнии и отказа молниеотвода (из-за его отсутствия, неправильного конструктивного исполнения, неисправности).
* неблагоприятные погодные условия;
     Сильный ветер (скорость при порывах 25 м/с и более), сильный гололед (отложения на проводах диаметром 20 мм и более), сильная метель в сочетании с сильным ветром скоростью 15 м/с и более, которые могут вызвать аварии на энергетических сетях и привести к перерывам в подачи электроэнергии.
     Низкая температура воздуха - приводит к повышению вязкости нефти, образованию парафиновых пробок, повышению давления в аппаратах и трубопроводах.
* геологические процессы;
     Землетрясения, оползневые явления, сели, лавины и карстовые процессы в районе расположения декларируемого объекта не наблюдались.
     Оползневые явления, сели и лавины для данной местности не характерны.
* падение самолета, метеорита и т.п.
     Не рассматривается, поскольку частота данного события не превышает 10-7 1/год (над территорией декларируемых объектов нет постоянно действующих авиалиний, в окрестности отсутствуют взлетно-посадочные полосы и площадки, а также аэропорты).
* диверсии и террористические акты, акты вандализма.
     Приводят к разгерметизации оборудования, загрязнению окружающей среды и возникновению аварийных ситуаций. Частота не превышает 1х10-6 1/год, поскольку объект обеспечен охраной.
     
1.4 Анализ риска

1.4.1 Статистические данные 

     Распределение аварий по их типам в период с 2006 г. по 2015 г. показано в таблице 1:
     
Таблица 1 -  Распределение аварий по их типам
Типы аварий
Число аварий
Число погибших при авариях

Абсолютное число
В % от общего числа
Абсолютное число
В % от общего числа
1
2
3
4
5
Выход пластовой воды с нефтепродуктами без возгорания
128
52,9
0
0,0





1
2
3
4
5
Пожар
62
25,6
14
46,7
Взрыв-пожар
24
9,9
6
20,0
Взрыв без возгорания
17
7,0
7
23,3
Прочие аварии
7
2,9
3
10,0
Пожар-взрыв
4
1,7
0
0,0
Всего
242
100,0
30
100,0
     
     
     Рисунок 2 – Распределение типов аварий на объектах
     
     
     Рисунок 3 – Распределение числа погибших людей по типам аварий
     Из таблицы 1 следует, что 90% людей погибают при авариях, сопровождающихся взрывами и пожарами, которые составляют 41%.

     Статистика причин аварий
     
     Рисунок 4 – Статистика причин аварий
     
     Распределение аварий по видам объектов нефтяной промышленности
     
     Рисунок 5 – Распределение аварий по видам объектов нефтяной промышленности
     Диаграммы показывают, что 19 % всех аварий происходит на насосно-компрессорном оборудовании, причиной 72 % которых является внутренняя коррозия. 
     
1.4.2 Определение типовых сценариев возможных аварий в насосной с участием опасных веществ
     
     Анализ известных аварий показал, что на аналогичных объектах, содержащих подобные опасные вещества, возможны аварии, сопровождающиеся разливами опасных веществ (нефти, пластовой воды), пожарами разлития. Основными поражающими факторами в случае аварий являются открытое пламя, тепловое излучение, выброс горящей жидкости и разлет осколков разрушенного оборудования
     Выбор типовых сценариев возможных аварий проводился с учетом анализа известных аварий на аналогичных трубопроводах, характеристик опасных веществ, данных о технологическом и аппаратурном оформлении, а также с учетом выявленных возможных причин, способствующих возникновению и развитию аварий. 
     Анализ условий обращения с опасными веществами на данном объекте выявить типовые сценарии развития аварийных ситуаций на насосной станции:
- сценарий 1 (С1) – разлив опасных веществ (технологическая вода с нефтепродуктами), сопровождающееся загрязнением окружающей среды;
- сценарий 2 (С2) – взрыв облака ТВС с возможным образованием пожара пролива опасных веществ на открытой площадке, возникающий при проливе опасных веществ (технологическая вода с нефтепродуктами) из насоса
     Схемы развития приведенных сценариев аварий представлены в                 таблице 2:
Таблица 2 – Схемы развития типовых сценариев аварий
№ сценария
Схема развития сценария
С1
Разлитие нефтепродуктов
Частичная разгерметизация насоса ? истечение вещества и его растекание в пределах обвалования (на ландшафт)? загрязнение окружающей среды.
С2
Пожар пролива нефтепродуктов в насосной
Полное разрушение насоса ? истечение пластовой воды ? испарение нефтепродуктов и образование облака ТВС + источник зажигания ? взрыв облака ТВС, возможно образование пожара разлития ? барическое и термическое поражение людей, сооружений и оборудования, загрязнение окружающей среды.

     На основании анализа известных аварий построим дерево причин и дерево событий (рис.6 и рис.7):
     












Рисунок 6 – Дерево причин разлива подтоварной воды


     Наименования исходных причин и вероятности данных событий показаны в таблице 3:
Таблица 3 – Данные исходных причин
Код
Наименование события
Вероятность события, Pi
1
нарушение технологического режима
6·10-7
2
коррозионное разрушение
5,68·10-5
3
отказ системы охлаждения
1·10-5
4
создание избыточного давления
1·10-7
5
механическое разрушение
4,24·10-7
6
ошибки обслуживающего персонала
7,76·10-7
7
несоблюдение проектного размера сварного шва
2·10-7
8
непровары и подрезы
4·10-6
9
коррозионное разрушение
2,72·10-5

             






     В качестве возможных исходов рассматриваются:
          С1 – испарение нефтепродуктов и образование облака ТВС с последующим горением или взрывом облака с воздействием на персонал;
	С2 – испарение нефтепродуктов и образование облака ТВС с последующим горением или взрывом облака без воздействия на персонал;
С3  – испарение нефтепродуктов и образование облака ТВС с последующим рассеянием облака без последствий, воздействия на персонал нет;
С4  – испарение нефтепродуктов и образование облака ТВС с последующим пожаром пролива с воздействием на персонал;
С5 – испарение нефтепродуктов и образование облака ТВС с последующим пожаром пролива без воздействия на персонал;
С6  – образования облака ТВС не произошло, авария локализована, воздействия на персонал нет;
	Вычислим значения статистической вероятности каждой ветви «дерева событий»:
С1 = Р1 · Р1.1 · Р1.2 · Р1.5 = 1·0,25·0,3·0,45 = 0,0337
С2 = Р1 · Р1.1 · Р1.2 · Р1.6 = 1·0,25·0,3·0,55 = 0,0412
С3 = Р1 · Р1.1 · Р1.3 = 1·0,25·0,37 = 0,0925
С4 = Р1 · Р1.1 · Р1.4 · Р1.7 = 1·0,25·0,33·0,17 = 0,014
С5 = Р1 · Р1.1 · Р1.4 · Р1.8  = 1· 0,25 · 0,33 ·0,83 = 0,0684
С6 = Р1 · Р2.1 · Р2.2  = 1·0,75·1 = 0,75

	Произведем расчет вероятности Q(Сi ) реализации каждого из рассматриваемых вариантов логической схемы.
Q(Сi) = Рсоб · Q(Сi)ст 
(1)
     где Рсоб  - вероятность аварийного разлива пластовой воды,
Рсоб = 1· 10-4 (год-1);
     Q(Сi)ст – статистическая вероятность развития i-й ветви логической схемы.
Q(С1) = 1· 10-4 · 0, 0337 = 0,337·10-5  (год-1). 
Q(С2) = 1· 10-4 · 0,0412 = 0,412·10-5  (год-1).
Q(С3) = 1· 10-4 ·  0,0925 = 0,925·10-5  (год-1).
Q(С4) = 1· 10-4 ·  0,014 = 0,14·10-5  (год-1).
Q(С5) = 1· 10-4 ·  0,0684 = 0,684·10-5  (год-1).
Q(С6) = 1· 10-4 ·  0,75 = 0,75·10-4  (год-1).

	Индивидуальный риск рассчитывается как сумма вероятностей реализации вариантов логической схемы с воздействием на персонал в исходе:
Rи  = 0,337·10-5 + 0,14·10-5 = 4,7·10-6  (год-1).

	Социальный риск находим по формуле 2:
Rc = N · Rи,                                                (2)
где N – количество человек, находящихся в зоне воздействия риска;
Rc = 5·0,63·10-5 = 3,15·10-5 (год-1).

     Вывод: Анализ опасности технологического процесса подготовки нефти на УПН «Западный Тэбук» показал, что на данной установке высокий риск вероятности аварий в насосной по причине внутренней коррозии вследствие разгерметизации насосного оборудования. 
2 	АНАЛИЗ ПРИМЕНЯЕМЫХ СИСТЕМ БЕЗОПАСНОСТИ НА
УПН ЗАПАДНЫЙ ТЭБУК

     2.1 Анализ мероприятий по обеспечению безопасности на УПН Западный Тэбук

     2.1.1 Комплекс технических и технологических мероприятий, обеспечивающих снижение уровня опасности на основном технологическом оборудовании:
* на ППСН «Западный Тэбук» предусмотрена система автоматического управления (САУ), обеспечивающая автоматическую защиту и блокировку оборудования в соответствии с требованиями действующих норм и правил безопасности, охраны труда, защиты окружающей среды;
* при повреждении САУ, отсутствии электроэнергии в цепях автоматики на управляемом оборудовании не возникает аварийного состояния;
* технологическое оборудование ППСН оснащено запорной, регулирующей и предохранительной арматурой, приборами контроля и автоматики;
* для опробования, наладки, вывода на режим и контроля технологического режима при местном управлении установлены местные приборы контроля;
* контроль за основными технологическими параметрами осуществляется с помощью местных показывающих приборов, первичных преобразователей и вторичных приборов, обеспечивающих индикацию, регистрацию, а также аварийную сигнализацию;
* функции защиты и блокировки технологического оборудования обеспечивают обнаружение аварийных состояний технологического процесса по аварийным отклонениям технологических параметров; 
* схема аварийной сигнализации предусматривает сохранение сигнала до его снятия оператором, даже если причина сигнализации за это время исчезла;
* технологическая система подготовки и транспортировки продукции герметичная, что обеспечивает минимальные выделения вредных и опасных веществ в окружающую среду при нормальных условиях эксплуатации;
* все сосуды, работающие под давлением, оснащены предохранительными клапанами, сборы от которых стравливаются на факельную установку;
* сбросы газа с технологического оборудования также используются для собственных технологических нужд (в качестве топлива на печах);
* автоматизация печей подогрева теплоносителя ПТБ-1-4 (ПТБ-5) выполнена в объеме заводской поставки;
* для возможности опорожнения емкостей, сосудов, слива конденсата, ликвидации разливов воды и нефти существует система промканализации, в которую сбрасываются все выпуски из технологических аппаратов;
* дренажная емкость заглублена и оборудована погружным насосом для обратной откачки жидкости;
* для очистки от отложений предусмотрена пропарка емкостного оборудования при помощи паровой передвижной установки (ППУА-1600/100);
* приборы и средства автоматизации, устанавливаемые на открытых площадках, имеют климатическое исполнение, позволяющие эксплуатировать их при расчетных температурах окружающего воздуха;
* выполнено заземление токоведущих частей оборудования;
* молниезащита зданий и сооружений выполнена согласно СО 153-34.21.122-200 технологических параметров;
* в закрытых помещениях с взрывоопасной средой и возможным выделением опасных веществ предусмотрена постоянно-действующая и аварийная приточно-вытяжная вентиляция;
* защита от молний и защита от статического электричества технологического оборудования и трубопроводов выполнены присоединением его к наружному контуру заземления;
* во всех взрывоопасных и пожароопасных зонах выполнены мероприятия по выравниванию потенциалов (для защиты от заноса высоких потенциалов трубопроводы на вводе во взрывоопасные и пожароопасные установки присоединяются к общему заземляющему устройству);
* приборы, датчики, осветительная аппаратура, устанавливаемые в пределах взрывоопасных зон, имеют исполнение, позволяющее их эксплуатацию во взрывоопасных зонах классов «В-1а» и «В-1г»  при категории и группе смеси IIА-Т3.
* приборы контроля и автоматизации, аппаратура управления и сигнализации в пожароопасных зонах установлены в соответствии с требованиями ПУЭ.
     
     2.1.2 Комплекс организационно-технических мероприятий, обеспечивающих снижение уровня опасности:

* обучение обслуживающего персонала безопасным методам работы; 
* лица, не прошедшие инструктаж или не имеющие необходимых знаний, к работе не допускаются;
* проведение проверок состояния условий труда и производственной безопасности;
* составление и выполнение планов мероприятий по предупреждению производственного травматизма и профессиональных заболеваний;
* соблюдение инструкций по обслуживанию оборудования и требований безопасности при проведении огнеопасных (газоопасных) работ;
* регулярные тренировки персонала в соответствии с графиком ПМЛЛПА;
* обеспечение персонала специальной одеждой, обувью и другими средствами индивидуальной защиты;
* составление графиков планово-предупредительных ремонтов (ППР) оборудования и организация контроля со стороны технических служб;
* проведение ремонтных работ оборудования только после его отключения и сброса давления, с применением инструмента, не допускающего искр при ударе;
* после проведения ремонтов должна производиться опрессовка технологических трубопроводов и аппаратов на герметичность;
* проверка исправности предохранительной, регулирующей и запорной арматуры по утвержденному графику с занесением результатов проверки в журнал технической эксплуатации и технического обслуживания;
* проверка герметичности фланцевых соединений, арматуры, и пр. от пропуска среды (отсутствие подтеков во фланцевых соединениях и сальниках арматуры и насосов);
* ревизия КИПиА, блокировочных и сигнализирующих устройств по графику планово-предупредительного ремонта;
* применением технических средств, системы аварийной связи и оповещения, обеспечивающих оперативное информирование работающих о возможной опасности.

2.2 Анализ средств защиты на УПН Западный Тэбук

     Защита персонала от производственных опасностей производится в первую очередь на уровне автоматизированной системы контроля, отражающей работу технологической системы в операторной.
     С помощью средств автоматизации производится:
* сигнализация аварийных режимов работы технологического оборудования;
* автоматическая блокировка и защита технологического оборудования при аварийных значениях параметров технологических процессов (по давлению, температуре, уровню жидкости);
* сигнализация состояния двигателей насосов (включен-отключен), 
* сигнализация работы насосных агрегатов по технологическим параметрам (давлению на приеме и выкиде, повышенной температуре подшипников насоса);
* сигнализация работы печей ПТБ-5 по давлениям теплоносителя в змеевиках печи, газа к горелкам печи);
* дистанционный контроль загазованности в сырьевой насосной.
     Дополнительно на площадке с оборудованием и аппаратурой и в помещениях, где возможно выделение сероводорода в воздухе рабочей зоны, осуществляется постоянный местный контроль воздушной среды и сигнализация опасных концентраций сероводорода. Контроль воздушной среды должен производиться по графику: в местах возможного выделения и скопления сероводорода на открытом воздухе – каждые 24 часа; в закрытых помещениях – каждые 8 часов; в помещениях без постоянного присутствия человека – перед каждым входом в помещение.
     В качестве датчиков контроля загазованности в помещении сырьевой насосной предусмотрен стационарный газоанализатор СВК-3М1. В тех случаях, когда загазованность в помещениях выше санитарных норм, обслуживающий персонал выявляет причины загазованности и ликвидирует пропуски. После этого берётся повторный анализ.
     Вывод: Анализ применяемых систем безопасности показал, что на УПН Западный Тэбук недостаточная защита от коррозии. Система подачи ингибитора коррозии несовершенна, вследствие чего на насосном оборудование часты явления локальной коррозии, свищи и как следствие разливы пластовой воды, химический состав которой приносит вред окружающей среде и при определенных условиях может быть причиной образования облака ТВС из испарившихся остаточных нефтепродуктов.










3 ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ НА УПН «ЗАПАДНЫЙ ТЭБУК»
3.1 Характеристика применяемого ингибитора

     Для защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии, вызываемой агрессивными средами, содержащими сероводород с диоксидом углерода, применяется ингибитор коррозии Cortron 2304.
     Ингибитор коррозии - бактерицид Cortron 2304 предназначен для защиты от коррозии нефтепромыслового оборудования и трубопроводов, работающих в сероводородсодержащих средах, в том числе и зараженных сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ). Наряду с ингибирующими реагент обладает и бактерицидными свойствами.
     По физико-химическим показателям реагент Cortron 2304 должен соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице 3.1.
      
Таблица 3.1 Физико-химические свойства ингибитора коррозии-бактерицида Cortron 2304 (ТУ 39-1192-87)
       Наименование показателя
       Норма
Внешний вид Cortron 2304
Жидкость темно-коричневого цвета
Массовая доля четвертичной соли пиридиния, %, не менее
       20
Массовая доля гидробромидов, %, не более
       4
Массовая доля остаточных алкилбромидов, %, не более
       0,5
Температура застывания, оС, не выше
       минус 40
Защитное действие в стандартном растворе сероводородсодержащей сточной воды не менее 90% при концентрации Cortron 2304, мг/дм3, не более
       25
Степень подавления СВБ не менее 100% при концентрации Cortron 2304, мг/дм3, не более
       100
     
     
     
     
     3.2 Мероприятия по совершенствованию системы безопасности технологического процесса подготовки нефти

     Основной объем нефти добывается с применением заводнения нефтяных месторождений природными водами, что привело к заражению их микроорганизмами и вспышке микробиологический процессов. Биогенный сероводород, образуемый сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ), соединяясь с ионами 2- и 3- валентного железа в попутнодобываемой сточной воде, образует дисперсный осадок сульфидов железа.
     Образование сульфидов железа начинается в добывающих скважинах, системе сбора и подготовки нефти, а также в системе поддержания пластового давления. Осадки сульфида железа отрицательно влияют на межремонтный период работы добывающих скважин, работу системы сбора и подготовки нефти, активно влияют на коррозию нефтепромыслового оборудования и электрохимическое поведение стали в пластовой воде.
     Образующиеся продукты коррозии в виде осадков сульфидов и оксидов железа обладают высоким абразивным действием и в потоке воды усиливают коррозию.
     Агрессивное воздействие коррозионных сред приводит к усиленной коррозии оборудования установок по подготовке нефти – теплообменников, резервуаров различного назначения, насосов, трубопроводной сети.
     По аналогии с ГОСТ 13819-68, предлагается коррозионную активность скважинных сред ранжировать на баллы от 1 до 10 и подразделить на 6 классов. Предлагаемая шкала ранжирования представлена в таблице 4:






Таблица 4 – Шкала коррозионной активности минерализованных сред
Группа коррозионной активности
 Условная скорость коррозии u, мм/год
Балл коррозионной активности

Группа коррозионной активности
Условная скорость коррозии u, мм/год
Балл коррозионной активности
Неагрессивная среда (НА)
<0,001
1

Агрессивная среда (АС)
>0,1…0,5
6





>0,5…1,0
7
Мало-агрессивная среда (МА)
>0,001…0,005
2

Весьма агрессивная среда (ВА)
>1,0…5,0
8

>0,005…0,01
3


>5,0…10
9
Пониженно-агрессивная среда (ПА)
>0,01…0,05
4

Совершенно агрессивная среда (СА)
>10
10

>0,05…0,1
5




      

     При этом балльный ранг коррозионной стойкости для трубной стали назначается по истинной скорости её коррозии, определяемой экспериментально по методике потенциометрических или гравиметрических измерений. Таким образом, по таблице 4, балл коррозионной активности Западно-Тэбукской пластовой воды – 6 (скорость коррозии 0,247 мм/год), следовательно, среда является агрессивной. 
     Для антикоррозионной защиты оборудования от внутренней коррозии предусмотрена закачка ингибитора коррозии Cartron 2304 комплексного действия при помощи блочной установки дозирования реагентов БДР-4-10 в поток НСЖ перед сепараторами С-1/1,2.
     Так как закачка ингибитора происходит в начале процесса подготовки нефти, то при данном расходе происходит его недостаток на насосно-компрессорной установке.
     Дополнительная линия подачи ингибитора также на прием насоса откачки пластовой воды при помощи БДР-3-10 обеспечит:
1. Защиту оборудования насосной на УПН «Западный Тэбук» от внутренней коррозии;
2. Защиту оборудования БКНС, находящейся в 3 км от УПН «Западный Тэбук» от внутренней коррозии;
3. Снижение аварийности на данных участках;
4. Снижение в подтоварной пластовой воде остаточных нефтепродуктов;
5. Снижение агрессивности среды пластовой воды;
6. Снижение скорости коррозии;
7. Улучшение качества подтоварной пластовой воды;

3.3 Проведение эксперимента

     В ходе эксперимента определяется оптимальный режим подачи ингибитора коррозии с целью улучшения качественных показателей работы установки и  повысить уровень безопасности технологического процесса подготовки нефти на ППСН «Западный Тэбук». В течении эксперимента сравниваются три системы закачки ингибитора коррозии Cortron 2304 комплексного действия:
1. при помощи блочной установки дозирования реагентов БДР-4-10 в поток НСЖ перед сепараторами С-1/1,2 (расход 1 л/ч);
2. при помощи блочной установки дозирования реагентов БДР-4-10 в поток НСЖ перед сепараторами С-1/1,2 с увеличением д.......................