МИНОБРНАУКИ РОССИИ федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский государственный технологический институт (технический университет)» (СПбГТИ(ТУ)) ОТЧЁТ ПО ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИКЕ (НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ РАБОТА) Направление подготовки 20.03.01 Техносферная безопасность Квалификация Бакалавр Направленность Безопасность технологических процессов и производств Факультет инженерно-технологический Кафедра химической энергетики Группа 596 Студент Маршалов Александр Евгеньевич Результаты прохождения практики Руководитель практики Крикливый С.Ю. г. Санкт-Петербург 2023 МИНОБРНАУКИ РОССИИ федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Санкт–Петербургский государственный технологический институт (технический университет)» (СПбГТИ(ТУ)) ЗАДАНИЕ НА ПРОИЗВОДСТВЕННУЮ ПРАКТИКУ Студент Маршалов Александр Евгеньевич Направление подготовки 20.03.01 Техносферная безопасность Квалификация Бакалавр Направленность Безопасность производств Факультет инженерно–технологический Кафедра химической энергетики Группа 596 технологических процессов и Перечень решаемых задач: 1. Изучить технологию производства объекта; 2. Провести анализ пожаровзрывоопасных характеристик обращающихся в производстве опасных веществ; 3. Оформить отчет и сделать выводы. Дата выдачи задания 17.04.2023 Срок сдачи отчета 30.04.2023 Руководитель ______________ Крикливый С.Ю. Задание принял к выполнению студент ______________ Маршалов А.Е. 2 ОГЛАВЛЕНИЕ Введение .............................................................................................................................................................. 4 1 Основная часть ............................................................................................................................................... 6 1.1 Характеристика опасных веществ обращающихся на объекте ........................................................... 6 1.2 Принципиальная технологическая схема с обозначением основного технологического оборудования, указанием направлений потоков опасных веществ и отсекающей арматуры и кратким описанием технологического процесса............................................................................................................. 16 1.3 Перечень основного технологического оборудования, в котором обращаются опасные вещества22 1.3.1 Данные о распределении опасных веществ по оборудованию ....................................................... 29 2 Анализ известных аварий ............................................................................................................................ 39 2.1 Перечень аварий и обобщённые данные об инцидентах, имевших место на рассматриваемом объекте ................................................................................................................................................................. 39 2.2 Перечень аварий, имевших место на других аналогичных объектах, или аварий, связанных с обращающимися опасными веществами ......................................................................................................... 39 2.3 Анализ основных причин произошедших аварий ..................................................................................... 48 3 Заключение ................................................................................................................................................... 51 3 ВВЕДЕНИЕ Система нефтегазодобычи грает важную роль в развитии нашей страны. Промышленность, транспорт, сельское и коммунальное хозяйство, население не обходятся без нефтепродуктов — топлив, масел, смазок, растворителей. Их поставки потребителям осуществляются через широкую сеть нефтебаз и автозаправочных станций (АЗС). Нефть опасна для окружающей среды. В случае попадания нефти в водные объекты она может вызвать нарушение экосистемы, угрожая жизни многих видов животных и растений. Кроме того, нефть является горючим материалом, что приводит к возможности возникновения пожаров и взрывов на нефтяных складах и насосных станциях. Оценка риска эксплуатации нефтяной насосной станции позволяет определить вероятность возникновения аварийных ситуаций и их возможные последствия. Это позволяет разработать меры по предотвращению аварийных ситуаций и минимизации их последствий, что является важным шагом в обеспечении безопасности не только работников насосной станции, но и окружающей среды. Промышленная безопасность опасных производственных объектов — состояние защищённости жизненно важных интересов личности и общества от аварий на опасных производственных объектах и последствий указанных аварий. Это комплекс разнообразных мероприятий целью предотвращение и/или минимизация последствий аварий на опасных производственных объектах. Надзор со стороны государства возложен на Федеральную службу по экологическому, технологическому и атомному надзору на основании Федерального закона №116-ФЗ от 21.07.1997 г. "О промышленной безопасности опасных производственных объектов", и иных федеральных норм и правил (ФНиП). Закон определяет правовые, экономические и социальные основы обеспечения безопасной эксплуатации опасных производственных объектов и направлен на предупреждение аварий на опасных эксплуатирующих производственных опасные объектах производственные и объекты обеспечение юридических готовности лиц и индивидуальных предпринимателей к локализации и ликвидации последствий указанных аварий. Основными регулирующими органами в области промышленной безопасности являются: Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор), Министерство по чрезвычайным ситуациям (МЧС России), 4 Министерство природных ресурсов и экологии Российской Федерации, отраслевые министерства и ведомства. Опасные производственные объекты подлежат регистрации в государственном реестре в порядке, устанавливаемом Правительством Российской Федерации. Руководитель организации, эксплуатирующей опасные производственные объекты, несет ответственность за полноту и достоверность сведений, представленных для регистрации в государственном реестре опасных производственных объектов, в соответствии с законодательством Российской Федерации. При регистрации опасного производственного объекта в государственном реестре ему присваивается класс опасности. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности устанавливают обязательные требования к: деятельности в области промышленной безопасности, в том числе работникам опасных производственных объектов, экспертам в области промышленной безопасности; безопасности технологических процессов на опасных производственных объектах, в том числе порядку действий в случае аварии или инцидента на опасном производственном объекте; обоснованию безопасности опасного производственного объекта. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности разрабатываются и утверждаются в порядке, установленном Правительством Российской Федерации. 5 1 Основная часть 1.1 Характеристика опасных веществ обращающихся на объекте Таблица 1 - Характеристика опасного вещества – нефть Наименование параметра 1 1 Наименование 1.1 химическое 1.2 торговое 2 Вид 3 Химическая формула: 3.1 эмпирическая 3.2 структурная 4 Состав 4.1 основной продукт 4.2 примеси с идентификацией 5 Физические свойства: 5.1 Вязкость, мм2/с при 20 ºС при 50 ºС 5.2 молекулярная масса, г/моль 5.3 температура начала кипения при 101 кПа, °С 5.4 плотность при 20°С, кг/м3 6 Взрывоопасность 6.1 температура вспышки, °С 6.2 температура самовоспламенения, °С 6.3 концентрационный предел распространения пламени, % Параметр 2 Источник информации 3 Нефть Горючая жидкость [1] CnH2n+2; CnH2n-6; CnH2n CH3-CH2-…-CH2-CH3 Основные элементы: Обводненность продукции на входе ДНС– до 93 % газовый фактор – 72-95 м3/т [1] Массовое содержание, % парафин - 1,0-4,0 общая сера - 0,1 - 3,0 [2] 42,8-55 22,3-34 - 860-890 минус 21 260-310 - 6 [3] Продолжение таблицы 1 1 7 Токсическая опасность: 7.1 Нефть 7.2 ПДК в воздухе рабочей зоны, мг/м3 8 Реакционная способность 9 Запах 10 Коррозионная активность 11 Меры предосторожности 12 Воздействие на людей и окружающую среду, в том числе от поражающих факторов аварии 2 3 3-й класс опасности [4] 10 (по аэрозолю) Химические свойства нефти определяются наличием в ее составе различных групп углеводородов Зависит от состава нефти (обусловлен наличием сернистых соединений в нефти) Оказывают сернистые соединения, содержащиеся в нефти, эффект воздействия зависит от их концентрации Герметизация производственных процессов, вентиляция помещений, соблюдение правил техники безопасности и норм технологического регламента Углеводороды, входящие в состав нефти, могут оказывать сравнительно слабое наркотическое действие. Нефти, содержащие мало ароматических углеводородов действуют так же, как и смеси метановых и нафтеновых углеводородов – их пары вызывают наркоз и судороги. Высокое содержание ароматических соединений может угрожать хроническими отравлениями с изменением состава крови и кроветворных органов. Сернистые соединения могут приводить к острым и хроническим отравлениям, главную роль при этом играет сероводород. Воздействие паров нефти на кожные покровы может приводить к раздражениям, возникновению сухости, шелушению кожи, появлению трещин. Многие химические соединения, содержащиеся в нефти, могут оказывать канцерогенное действие. При аварийных процессах: - пролив нефти (образуется нефтяная пленка на поверхности болота толщиной 0,1 м, на поверхности водоема 0,003 м, на открытом грунте 0,2 м с нанесением экологического ущерба окружающей среде); - пожар пролива может привести к травме, отравлению или гибели человека, а также нанести ущерб окружающей среде; - взрыв ГПВС может привести к травме или гибели человека 7 [5] [5] [5] [5] [5] Продолжение таблицы 1 1 13 Средства защиты 14 Методы перевода вещества в безвредное состояние 15 Меры первой помощи пострадавшим от воздействия поражающих факторов при аварии 2 При работе с высокими концентрациями (зачистка цистерн, баков и т.д.) шланговые противогазы с естественной и принудительной подачей воздуха (ПШ-10, ПШ-20 с панорамной маской и др.). При отсутствии ПШ-10, ПШ-20 допустимо применение противогазов ПШ-1, ПШ-2. Для смывания нефти с кожных покровов паста очищающая «Наша формула 1». Так же используют крем защитный для рук «Наша формула 1» гидрофильный. Спецодежда, спецобувь При осаждении (рассеивании, изоляции) паров использовать распыленную воду. Вещество откачать с соблюдением мер пожарной безопасности. Место разлива засыпать песком, промыть большим количеством воды, обваловать и не допускать попадания вещества в поверхностные воды. Срезать поверхностный слой грунта с загрязнением, собрать и вывезти для утилизации с соблюдением мер предосторожности. Места срезов засыпать свежим слоем грунта Если нет сознания и не пульса на сонной артерии – приступить к реанимации. Если нет сознания, но есть пульс на сонной артерии – повернуть на живот и очистить ротовую полость. При артериальном кровотечении – наложить жгут. При наличии ран – наложить повязки. Если есть признаки переломов костей конечностей – наложить транспортные шины. Правила оказания помощи в случаях термических ожогов без повреждения целостности кожи и ожоговых пузырей: 1) подставить под струю холодной воды на 10-15 минут или приложить холод; 2) предложить обильное теплое питье; 3) нельзя сдирать с обожженной поверхности остатки одежды, вскрывать ожоговые пузыри; 4) нельзя туго бинтовать обожженную поверхность, присыпать порошками или крахмалом. Правила оказания помощи в случаях термических ожогов с повреждением целостности кожи и ожоговых пузырей: 1) накрыть обожженную поверхность сухой 8 3 [5] [6] [5] Продолжение таблицы 1 1 2 чистой тканью; 2) поверх сухой ткани на 20-30 минут приложить холод; 3) предложить обильное теплое питье; 4) нельзя смазывать ожог йодом, зеленкой, лосьонами, мазями; 5) нельзя промывать место ожога водой или прикладывать на поврежденную кожу снег или холод 3 Таблица 2 - Характеристика опасного вещества – попутный нефтяной газ Наименование параметра 1 1 Наименование 1.1 химическое 1.2 торговое 2 Вид 3 Химическая формула 3.1 эмпирическая 3.2 структурная 4 Состав, объемная доля % 4.1 основной продукт, объемная доля % 4.2 примеси с идентификацией, объемная доля % 2 Источник информации 3 Попутный нефтяной газ [7] Воспламеняющийся газ Смесь легких углеводородов, а также более тяжелых (этан, пропан, бутан и др.) СН4…С5Н12, С6Н14 и выше, СО2, N2 [7] Параметр [8] Основные элементы: Метан – 76,9 Этан – 6,41 C3H8 – 12,87 Изобутан – 1,28 n-Бутан – 2,89 Изопентан – 0,501 n-Пентан – 0,7 Гексаны - 0,5 Диоксид углерода – 1,86 Гелий – 0,0102 Водород – 0,00253 Кислород – 0,0067 Азот – 1,34 5 Физические свойства: 5.1 молекулярная масса, г/моль 5.2 температура кипения при 101 кПа, °С 5.3 Относительная плотность при 20°С, кг/м3 6 Взрывоопасность: 6.1 температура вспышки, °С 6.2 температура самовоспламенения, °С [9] 1,018 537 9 [9] Продолжение таблицы 2 1 2 6.3 Концентрационные пределы взрываемости, % 5,0-15,0 7 Токсическая опасность 7.1 Попутный нефтяной 4-й класс опасности газ 7.2 ПДК в воздухе рабочей зоны, мг/м3 300 8 Реакционная Химические свойства попутного нефтяного способность газа обусловлены наличием в них соответствующих углеводородов. Горит почти бесцветным пламенем. В смеси с воздухом взрывается. При обычных температурах химически инертен 9 Запах Без запаха 10 Коррозионная Коррозионное воздействие обусловлено активность присутствием углекислого газа и следов влаги, предельные углеводороды, входящие в состав газа, коррозионным воздействием не обладают 11 Меры Герметизация оборудования, предосторожности производственных помещений, вентиляция. Соблюдение правил техники безопасности в нефтяной и газовой промышленности 12 Воздействие на людей и Попутные нефтяные газы, не содержащие окружающую среду, в том сероводород, рассматриваются обычно, как числе от поражающих безвредные (при малых концентрациях). факторов аварии Серьезные расстройства, связанные с недостатком кислорода, начинаются при содержании в воздухе 25-30 % попутного нефтяного газа. Обладают слабым наркотическим действием. Острые отравления маловероятны. 13 Средства защиты При работе с высокими концентрациями (зачистка цистерн, баков и т.д.) шланговые противогазы с естественной и принудительной подачей воздуха (ПШ-10, ПШ-20 с панорамной маской и др.). При отсутствии ПШ-10, ПШ-20 допустимо применение противогазов ПШ-1, ПШ-2 14 Методы перевода При появлении в помещении опасной вещества в безвредное концентрации газа должно быть немедленно состояние отключено электрооборудование и приняты меры к проветриванию помещения, обнаружению и устранению причин загазованности 10 3 [4] [1] [10] [3] [10] [10] Продолжение таблицы 2 1 15 Меры первой помощи пострадавшим от воздействия поражающих факторов при аварии 2 Если нет сознания и не пульса на сонной артерии – приступить к реанимации. Если нет сознания, но есть пульс на сонной артерии – повернуть на живот и очистить ротовую полость. При артериальном кровотечении – наложить жгут. При наличии ран – наложить повязки. Если есть признаки переломов костей конечностей – наложить транспортные шины. При асфиксии из-за недостатка кислорода необходимо доставить пострадавшего на свежий воздух, до прибытия врача проводить искусственное дыхание способом «изо рта в рот», не допускать переохлаждения пострадавшего (не оставлять на сырой земле, холодном полу), под пострадавшего постелить что-то теплое, а сверху укрыть его. Правила оказания помощи в случаях термических ожогов без повреждения целостности кожи и ожоговых пузырей: 1) подставить под струю холодной воды на 10-15 минут или приложить холод; 2) предложить обильное теплое питье; 3) нельзя сдирать с обожженной поверхности остатки одежды, вскрывать ожоговые пузыри; 4) нельзя туго бинтовать обожженную поверхность, присыпать порошками или крахмалом. Правила оказания помощи в случаях термических ожогов с повреждением целостности кожи и ожоговых пузырей: 1) накрыть обожженную поверхность сухой чистой тканью; 2) поверх сухой ткани на 20-30 минут приложить холод; 3) предложить обильное теплое питье; 4) нельзя смазывать ожог йодом, зеленкой, мазями 3 [10] Таблица 3 - Характеристика опасного вещества – деэмульгатора ДИН-5Е Наименование параметра 1 1 Наименование 1.1 химическое 1.2 торговое 2 Вид 3 Химическая формула: 3.1 эмпирическая 3.2 структурная Параметр 2 Деэмульгатор ДИН-5Е Источник информации 3 [11] Горючая жидкость - 11 [11] Продолжение таблицы 3 1 2 4 Состав 4.1 основной продукт 4.2 примеси с идентификацией 5 Физические свойства: 5.1 Вязкость при 20 ºС, мм2/с 5.2 молекулярная масса, г/моль 5.3 температура начала кипения при 101 кПа, °С 5.4 плотность при 20°С, кг/м3 6 Взрывоопасность 6.1 температура вспышки, °С 6.2 температура самовоспламенения, °С 6.3 концентрационный предел распространения пламени, % 7 Токсическая опасность: 7.1 Деэмульгатор ДИН-5Е 7.2 ПДК в воздухе рабочей зоны, мг/м3 8 Реакционная способность 9 Запах 10 Коррозионная активность 11 Меры предосторожности 12 Воздействие на людей и окружающую среду, в том числе от поражающих факторов аварии 3 - 20 - 30 [2] - 928 - 938 50 320 [3] 6,3-36,5 3-й класс опасности [4] 48 (пары толуола), 5,4 (пары метанола) Необходимо обеспечить полную герметичность емкостей, оборудования, коммуникаций. Исключить источники нагревания, искрения, открытого огня. Оборудование и трубопроводы должны быть заземлены. Раздражающе действует на глаза, дыхательную систему и кожу. Опасно при попадании внутрь. Оказывает действие на организм как нервный и сосудистый яд. 12 [11] [11] Продолжение таблицы 3 1 13 Средства защиты 14 Методы перевода вещества в безвредное состояние 15 Меры первой помощи пострадавшим от воздействия поражающих факторов при аварии 2 Индивидуальные: костюмы из х/б ткани или халаты защитные, резиновые перчатки или рукавицы, фильтрующие противогазы Место разлива засыпается песком, собирают загрязненный песок в отдельную емкость и направляют на уничтожение, место разлива промыть водой При попадании продукта на кожу или глаза тщательно промыть пораженное место большим количеством воды в течение 15 минут. При вдыхании - вывести на свежий воздух, обеспечить покой и тепло. При попадании внутри через рот немедленно обратиться за медицинской помощью 3 [11] [11] [11] Таблица 4 - Характеристика опасного вещества – масло турбинное Наименование параметра 1 1 Наименование: 1.1 химическое 1.2 торговое 2 Вид 3 Химическая формула: 3.1 эмпирическая структурная 4 Состав: 4.1 основной продукт 4.2примеси с идентификацией 5 Физические свойства: 5.1 кинематическая вязкость при 50 оС, мм2/с 5.2 индекс вязкости, не менее 5.3 время деэмульсации, с, не более 5.4 плотность, кг/м3, не более 6 Взрывоопасность: 6.1 температура вспышки в открытом тигле, °С, не ниже 6.2 температура самовоспламенения, °С, не ниже Параметр 2 Источник информации 3 Масло турбинное ТП-22С Горючая жидкость [1] Не имеет [12] Основу масла составляет смесь очищенных дистиллятных компонентов масел с пакетом присадок [12] 20,0-23,0 90 [13] 180 900 186 212 13 [12] Продолжение таблицы 4 1 2 7 Токсическая опасность: 3-й класс опасности 7.1 ПДК в воздухе рабочей зоны, мг/м3 5 8 Реакционная способность 9 Запах 10 Коррозионная активность 11 Меры предосторожности При попадании на кожу: удалить ватным тампоном или ветошью. Смыть прочной водой с мылом. При возникновении симптомов раздражения обратиться за медицинской помощью. При попадании в глаза: осторожно промыть глаза водой в течение 15 минут. Снять контактные линзы, если такие имеются и если это легко сделать. Продолжить промывание глаз. Если раздражение не проходит, обратиться за медицинской помощью. После работы вымыть руки. 12 Воздействие на людей и Умеренно опасная продукция по воздействию на окружающую среду, в том организм; при попадании внутрь малотоксична. Обладает раздражающим действием. Горючая числе от поражающих жидкость. Может загрязнять окружающую среду. факторов аварии Масло относится к малоопасным веществам, по степени воздействия на организм – 4 класс опасности, при образовании масляного тумана – 3 класс опасности, веществам умеренно-опасным. При попадании на кожу вызывает слабое раздражение. При попадании в глаза вызывает раздражение. Изолирующий защитный костюм в комплекте с 13 Средства защиты изолирующим противогазом или дыхательным аппаратом, перчатки маслобензостойкие, специальная обувь. Отходы, не подлежащие вторичному 14 Методы перевода использованию, загрязненный продукт с места вещества в безвредное аварии, невозвратную потребительскую и состояние транспортную тару, ветошь направляют на ликвидацию. При попадании на кожу: удалить ватным 15 Меры первой помощи тампоном или ветошью. Смыть проточной водой с пострадавшим от воздействия поражающих мылом. При возникновении симптомов раздражения обратиться за медицинской факторов при аварии помощью. При попадании в глаза: осторожно промыть глаза водой в течение 15 минут. Снять контактные линзы, если Вы ими пользуетесь и если это легко сделать. Продолжить промывание глаз. После работы вымыть руки. 14 3 [12] - [13] [13] [13] [13] [10] Таблица 5 - Характеристика опасного вещества – метанол Наименование Параметр параметра 1 2 1 Название вещества: 1.1 химическое Метанол 1.2 торговое 2 Вид Горючая жидкость 3 Формула: 3.1 Структурная CH3-OH 3.2 Эмпирическая CH4O 4 Массовая доля: 4.1 основной продукт метанол 4.2 примеси с сера - 0,001-0,0001 идентификацией вода - 0,05-0,08 хлор - 0,001-0,0001 этиловый спирт <0,01 свободные кислоты в пересчете на муравьиную кислоту <0,0015 альдегиды и кетоны в пересчете на ацетон 0,003-0,008 летучие соединения железа в пересчете на железо - 0,00001-0,0005 аммиак и аминосоединения в пересчете на аммиак <0,00001 нелетучий остаток - 0,001-0,002 5 Общие данные: 5.1 молекулярный вес 32,04 5.2 плотность, кг/м3 796 5.3 температурный 67,7 предел кипения, °С 0,587 5.4 Вязкость, МПас 6 Данные о взрывопожароопасности: 6.1 температура вспышки, °С 6.2 температура 8 воспламенения, °С 13 6.3 температура самовоспламенения, °С 440 6.4 температурные пределы распространения пламени, °С: 5 нижний 39 верхний 6.5 концентрационные пределы распространения 6,98 пламени, % об.: 35,5 нижний верхний 15 Источник информации 3 [14] [14] [14] [14] [9] [14] 1.2 Принципиальная технологическая схема с обозначением основного технологического оборудования, указанием направлений потоков опасных веществ и отсекающей арматуры и кратким описанием технологического процесса В состав ОПО входят: дожимная насосная станция с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ); компрессорная станция низких ступеней (КСНС). ДНС предназначена для сепарации продукции скважин от газа, очистки газа от капельной жидкости, механических примесей, учета и подачи в газопровод на газоперерабатывающий комплекс; обезвоживание нефти до остаточного содержания воды 10%, подачи нефти для дальнейшей ее подготовки. КСНС предназначена для приема и компримирования газа, поступающего с ДНС, его очистку от масла и капельной жидкости. Дожимная насосная станция с установкой предварительного сброса воды Технологическая линия нефти Продукция скважин нефтяных месторождений (нефтяная эмульсия) с давлением 0,4–0,8 МПа поступает на узел дополнительных работ (УДР), откуда жидкость по трубопроводу поступает на ДНС. Для интенсификации процесса разрушения нефтяной эмульсии подается деэмульгатор в трубопровод поступления жидкости после УДР. Подача деэмульгатора производится насосом-дозатором, установленным в блоке подачи деэмульгатора УДХ-1. Обводненная нефть поступает на фильтры грязеуловители ФГУ-1,2, где осуществляется очистка жидкости от твердых механических примесей. После фильтров грязеуловителей ФГУ-1,2 жидкость поступает в устройство предварительного отбора газа (УПОГ), где происходит сглаживание пульсаций и частичное отделение газа от жидкости, а также расслоение жидкости на нефть и воду. После УПОГ обводненная нефть поступает в нефтегазовые сепараторы I ступени НГС-1,2 для дегазации нефтяной эмульсии. Далее разгазированная нефтяная эмульсия поступает в сепараторы-водоотделители СВ1...4, конструкция которых позволяет одновременно производить частичное обезвоживание нефти и сепарацию нефти от газа в динамическом режиме. Пластовая вода из отстойников СВ1...4 под остаточным давлением поступает на очистку в отстойники воды с гидрофобным слоем ОПВ1...2. 16 Частично обезвоженная нефть из отстойников СВ1...4 поступает в нефтегазовые сепараторы II ступени НГС-3,4 (КСУ), где происходит окончательная дегазация нефти. Выделившийся газ c отстойников СВ1...4 и с сепараторов II ступени НГС-3,4 собирается в общий коллектор и направляется на КСНС. После НГС-3,4 (КСУ) разгазированная нефть поступает в линии подачи нефти в РВС-5000 №1 на отметку 0,5м для окончательной подготовки до требуемого качества. Обезвоженная нефть при достижении товарного качества (обводненности эмульсии 10%) отводится с РВС общим потоком на насосы внешней перекачки нефти НВП1...3. Подготовленная нефть с насосов НВП1...3 поступает на систему измерения количества и показателей качества нефти сырой (СИКНС), где происходит измерение количества и показателей качества нефти. После СИКНС нефть поступает в трубопровод для дальнейшей отправки в систему транспорта. Некондиционная нефть из РВС-5000 №1 или РВС-5000 №2 поступает на насосы внутренней перекачки нефти БТН-1,2, откуда возвращается в технологический процесс на прием сепараторов водоотделителей СВ1...4 на подготовку до требуемого качества нефти. Технологическая линия газа Попутный нефтяной газ с узла предварительного отбора газа (УПОГ) поступает в верхнюю часть нефтегазовых сепараторов I ступени НГС-1,2. Выделившийся газ c сепараторов НГС-1,2 направляется в газовый сепаратор ГС-1 для дополнительного отделения от капельной влаги, далее газ через СИКГ подается в газопровод. Часть газа через вертикальный газосепаратор ГС-2 подается на собственные нужды (на запальные горелки факела, продувку факельных коллекторов). В общий коллектор газа из ГС-1 перед СИКГ подается также газ высокого давления от компрессоров КСНС. После СИКГ газ подается для сжигания на факел высокого давления совмещенной факельной установки ФНВД. Выделившийся газ низкого давления c отстойников СВ1...4 и сепараторов II ступени НГС-3,4 собирается в общий коллектор и направляется на КСНС. На аппаратах НГС-1,2/3,4, ГС-1, ГС-2 и СВ1...4 установлены пружинные предохранительные клапаны (СППК), которые предохраняют сосуды, работающие под давлением от избыточного максимального давления. При рабочем давлении предохранительный клапан закрыт и обеспечивает полную герметичность. Сброс от СППК предусмотрен в линию на факел высокого давления ФВД. 17 Факельное хозяйство Факельное хозяйство предназначено для сжигания горючих газов, направляемых в факельную систему из сепарационной установки при остановке технологического оборудования и при аварийных ситуациях на технологических установках, газопроводе внешнего транспорта газа. На линии газа высокого и низкого давления установлены трубные газовые расширители ТГР-1,2 и конденсатосборники ЕК-1,2, предназначенные для улавливания капельной жидкости на линии газа на факел высокого давления и на факел низкого давления. Газ из ТГР-1,2 направляется на факел высокого и низкого давления совмещенной факельной установки ФНВД для сжигания. Технологическая линия дренажа и конденсата Опорожнение и удаление крупных механических примесей и нефтешлама из ФГУ1,2 осуществляется в дренажную емкость ЕД-7. Опорожнение и удаление механических примесей и нефтешламов УПОГ и трубопровода подачи газожидкостной смеси в НГС-1,2 осуществляется в дренажную емкость ЕД-1 или в дренажную емкость ЕД-2, или в дренажную емкость ЕД-3. Туда же собирается дренаж с аппаратов НГС-1,2, СВ1...4, ГС-1, ГС-2, НГС-3,4. При полном опорожнении резервуаров дренаж с РВС-5000 №1,2 отводится с уровня 0,5м и направляется в дренажные емкости ЕД-4,5. Также в дренажные емкости ЕД4,5 отводится уловленная нефть из РВС-1,2 с уровня 7м. Сбор утечек от насосов, фильтров и выкидных трубопроводов насосных внешней перекачки НВП и насосной внутренней перекачки БТН осуществляется в емкость для сбора утечек ЕУ-1. В эту же емкость поступают дренажи с блока фильтров и измерительных линий СИКНС. Конденсат из газового расширителя ТГР-2, установленного на линии газа на факел высокого давления, поступает в емкость сбора конденсата ЕК-2. Туда же поступает конденсат от ФНВД совмещенной факельной установки. Конденсат из газового расширителя ТГР-1, установленного на линии газа на факел низкого давления поступает в емкость сбора конденсата ЕК-1. Туда же поступает конденсат от ФНВД совмещенной факельной установки и конденсат от измерительных линий СИКГ. Дренаж от блоков дозирования реагента УДХ-1 и УДХ-2 собирается в емкость ЕД8. Дренаж с емкости хранения метанола ЕМ осуществляется в емкость ЕД-6. 18 Дренаж отстойников воды ОПВ1…2, их опорожнение при зачистке предусмотрены в дренажную емкость ЕН-1. Откачка из дренажных емкостей ЕД-1…5, ЕН-1, ЕУ-1, ЕК-1...2, а также дренажных емкостей КСНС осуществляется полупогружным насосом в общий коллектор откачки из дренажных емкостей и далее на вход отстойников СВ1...4 [2]. Принципиальная технологическая схема представлена на рисунке 1. Площадка компрессорной станции низких ступеней (КСНС) Газ низких ступеней сепарации с УПСВ под давлением 0,005 МПа (изб.) и температурой 30,5°С поступает в приемные сепараторы С1.1, С1.2, где происходит очистка попутного нефтяного газа от капельной жидкости и механических примесей перед входом газа в компрессорные установки, а также улавливание возможных выбросов нефти. Далее газ после сепараторов С1.1, С1.2 поступает на прием компрессорных агрегатов ТАКАТ№1-2, где сжимается до давления 0,8 МПа (изб.). От компрессоров ТАКАТ№1-2 газ с температурой 90-98°С и давлением 0,5–0,8 МПа (изб.) поступает в аппараты воздушного охлаждения ВХ1.1-1.2, в которых газ охлаждается до 20-40°С. После аппаратов воздушного охлаждения ВХ1.1-1.2 газ поступает в сепараторы С2.1, С2,2, в которых осуществляется сепарация газа от масляного конденсата, затем подается на узел учета газа УПСВ и далее в газопровод. Для защиты сепараторов С1.1-1.2, С2.1-2.2 от превышения давления на аппаратах предусмотрены предохранительные клапаны. Сброс с предохранительных клапанов аппаратов С1.1-1.2, С2.1-2.2 и компрессоров осуществляется на факел низкого давления, через продувочную емкость ЕП. На свечу продувочную СП осуществляется продувка данных аппаратов инертных газом при их остановке. Продувка аппаратов осуществляется инертным газом через задвижки. Технологическая линия масла и масляного конденсата Емкость ЕМ1 предусмотрена для хранения свежего масла. Масло завозится автоцистернами. Масло из автоцистерны подается через задвижки на насосы, установленными в блочной насосной установке МХ, откуда перекачивается в надземную емкость ЕМ1. Из емкости ЕМ1 насосами масло подается в маслосистему компрессорной установки. 19 Отработанное масло от компрессорных агрегатов ТАКАТ №1–2 сливается в емкость ЕД1. По мере заполнения емкости ЕД1 отработанное масло вывозится передвижными средствами на очистку [9]. Технологическая схема КСНС представлена на рисунке 2. 20 СФУ 286 150х16 288 150х16 Газ с ДНС-5МБ Ду300 КС НС 5МБ 198 300х16 Газ ЮБ ГПК Ду150 202 170 150х16 150х16 QS Ду150 11-9 307о 25х25 Д22 100х16 ТГР-2 Г25 100х16 Зд6 100х16 Г27 V=12,5 м3 1 V=12,5 м3 V=63 м3 Дренажная емкость с насосом НВД 50*80 V=63 м3 1 ЕД-3 Дренажная емкость с насосом НВД 50*80 1 V=63 м3 ЕД-4 Дренажная емкость с насосом НВД 50*80 1 V=63 м3 ЕД-5 Дренажная емкость с насосом НВД 50*80 1 V=63 м ЕД-6 Дренажная емкость с насосом НВД 50*80 1 V=63 м3 Дренажная емкость с насосом НВД 50*80 1 V=12,5 м3 ЕД-8 Дренажная емкость с насосом НВД 50*80 1 V=8 м3 ЕН-1 Дренажная емкость с насосом НВД 50*80 1 V=63 м3 - Трехходовой кран - Массовый преобразователь расхода - Эжектор - Запальное устройство - Насос дозировочный - Насос шестерёнчатый Сепаратор водоотделитель 4 V=200 м3 Ррасч-1,0 МПа. - Клапанная сборка СППК - Клапан СППК - Автоматический пробоотборник - Ручной пробоотборник - Влагомер - Поточный преобразователь плотности - Изменение диаметра трубопровода, переход ГС-1 Сепаратор газовый 1 ГС-2 Сепаратор газовый 1 ОПВ-1,2 Отстойник пластовой воды 2 Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа Расходомер газовый ультразвуковой Flowsic 100 Расходомер Ирга-РВ 1 Система измерения количества воды Расходомер "Promag" 53 1 1 Q=300м3/час, напор 240 м.в.ст. 2 Q=105м3/час, напор 98 м.в.ст. Насосная внешней перекачки с насосами ЦНС 300х240 НВП №1,2,3 Блок технологических насосов ЦНС 105х98 БТН№1,2 Трубный газовый расширитель 1 Ду500 мм Трубный газовый расширитель 1 Ду1200 мм 1 Устройство дозирования химического реагента (деэмульгатор) НМШ 5-25-4.0/4 – ед.1 1 УДХ-2 Устройство дозирования химического реагента (ИСО) 1 РВС-5000 №1,2 Резервуар вертикальный стальной 2 НМШ 5-25-4.0/4 – ед.1 НД 1.0Р 100/10- 2 ед - Преобразователь влагосодержания FT - Массомер показывающий С 2.2 V= 4м3 LT 80х16 80х16 - Температура гидропяты LIT - Уровень утечек насоса BS - Трубопроводы поступления ВНЭ; - Трубопроводы частично обезвоженной нефти; - Трубопроводы ПТВ - Газопроводы - Дренажные трубопроводы - Трубопроводы реагента-деэмульгатора; - Линия промывки - Трубопроводы ВНЭ зона ответственности ЦТОиРТ-3 - Газопроводы зона ответственности ЦСПиТГ-2 - Вспомогательные линии(трубопроводы под пропарку, метанол) * Д15 Вх1.1 Д12 150х16 Г13 150х16 С 1.1 Кш14 Кш15 Кш16 Г к Обозначение Д17 Кш9 250х16 С1.1-С1.2 100х16 А2 Д18 50х16 Д19 50х16 FE 50х16 250х16 Кш11 Д20 Мо Д21 100х16 100х16 Наименование Кол. Сепаратор ГСЦ-1.0-1400-2-И-ХЛ1 Сепаратор ГС 2-1.0-1200-2И-ХЛ1 Такат 1-2 Блок компрессорной установки с электродвигателем N=400кВт ТАКАТ 50.07.М4.1 2 ВХ1.1-ВХ1.2 Аппарат воздушного охлаждения с электродвигателем с частотным регулятором АВО-20-1,6-Б1/10680-1 2 Резервуар горизонтальный стальной РГСН-10 1 ЕМ1 V=4м3 2 Кш7 Кш5 100х16 А1 Кш2 Кш4 - Обтюратор Q=3000 Нм3/час Ркон=0.8 Мпа (изб) - Устройство размыва донных отложений «Тайфун» 250х16 LT Г24 Г Трубопровод газа на КУ Трубопровод компримированного газа Гф Трубопровод газа на факел М Трубопровод свежего масла Гк МХ Блочная насосная установка с насосами НМШ с электродвигателем N=3кВт НМШ-5-25-4/10-5 2 Q=4,0 м3/час Н=10 кг/см2 Емкость сбора конденсата ЕП 12.5-2000-1300-3 с насосом НВД 50/80 с электродвигателем N=30 кВт 1 V=12.5м3 L=3,2м ЕД1 Емкость отработанного масла ЕП 5-1600-1700-3 ТУ3615-02300220322-2001 1 V=5м3 Емкость продувочная ГС 2-1.0-1200-2-И 1 V=4м3 СП ЕПД С Свеча продувочная Ду=100 1 Н=5м 1 V=25м3 L=4,9м КШ12 32х16 КШ14 32х16 КШ25 15х16 КШ16 32х16 КШ27 15х16 КШ1 50х16 К92 15х25 КШ29 15х16 М8 М7 50х16 М5 PT 10-14 Насос НВД 50/80 2 Закачка масла передвижными средствами МХ М12 50х16 КШ15 32х16 Q=50 м3/час Н=80 м Сепаратор С1.1С1.2 Компрессора Такат 1-2 Сепаратор С2.1С2.2 Аппарат воздушного охлаждения ВХ1.1, ВХ1.2 Узел учета газа TT TT 2-13 35 300х16 LT СВ-4 200 м3 PT К13 15х16 PT Компримированный газ на ЮБ ГПК Датчик верхнего уровня жидкости PT Датчик давления PG 2-5 К14 15х16 PG Поз.3 H H LT 3-30 LSA 3-22 L L LSA TG 3-26 LT 3-9 3-34 TT 3-13 LSA 3-17 H LSA 3-21 L L TG 3-25 LT 3-29 33 300х16 325-1 200х40 TT Датчик температуры с выводом на верхний уровень FE Счётчик расхода КЛ-4 250х16 333 200х16 241 100х16 181С 25х25 LSA 25/1-2 441А 25х25 184 100х16 315 80х16 327 200х16 К24 25х16 К25 25х16 3-5 195 50х40 196В 25х25 Ду 150 196 50х16 Ду 100 253 100х16 254 100х16 56 300х16 255 50х16 КЛ5 80х16 51 150х16 421 25х160 43 150х16 45 150х16 QS Ду 200 К28 25х16 QS Ду 300 3-41 3-42 57 300х16 Ду 200 55 300х16 QS LSA 14/2-2 14/2-3 14/1-5 L L 101С 50х40 К4М 15х63 442-Б 25х40 345 300х16 347 300х16 TT 5-4 Н-2 ЕД-2 L К5М 25х40 ПТВ с СВ-1..4 на ОПВ-1,2 Ду300 H 409 100х16 407 100х16 401 100х63 408 100х16 Поз. 14/2 TT PT 22-20 22-19 374-1 50х16 LSA 14/3-3 L 14/3-5 PT 5-7 Поз. 14/3 PG 5-8 379 300х16 PT TT PT TT 22-25 22-27 22-24 22-26 TG 5-12 К34 25х16 136 400х16 6П 50х16 368 150х16 414 150х16 Ду 400 139 400х16 Поз.5 413 500х16 412 500х16 Ду 400 H К17М 15х63 17-4 382а 25х40 К33М 15х63 Ду 400 К24М 15х63 Линия с ВОС К23М 15х25 358В 25х25 8П 50х40 1Л 100х16 380 400х16 1-2Л 25х40 10П 50х16 381 400х16 2Л 100х16 9П 50х40 382 400х16 К27М 25х40 11П 50х40 К6С 50х16 К7С 50х16 К29М 25х40 Очищенная пластовая вода на кустовую насосную станцию КНС-6,7 311в 25х25 109в 25х25 Нефть с РВС-1,2 на прием БТН Ду200 К25М 15х63 К26М 15х25 К21М 15х25 К20М 15х16 ПТВ с СИКВ на КНС-6 Ду400 ПТВ с БТН на СИКВ, ОПВ-1,2 Ду150 ПТВ с РВС-1,2 на БТН Ду300 К22М 15х63 К19М 15х63 К17М 15х63 К16М 25х16 402в 25х16 Поз.17 1-1Л 25х40 94в 50х16 401в 25х16 7П 50х40 312 100х16 6Б 100х16 400 25х16 Газ с СППК НГС-3,4,дренажных емкостей на ФНД Ду150 L QS 5Б 100х16 69в 50х16 Откачка жидкости с дренажных емкостей на прием НГС-1,2 Ду100 Частично обезвоженная нефть с РВС-1,2 на НВП Ду500 Газ с СВ-1..4, НГС-3,4 на КС НС , ФНД Ду300 LSA 17-2 17-5 138 25х25 К15М 25х16 Частично обезвоженная нефть с НГС-3,4 (КСУ) на РВС-1,2 Ду500 Газ с СППК НГС-1,2, СВ-1..4 на ФВД Ду300 LT TT 17-1 К42 15х25 Ду 100 Газ с НГС-1,2 на ГС-2 Ду50 К4С 50х16 69в 20х16 Очищенная пластовая вода на кустовую насосную станцию КНС-6,7 Ду 200 139В 25х25 PT 17-3 304 100х16 69С 50х16 303С 25х32 411 50х16 тр/д для пропарки ОПВ-1,2 Ду 150 138В 25х25 ЕН-1 Н-10 63 м3 К34М 15х25 303 100х16 ПТВ с СВ-1..4 на ОПВ-1,2 Ду300 К3С 50х16 1б 100х40 TG 22-11 L 416 50х16 4П1 50х16 4П 50х16 К18М 15х16 Ду 400 350С 50х16 TG 22-12 L LSA 22-9 L 338 300х16 К4С 15х16 380-1 400х25 403а 80х16 1-1б 25х40 LSA 22-10 L H 338-1 300х16 418 50х16 К32М 15х63 К34М 25х16 415 50х40 К14М 15х63 QS 5-13 247С 25х25 2б 100х40 Нефть с БТН на прием СВ-1..4 Ду150 LSA 22-7 ОПВ-2 200 м3 22-30 350 300х16 339 300х16 377 300х16 339-1 300х16 К5С 50х40 320С 50х16 TT 22-5 Ду 150 КЛ20 80х16 2г 50х16 Газ с СППК НГС-1,2 на ФВД Ду 300 LT 22-3 QS 375 300х16 ОПВ-1 200 м3 Ду 300 К39 15х16 373 300х16 246С 25х25 247 100х16 LT 22-1 QS 22-31 К38 15х16 FE 22-23 TT 5-11 143 50х40 143В 25х25 LSA 22-8 К41 15х16 PT 22-16 К33 25х16 245 249 100х16 100х16 246 100х16 К40 15х16 PT 22-15 К37 15х16 378 300х16 FE 22-22 LT TT 14/3-2 63 м3 TT 22-6 22-21 LSA H 5-10 L ГС-1 50 м3 H ЕД-3 LT 22-4 К55 15х16 PG 22-14 PT 22-17 410 100х16 FE 248 100х16 QS 14/3-1 206 100х16 Н-3 233 150х16 LT 22-2 406 100х16 417 50х16 419 50х16 К54 15х16 PG 22-13 351 300х16 367 150х16 376 300х16 Ду 300 138 400х16 К9М 25х40 1г 50х16 Газ с НГС-1,2 на ГС-2 Ду50 404 100х16 403 100х63 КЛ23 50х63 532 25х25 405 100х16 PT 22-18 530 25х25 LT 5-9 37 300х16 Газ с НГС-1,2 на ГС-1 Ду400 340 300х16 QS 5-14 14/2-5 63 м3 К32 25х25 50 300х16 Частично рагазированная жидкость с НГС-1,2 на НГС-3,4 Ду500 342 300х16 533 25х25 402 100х16 369 400х16 371 300х16 5П 50х40 374 300х16 372 300х16 22-29 342А 25х25 341 300х16 527 25х25 252С 25х25 233-1 150х16 К6-1М 15х16 К6М 25х40 343 300х16 КЛ21 200*16 344 300х16 252 80х16 Ду 300 Поз.19 343А 25х25 346 300х16 370 400х16 H 14/2-1 LT QS QS 348 300х16 22-28 КЛ22 200*16 522 25х25 LSA 5-2 LT 5-1 Блок подачи метанола 349 300х16 Ду 300 H PT 14/3-4 Поз. 4 Откачка жидкости с дренажных емкостей на прием НГС-1,2 дУ100 Газ с дренажных емкостей на ФНД Ду100 Ду 400 Дренаж с ГС-1,2 в ЕД-1..3 Ду150 К30М 25х160 444 100х40 СИКВ TG 5-3 251 80х16 QS 205 100х16 302 100х16 100х16 4-14 Ду 150 LSA 14/1-3 TT Поз. 14/1 232 150х16 К8С 25х63 441-Б 25х40 Частично рагазированная жидкость с НГС-1,2 на СВ-1..4 Ду500 H 19-10 ПТВ с СИКВ на КНС-6 Ду400 Ду 500 19-3 19-1М 25х25 Ду 400 Частично обезвоженная нефть с СВ-1..4 на НГС-3,4 (КСУ) Ду300 36а 50х40 19-1 Метанол от передвижных средств 19-2М 25х25 QS 251С 25х25 LT TT 14/1-2 63 м3 К31 25х25 Ду 300 2-3 Дренаж с НГС-1,2 в ЕД-1..3 Ду100 ЕД-1 PT 14/2-4 301 100х16 100х16 256 50х16 К1С 25х40 Ду 100 QS Ду 300 227В 100х16 LSA LТ 50 м3 289а 100х16 141 50х16 ГС-2 0,8 м3 250 80х16 250С 25х25 37а 50х16 124 150х16 310А 100х16 PG 19-11 ЕМ 221 100х16 290 50х16 Вода техническая на смыв полов ПТВ с СИКВ на КНС-6 Ду400 28 500х16 Ду 200 Ду 200 Н-1 231 150х16 Ду 100 25/1-6 19-7 Ду 50 200С 25х16 H Ду 50 К29 25х16 420 25х160 52 150х16 506 25х160 47 150х16 PG 4-10 195В 25х25 3-1 PG 300 100х16 100х16 PT 4-8 НГС-4 50 м3 4-6 197В 25х25 42 150х16 КЛ6 80х16 53 150х16 505 25х160 29 500х16 TT К12 15х25 PT 38 150х16 Ду 300 L TG 3-40 Ду 150 310 100х16 157С 50х40 518 25х25 H LT 4-2 TT 4-4 TG 177 50х16 К22 25х16 К23 25х16 Ду50 К27 25х16 4-9 НГС-3 50 м3 TT 4-3 4-5 177С 25х25 3-6 510 25х160 КЛ7 80х16 54 150х16 49 150х16 К2М 50х16 К33М 25х40 161С 25х16 К36 25х16 PG 5-6 14/1-1 204 100х16 К30 25х25 QS 12 700х16 PT PG 44 150х16 511 25х160 КЛ8 80х16 513 25х160 FE 25/1-5 PT 3-7 46 150х16 502 25х160 Н-13 441 100х16 443 100х16 442 100х16 36 500х16 237 100х16 3-2 39 150х16 К21 25х16 PG 3-8 Поз. 25/1 2-2 329 200х16 179 50х40 К20 25х16 PT 3-3 40 150х16 К19 25х16 PG 48 150х16 QS 2-1 179С 25х25 К26 25х16 PT 4-7 PG 326В 25х63 КЛ9 100х16 327С 25х25 185 50х16 25/1-4 PT 25/1-3 К17 25х25 Поз. 2 239 100х16 LT L 100х16 443А 25х25 508 50х16 19 500х16 17 700х16 LSA 4-11 L 326 200х16 334 200х16 176 50х40 176С 25х25 КЛ13 50х16 Ду 100 К18 25х16 PT TT 25/1-1 25 м3 Ду250 227 100х16 H LSA 4-12 322 200х16 172 50х40 КЛ10 100х16 329С 25х25 186 50х40 Ду 80 3-4 41 150х16 H ЕП-1 23 300х16 229 100х16 331 200х16 181 50х16 183 50х40 Свеча рассеивания 23А 25х25 131 250х16 25 300х16 Ду 400 322-1 200х16 328В 25х63 335 200х16 178 50х40 178С 25х25 КЛ14 50х16 189 50х16 328 200х16 173 50х16 КЛ11 100х16 331С 25х25 187 50х16 22А 25х25 26 300х16 КЛ1 150х25 150с 25х25 133 250х16 336 200х16 180 50х40 180С 25х25 КЛ15 50х16 Ду 80 КЛ-3 250х16 148с 25х25 188 50х16 183С 25х25 220 100х16 218 50х40 К35 25х16 PT 5-5 140 50х16 QS PT 14/1-4 194 200х16 Трубопровод минуя НГС-3,4 (КСУ) Ду500 149с 25х25 147с 25х25 27 300х16 КЛ2 150х25 25А 25х160 КЛ16 50х16 243 100х16 22 300х16 130 250х16 219 50х40 146 50х40 142 50х16 59 69 500х16 500х16 Ду 200 ПТВ с СВ-1..4 на ОПВ-1,2 Ду400 24А 25х40 Ду 100 134 250х16 LT L Б3М 50х40 254А 50х16 193В 25х25 193 200х16 LT 137 300х16 135 250х16 132 250х16 LSA 19-6 220а 25х25 289 100х16 Поз.22 Частично обезвоженная нефть с НГС-3,4 (КСУ) на НВП Ду500 125 300х16 24 300х16 219а 25х25 198В 25х25 154С 25х16 Ду 50 К3М 25х63 4-1 330В 25х63 174 50х40 КЛ12 100х16 333С 25х25 2П 50х16 64 300х16 61 300х16 QS 4-13 253А 50з40 323 200х16 190 50х40 330 200х16 332В 25х63 337 200х16 182 50х16 182С 25х25 64С 25х25 322В 25х63 236 100х16 323-1 200х40 324 200х16 191 50х40 332 200х16 К1М 25х63 H TT 19-5 Горизонтальная емкость для хранения метанола 198 300х16 КЛ18 200х16 67 300х16 66 300х16 62С 25х25 60 300х16 СВ-1 200 м3 323В 25х63 324-1 200х40 325 200х16 175 50х40 20 300х16 19-4 Н-6 63 м3 141а 50х40 2м 65С 25х25 63С 25х25 32 300х16 СВ-2 200 м3 238 100х16 324В 25х63 192 50х40 К16 15х16 128 250х16 143В 25х25 201С 25х16 65 300х16 63 300х16 LSA 3-33 КЛ17 200х16 СВ-3 200 м3 240 100х16 2-7 144 50х16 129 250х16 QS 312 100х16 222 100х16 ЕД-6 Поз.19 Газ на продувку с ГС-2 Ду50 LSA 3-18 Частично обезвоженная нефть с НГС-3,4 (КСУ) на РВС-1,2 Ду500 145 50х16 TG 170 150х16 Откачка конденсата с ЕК-1,2 на прием НГС-1,2 Ду100 TT 3-14 30 300х16 К15 15х16 2-6 2-4 10-30 Газ на продувку Ду 100 Датчик нижнего уровня жидкости LT Газ на запал с ГС-2 Ду50 LT 3-10 3-35 34 300х16 325В 25х63 НГС-1 100 м3 НГС-2 100 м3 Газ на ФНД 197 200х16 170В 25х25 Зона ответственности ЦСПиТГ-2 УСИНГ По ответным фланцам ЗКЛ №198, 170, 202 Датчик уровня жидкости LAS Газ с СППК НГС-1,2, СВ-1..4,ГС-1,2 на ФВД Ду300 LSA TG 3-27 L Ду 400 21 300х16 TG 10-25 TT 10-29 PT Газ с ГС-1 СИКГ Ду400 H H LT 3-31 LSA 3-23 L Ду300 1П 50х16 242 100х16 10-26 Ду 200 197а 200х16 Газ с СВ-1..4, НГС-3,4 на КС НС , ФНД Ду 300 LSA 3-19 TT 3-15 2-14 234 100х16 Ду 300 FE К3Р02 50х16 Ду 400 Газ с СИКГ на ЮБ ГПК Ду500 H LT 3-11 L 62 300х16 TG 2-12 235 100х16 201 200х16 197В 25х25 Ду 500 Ду 300 126 300х16 TG КШ22 32х16 199 200х16 Ду 400 148 400х16 147 400х16 Газ с СППК НГС-3,4,дренажных емкостей на ФНД Ду 200 QS 31 300х16 2-10 КШ35 15х16 КШ20 32х16 Газ на запал 163-2 50х16 68 500х16 TT 2-9 TG 10-20 TT 10-24 19-2 LAS 3-37 18 700х16 228 100х16 127 300х16 LT TG 10-13 TT 10-19 Манометр с трехходовым краном LE Ду300 2-8 10-21 TIR LSA 3-36 TG 3-28 КШ6 50х16 156 400х16 Газ на ФВД Огнепреградитель Откачка жидкости с ЕД-1..3 на прием НГС-1,2 Ду100 LT 3-32 TG 10-8 FE 10-16 К99 15х25 19-9 H LSA 3-24 L PT 10-22 FE КШ33 32х16 Задвижка с электроприводом Ду 500 H LSA 3-20 QS 10-36 TT 10-12 PT СИКГ QS 29-10 Регулирующий клапан с электроприводом М1 QS TT 3-16 TG 10-3 TT 10-7 FE 10-11 К100 15х25 К98 15х25 Ду 100 QS 3-38 LT 3-12 КШ9 50х16 PG 10-23 LT QS 3-39 15 400х16 230 100х16 КШ8 50х16 КШ7 50х16 QS 10-35 10-27 К96 15х25 КШ17 32х16 160 400х16 149 400х16 Газ на ЮБ ГПЗ Клапан обратный Ду 400 Ду 700 14 700х16 К103 15х25 К3Р01 50х16 153 400х16 2-16 Ду 400 PT 10-18 Поз.10 Задвижка 50х16 ЕМ1 V= 10м3 TT 10-2 FE КШ24 15х16 КШ10 50х16 КШ13 32х16 м 50х16 М3 FE 10-1 КШ36 15х16 КШ23 25х16 10-6 КШ5 50х16 1м 50х16 М2 Ду 50 Свеча рассеивания Трубопровод производственно-дождевых стоков Трубопровод инертного газа на продувку N Газ с КСУ М11 50х16 К95 15х25 Трубопровод газа на свечу рассеивания Гп ПДС Блочная схема КС НС М4 50х16 50х16 КШ21 25х16 РТ РT 10-31 10-32 Ду 50 К104 15х25 КШ11 32х16 Блок предохранительных клапанов с переключабщим устройством М10 200б 200х16 Шаровый кран с электроприводом Н1 Кш17 50х16 КШ34 15х16 КШ19 25х16 КШ4 50х16 PG 10-15 К94 15х25 Ду 200 в ЕК-1 КШ32 15х16 КШ3 50х16 К93 15х25 200 200х16 КШ31 15х16 КШ18 32х16 КШ30 15х16 КШ2 50х16 PG 10-10 167 50х16 200а 200х16 157 400х16 161 400х16 КШ28 15х16 158в 15х25 К91 15х25 PT 10-9 Трубопровод сброса с предохранительных клапанов TT 50х16 50х16 PT 10-4 202а 80х16 Трубопровод сброса с предохранительных клапанов компрессора LT М13 150 400х16 КШ26 15х16 PG 10-5 Направление потока Емкость производственно-дождевых стоков ЕП 25-2400-2800-3 с насосом НВД 50/80 с электродвигателем N=30 кВт М6 50х16 154 400х16 148а 400х16 168 50х16 159в 15х25 158 400х16 К101 15х25 ЕК1 м 50х16 202 150х16 159 400х16 КЛ27 200х16 158С 25х25 Трубопровод откачки О 50х16 М14 159С 162 25х25 400х16 152в 15х25 Шаровый кран V=5м3 М9 152в 15х25 КЛ26 200х16 151С 25х25 151 400х16 Конденсат с КС Ду80 Сп Мо М15 155 400х16 QS 30-10 Газ от КС на СИКГ Ду 159 Ск 100х16 250х16 ЕД1 Зона ответственности ЦСПиТГ-2 УСИНГ По ответным фланцам ЗКЛ №198, 170, 202 Трубопровод отработанного масла Трубопровод конденсата газа Мо V=10м3 ЕП1 TT V=12,5м3 Кш1 Кш3 N Закачка инертного PT газа ЕК1 Н1 100х16 м - Гребенка клапанов Наименование Г1 LAS Кш6 Кш8 ТАКАТ №1 - Сферическая заглушка 152 400х16 Позиционное обозначения Примечание V=8.4м3 2 С2.1-С2.2 - Огнепреградительная кассета - Клапан дыхательный совмещенный Ду 500 Д2\1 50х16 Гк Газ с СППК компрессорной Ду 159 Газ низкого давления на КС Ду 325 Д16 100х16 Кш10 Кш12 Д2 80х16 ЗД1 Д1\1 152С 25х25 Кш13 100х16 Д3 80х16 Д1 80х16 Ск Г к Г к Г1 PT PT Д4\1 Гп О - Запорная арматура подлежащая пломбировке 50х16 PT TT ЗД2 50х16 Гк 80х16 Гп Г Ск Г7 Г12 150х16 FE 16 400х16 LT 11-8 L V=8,4м3 TT 80х16 Д5\1 80х16 ЗД4 Д6 80х16 Д10 Д11 80х16 PT НД 1.0Р 25/10- 2 ед H Поз.11 РТ 10-34 LE LE Д9\1 80х16 Д14 80х16 ЗД5 50х16 80х16 Г8 150х16 - Прибор контроля пламени УРДО-1,2 «Тайфун» Ду 400 РT 10-33 80х16 50х16 150х16 Д5 ТАКАТ №2 - Виброкомпенсатор Г6 100х16 Д4 ЗД3 Г15 LT Д9 Д13 80х16 - Датчик открытия кожуха полумуфты NSA 80х16 150х16 Г9 150х16 TT TIR Г5 100х16 LT Д8\1 Г15/1 Г14 LT TT - Преобразователь давления, показывающий, сигнализирующий, блокировка - Уровнемер, показывающий, сигнализирующий, блокировка - Датчик осевого сдвига С 1.2 V=8,4м3 PT LSA 11-6 Газ на ФНД Ду200 LAS Г4 300х16 LT Д8 TT 11-5 11-10 А4 Г3 300х16 80х16 PT Г14/1 - Преобразователь температуры, показывающий, сигнализирующий, блокировка GSA 308о 25х25 QS 50х16 LAS Д7 С 2.1 3 V= 4м TT 100х16 СП А5 50х16 LAS TT TT - Сигнализатор контроля протечек V-5000м3 УПОГ Газожидкостная смесь с ФГУ-1,2 на УПОГ Ду700 Ингибитор на ОПВ-1,2 с УДХ-2 Ду50 Подготовленная нефть с НВП на СИКНС Ду300 Частично обезвоженная нефть с СИКНС на УДР Ду300 Газ с СИКГ на ЮБ ГПК Ду500 К13М 15х63 К7М 25х63 К8М 15х63 Ду 300 Поз.1 15Б 25х16 H LSA L TT LT 15-2 15-3 Н-8 100х16 ЕД-7 208 100х16 3 12,5 м QS 15-4 Откачка передвижными средствами Поз. 15 LSA 16-2 LT L 1п 100х25 ЩПУ Кр31 32х16 PG 14-3 TG 14-5 PT 14-4 КРР-1 150х25 ТТ QS 14-2 14-1 FE Кр27 15х64 Кр28 15х64 НД-1 Кр22 32х16 Кр15 32х16 Кр16 32х16 Кр17 15х64 4А 15х25 27д 25х16 Ду 500 Тарировочная емкость Кр-26 15х64 14-8 14-8 УДХ-2 Поз.14 К69 15х25 QS PG 9-46 9-39 К66 15х25 К67 15х25 429с 25х25 PDI 9-40 449с 25х25 КШЭ 204 200х25 430с 25х25 МПР-2 * Подключение промывной установки 114 200х16 360 200х16 363 150х16 123 150х16 115 200х16 * * * * 20в 10*160 LSA 116 200х16 121 150х16 8-22 PT 274 25х40 33В 25х40 275 50х40 8-20 24в 10*160 26в 10*160 QS 438с 25х25 * К222 50х25 * TT 9-35 19в 15*40 К222а 15х25 FT 9-21 422с 25х25 * К214 50х25 ** 448с 25х25 446с 25х25 TSA TIR 8-1..8-2 8-3 PG 9-25 PT 9-23 Кр18 32х16 КШЭ 208 200х25 443с 25х25 КШЭ 209 200х25 311с 15х25 К83 15х25 К84 15х25 312с 15х25 21в 10*160 * 25в 15*40 NSA LIT VSA 8-7 8-8 8-10 БТН-1 БТН-2 107 700х16 3А 15х40 КРР-3 150х25 QS 20-1 2А 15х25 Зона ответственности ЦТОиРТ-3 УЭТ По ответным фланцам ЗКЛ №1,2,3,5,6,7. 5А 50х16 105 400х16 106 400х16 Резерв 1 400х16 2 400х16 Ду 400 ВНЭ на ДНС-5МБ 3 400х16 5 400х16 6 400х16 7 400х16 К75 15х25 310с 15х25 * * К76 15х25 * К212 50х25 Газ на ЮБ ГПЗ Поз. 20 Обезвоженная нефть с РВС-1,2 на НВП Ду500 ПТВ с РВС-1,2 на БТН Ду300 265 25х16 8-6 VSA 8-12 8-13 К85 15х25 5в 5х160 7-16 11в 5х160 44в 10*160 42в 10*160 PSA 266 50х16 261 *100х16 VSA TSA NSA TIR 7-1 7-2 7-3..7-6 7-7 7-8 88в 5х160 13в 269 25х16 50х16 TSA 7-12..7-15 8-28 GSA VSA 7-10 7-11 NSA TIR 7-16 7-17 VSA 7-19 7-20 NSA TIR 7-25 7-26 Н-4 Н-5 305 100х16 100х16 215В 25х16 260 100х16 Поз.14/5 216 200х16 354-3 50х16 85-1 50х16 96-1 50х16 QS QS 93-1 50х16 * 87 500х16 * 96 500х16 85 500х16 * 357 300х16 * 93 500х16 * * 355 300х16 113 200х16 * * 258 100х16 262 100х16 * 108 200х16 110 200х16 * 5м. 0,5м. 5м. 8,2м. * 1,5м. 0,5м. 8,2м. 0,5м. 0,5м. 0,5м. 0,5м. 0,5м. 0,5м. QS 6-12 РВС-5000 №1 3м. 3м. 213 300х16 * РВС-5000 №2 214 300х16 * 7м. 37д 25х16 QS 15в 5х160 К209 50х25 52в 5х160 ПА-2 нвп К211 50х25 54в 5х160 56в 5х160 9в 5х350 49в 5х350 51в 5х350 53в 5х350 55в 5х350 57в 5х350 58в 5х160 PDI 7-30 PSA 7-31 PSA 7-32 PG 7-33 PG 7-34 60в 5х160 59в 5х350 61в 5х350 62в 5х160 63в 5х350 64в 5х160 65в 5х350 66в 5х160 68в 5х160 67в 5х350 69в 5х350 70в 5х160 PDI 7-35 PSA 7-36 PSA 7-37 PG 7-38 PG 7-39 72в 5х160 73в 5х350 74в 5х160 75в 5х350 76в 5х160 77в 5х350 78в 5х160 80в 5х160 К201 50х25 QS QS 6-22 6-23 FE 71в 5х350 79в 5х350 81в 5х350 25/2-6 H PDI 7-40 LT TT LSA 6-1 6-2 6-3 L PSA 7-41 9м. 7,5м. 6м. PSA 7-42 PG 7-43 РВ-1 25х16 PG 7-44 33д 80х16 9-32 TG LT 6-10 6-18 PT 6-4 К46 25х16 H TT LT TG LSA 6-11 6-5 6-7 6-8 0,35м. Блок СИКНС Поз.9 * Подключение передвижной ТПУ Рисунок 1 – Технологическая схема дожимной насосной станция с УПСВ 21 LT L 6-19 PT 6-9 441С 25х16 К48 25х16 443С 25х16 443-1 100х16 441-1 100х16 PT 25/2-3 К45 25х16 5м. РВ-2 25х16 РВ-3 25х16 РВ-4 25х16 H 2м. 3м. РВ-5 25х16 2м. УРДО-1 «Тайфун» РВ-6 25х16 КС1 100х16 3м. РВ-7 25х16 5м. 6м. 7,5м. РВ-8 25х16 РВ-9 25х16 РВ-10 25х16 РВ-11 25х16 QS Н-14 9м. УРДО-2 «Тайфун» РВ-12 25х16 6-20 QS Поз.6 ЕП-2 TT 25/2-1 100х16 Свеча рассеивания 25 м3 6-21 36в 25х16 Поз.25/2 36д 25х16 * СКП 9-49 * 442-1 100х16 25/2-5 3в 5х160 QS * 319с 15х25 320с 15х25 К88 15х25 0,5м. 0,5м. 16в 5х160 7м. TSA 7-21..7-24 GSA Зона ответственности ЦЭОТВС-3 УТВС 453с 25х25 КШЭ212 200х25 PT 9-29 QS 6-15 6-16 90в 5х160 НВП-3 LSA 7-27 7-18 PSA Вода с КОС К87 15х25 211 100х16 211В 25х16 6-17 1,5м. 89в 5х160 87в 15х63 НВП-2 8в 25х16 LSA GSA 8-27 QS 6-14 91 *500х16 112 *200х16 17в 5х160 7-29 14в 5х160 86в 5х160 85в 15х63 84в 5х160 НВП-1 НВ-3 5х160 271 25х16 QS 10в 5х160 7-28 7в 5х160 83в 5х160 82в 5х160 2в 25х16 43в 10*160 41в 10*160 91-1 50х16 257 *100х16 PG 8-26 8-24 8-25 Поз.7 КРР-4 150х25 Свеча рассеивания 63 м3 215 200х16 256С 87-1 50х16 95-1 50х16 86-1 50х16 83-1 500х16 354 *300х16 18в 5х160 НВ-2 5х160 268 25х16 QS 1в 5х160 263 50х16 46в 10*160 PG PSA PSA * TT 9-30 К86 15х25 НВ-1 5х160 7-9 36в 10*160 38в 10*160 40в 10*160 425с 25х25 PG 9-31 14/5-5 L ЕД-5 270 25х16 12в 5х160 4в 5х160 QS 45в 10*160 37в 10*160 39в 10*160 * 224с 50х25 PT 9-26 Резерв TIR NSA 50в 5х160 456с 50х40 Ду 400 Обезвоженная нефть на ЦППН-9 TSA 8-4..8-5 LIT 8-11 ПА-1 К210 50х25 317с 15х25 TT 9-27 QS 6-13 75 250х16 267 25х16 Поз.8 439с H 86 83 95 *500х16 356 *500х16 *500х16 *300х16 80 200х40 264 25х16 27в 10*160 К213 50х25 * PG 9-28 73 250х16 * * 309с 15х25 318с 15х25 Зона ответственности ЦТОиРТ-3 УЭТ по переметральному ограждению. Ду 200 Ду 200 354-1 50х16 8-23 БТН * 423с 25х25 КШЭ211 200х25 LSA 14/5-3 PT 14/5-4 К44 25х16 72 300х16 LSA 7-47 267А 80х16 К223а 15х25 442с 315с 15х25 2б 15х40 81 200х40 LT TT 14/5-2 QS 14/5-1 63 м3 Поз.14/4 Дренаж с РВС-1,2 в ЕД-4..5 ЕД-4,5 440с 25х25 314с 15х25 КШЭ 210 200х25 74 250х16 264А 80х16 H 7-46 79 200х40 6в 5х160 35в 10*160 9-42 Вл-2 313с 25х25 Кр19 15х64 259 100х16 Ду 500 Ду 100 ТТ 7-45 ФВ-2 10*160 PDI 8-17 9-41 445с 25х25 КШЭ 207 200х25 * 419с 25х25 100 200х40 47в 25*40 Вл-1 AT ** 140 25х25 * 71 300х16 Ду 80 30в 10*160 LSA К217 50х25 К215 50х25 * К216 50х25 * МПР-3(резервно-контрольный) 422с 25х25 111 200х16 109 200х16 ЕД-4,5 29в 10*160 DT К219 50х25 417с 25х25 307с 15х25 308с 15х25 TT 9-22 306 100х16 100х16 94 500х16 Ду 300 Ду 500 99 200х40 70 300х16 47в 25*40 * КШЭ 206 200х25 Свеча рассеивания PT 14/4-4 К43 25х16 Ду 500 82-2 50х16 PT 7-50 28в 10*160 276 50х40 AT * КРР-2 150х25 К218 50х25 * 306с 15х25 К82 15х25 H 14/4-5 L 210 100х16 Узел задвижек РВС 84 500х16 311 100х16 К50 15х25 Ду 500 98 200х40 LSA 278 50х40 32В 25х40 8-16 22в 10*160 437с 25х25 415с 25х25 305с 15х25 К81 15х25 306Б 25х25 92 500х16 Ду 300 89С 25х25 90 200х25 272-2 50х16 9-43 PT 9-18 316с 15х25 4 700х16 88С 25х25 PT 7-48 К51 15х25 272-1 50х16 Ду 100 361 200х16 117 200х16 277 25х40 34В 25х40 ФВ-1 10*160 PDI 8-15 273 50х40 PT 9-33 436с 25х25 321с 15х25 К206 50х25 120 150х16 PT 8-19 31В 25х40 PG 9-34 434с 25х25 К208 50х25 * К220 50х25 8-21 ТТ 8-18 ТТ 9-51 23в 10*160 К73 15х25 К74 15х25 Пл К207 50х25 411с 25х25 * 433с 25х25 К205 50х25 435с 25х25 * FE КШЭ 205 200х25 * * 9-36 * К203 50х25 50х40 50х40 * 432с 25х25 К221 50х25 LSA 9-50 К68 15х25 * PG 9-47 К71 К72 15х25 15х25 К70 15х25 303с 15х25 412с 25х25 PG 9-20 НД-2 НМШ Кр23 32х16 К65 15х25 PG 9-44 * * 450с 25х25 * 409с 25х25 * Кр25 15х64 КЛ28 150*40 7-49 Ду 100 4Б 80х16 Ду 200 122 150х16 361А 80х16 К202 50х25 К204 50х25 К223 50х25 * 403а 25х25 * TT 9-17 QS PT 3Б 80х16 Ду 150 QS 8-34 362 150х16 82 500х16 Ду 200 К49 25х16 V-6м3 Емкость тарировочная Ду 50 FE Кр29 15х64 8-30 Ду 150 272-4 50х16 272-6 50х16 PDI * 451с 25х25 КШЭ203 200х25 Кр24 15х64 Кр30 15х64 Кр20 15х64 К55 15х16 Ду50 272-3 50х16 89 200х25 2п 15х25 К77 15х25 403с 25х25 407с 25х25 FT 9-16 PG Кр14 15х64 Кр21 15х64 Свеча рассеивания 354-4 100х16 18-4 272-5 50х16 301с 15х25 * 302с 15х25 TT TT 13-7 14-7 Измерительная трубка 26д 25х16 LT L 88 200х25 4ф 200х25 PG 9-45 МПР-1 * КШЭ202 200х25 * К79 15х25 К80 15х25 414с 25х25 14-3 LT LT 13-6 14-6 LSA 18-2 QS 18-5 3ф 200х25 К78 15х25 PG 9-10 КШЭ201 200х25 406с 25х25 404с 25х25 14/4-3 QS 354-2 50х16 358 300х16 ЕД-4 82-1 300х16 PT Ду 80 PT 9-8 TT 9-7 PT 9-13 Свеча рассеивания 25д 25х16 24д 25х16 26д 25х16 H TT 18-1 12,5 м3 К61 15х25 8-31 94а 500х16 88б 25х25 PT 8-32 К54 15х16 5п 15х25 FT 9-11 * TT 9-50 TT 9-12 14/4-2 353 300х16 LT LSA TT QS 6-24 359 300х16 PT 8-33 К53 15х16 PG Тарировочная емкость Кр13 32х16 212 100х16 18и 25х16 Поз.18 К59 15х25 * 366 150х16 364 150х16 К64 9-6 15х25 К63 15х25 304с 15х25 К1 15х25 К1 15х25 5ф 50х40 8-29 280В 25х25 PG НМШ Кр12 32х16 TT 9-51 Свеча рассеивания 209 100х16 1ф 200х25 PG 9-3 6ф 50х40 * 7ф 25х25 КЛ29 50х16 QS 279В 25х25 Н-7 ЕУ-1 2ф 200х25 К60 15х25 К57 15х25 8ф 15х25 К56 15х25 К62 15х25 К52 15х16 279 100х16 PT 18-3 100х16 К102 15х25 PT 9-7 К58 9ф 15х25 100х16 * * Кр2 15х64 Кр4 15х64 Кр3 15х64 PG 9-15 Поз. 16 415-4 50х16 PG 9-2 PDI 9-4 9-5 Свеча рассеивания V-6м3 PDI 9-1 К47 25х16 PT 20-3 PT 20-2 Поз.13 14Б 25х16 8 м3 QS 16-4 УДР УДХ-1 3п 4п 15х25 15х25 Н-9 ЕД-8 16-3 QS 13-1 PТ 13-4 НД-2 Кр8 15х64 Кр6 15х64 Подача химреагентов со склада хранения 314 100х16 100х16 H TT 16-1 PG 13-3 Кр-9 Кр-10 15х64 15х64 Кр7 15х64 НД-1 Кр5 15х64 Кр1 15х64 Измерительная трубка ТТ 13-2 FE 13-8 Кр11 32х16 TG 13-5 LT 13-6 TT 13-7 304 100х16 Блок фильтров Свеча рассеивания 415Б 50х16 313а 100х16 313-1 50х16 К3 15х25 H 69-1 50х16 352 300х16 14/4-1 9-9 415-А 25х16 313 100х16 15-1 88А 50х40 365 150х16 280 100х16 QS 13 700х16 Ду 500 Ду 700 282-1 50х16 282 * 50х40 104 300х25 Деэмульгатор на УДР Ду50 9 500х16 200х40 225 100х16 102 * 300х25 103 * 300х25 К11 15х25 223 100х16 8 500х16 PDI 1-5 К9 15х25 1-6 200х40 К10 15х25 PG К5 15х25 11 500х16 ФГУ-2 226 100х16 224 100х16 К7 15х25 1-3 200х40 PDI 1-2 PG Аварийный сброс ПТВ с ОПВ-1,2 в РВС-1,2 Ду300 1-7 Нефть с РВС-1,2 на прием БТН Ду200 101 300х40 К8 15х25 PG Ду 100 ПТВ с РВС-1,2 на БТН Ду300 Ду 500 10 500х16 ФГУ-1 К11М 15х63 Обезвоженная нефть с РВС-1,2 на НВП Ду500 1-1 К4 15х25 ПТВ с СВ-1..4 на ОПВ-1,2 Ду300 Ду 500 Ду 500 Частично обезвоженная нефть с НГС-3,4 (КСУ) на РВС-1,2 Ду500 Обезвоженная нефть с НВП на СИКНС Ду300 Ду 700 QS К7а 15х25 94С 50х16 К10М 15х63 К2С 50х16 Ду 100 1-4 403в 50х16 Газ с СИКГ на ЮБ ГПК Ду500 304в 50х16 К101 25х25 PG Зона ответственности ЦТОиРТ-3 УЭТ (периметральное ограждение) Уловленная нефть с ОПВ-1,2 в ЕД-1..3 Ду100 Ду 300 Ингибитор солеотложений на УДР Ду50 УДХ-1 Совмещенная факельная установка Газожидкостная смесь с УДР на ФГУ-1,2 Ду700 СФУ АТ 308 100х16 К89 15х25 203 100х16 100х16 ТГР-1 ТГР-2 287 150х16 Г2 СП 150х16 50х16 100х16 LE ТSA LSA Г20 LT СКП PSA LT А7 Г17 Г16 150х16 LAS Нефть с РВС-1,2 на прием БТН Ду200 БТН 1 СП СП Г10 150х16 ЕП1 V= 4м3 Вх1.2 Дренаж с НГС-3,4 в ЕД-1..3 Ду100 НВП V=0,8 м Ррасч-2,5 МПа V=200 м3 Ррасч-1,0 МПа Массовый преобразователь расхода CMF-400 Автоматический пробоотборник «Стандарт-А» Влагомер поточный ВСН Плотномер Solartron 7835В 150х16 ПТВ с БТН на СИКВ, ОПВ-1,2 Ду150 СИКГ СИКВ Система измерения количества и показателей качества сырой нефти 3 - Расходомер 150х16 Г11 300х16 PT Нефть с БТН на прием СВ-1..4 Ду150 СИКНС V=50 м3 Ррасч-1,0 МПа - Уровнемер TT Г18 Д11\1 СВ-1,2,3,4 PT 11-7 552 15-16 550 15-16 551 15-16 Г1 300х16 А8 50х16 Д10\1 - Насос центробежный V=50 м3 Ррасч-1,0 МПа Блок запальнорегулирющий PGS 11-12 553 15-16 А6 50х16 TT Г19 Д13\1 V=100 м3 Ррасч-1,0 МПа 2 LT LT 11-4 L Г1 N Н2 Д14\1 1 Нефтегазовый сепаратор ( КСУ) 50х16 Г23 100х16 V= 25м3 - Газосигнализатор FE LSA 11-2 308С 25х25 ЕПДС-1 TT PT 2 3 Гп PT LAS TT 11-1 Воздух LAS QS Нефтегазовый сепаратор НГС-3,НГС-4 - Термометр Закачка инертного газа Г21 150х16 А3 100х16 Емкость для хранения метанола V=50 м - Преобразователь температуры ТG PT PG НГС-1,2 ЕМ - Преобразователь давления - Манометр - Преобразователь перепада давления ТТ - Ультразвуковой преобразователь расхода 3 ЕД-7 PDI Г22 150х16 Гф П1 100х16 ПТВ с СИКВ на КНС-6 Ду400 V=12,5 м3 1 F E 100х16 Газ на ФВД Ду400 Н-11 V=25 м3 1 1 П3 П4 100х16 307 100х16 Блок запальносигнализирующий Г1 ЕК-1 12,5 м3 1 Емкость утечек с насосом НВД 50*80 Дренажная емкость с насосом НВД 50*80 VSA Г Производственные стоки на ДНС-5МБ ПДС П2 100х16 ТГР-1 Емкость сбора конденсата низкого давления с насосом НВД 50*80 ЕД-2 V=25 м3 Ду100 - Катушка-свидетель - Датчик контроля вибрации BS 11-13 Газ на продувку Емкость сбора конденсата высокого давления с насосом НВД 50*80 ЕК-2 ЕД-1 V= 0,5 м , Ррасч- 1 Мпа 1 171 100х16 PT Газ на запал Ду50 Емкость сбора производственно-дождевых стоков с насосом НВД 50*80 ЕК-1 ЕУ-1 - Ручной пробоотборник - Быстроразъемное соединение - Свеча рассеивания - Фланцевая пара - Задвижка с ручным приводом - Кран шаровый - Кран шаровый с электроприводом - Задвижка с электроприводом - Клапан регулирующий с электроприводом - Клапан регулирующий - Вентиль - Клапан обратный поворотный - Фильтр сетчатый жидкостный 3 2 Емкость сбора производственно-дождевых стоков с насосом НВД 50*80 ЕП-2 Ду1000мм Поз. 59 ПР ЕП-1 Фильтр грязеуловитель о Наименование 50х63 ФГУ-1,2 1 Устройство предварительного отбора газа Обозначение Наименование Обозначение Подготовленная нефть с СИКНС на УДР Ду300 УПОГ Примечание Газ на запал кол 100х16 H 100х16 Наименование оборудования К90 15х25 PT 11-3 ЕК-2 12,5 м3 Г25\1 100х16 Ду100 Н-12 285 150х6 Г26 Условные обозначения: Г26\1 Спецификация технологического оборудования Конденсат на ДНС-5МБ Ду100 СП LT LSA 25/2-2 L 25/2-4 1.3 Перечень основного технологического оборудования, в котором обращаются опасные вещества Перечень основного технологического оборудования, в котором обращаются опасные вещества, представлен в таблице 6. Таблица 6 - Перечень основного технологического оборудования, в котором обращаются опасные вещества Наименование технологического оборудования 1 Индекс К-во на схеме Расположение 2 Назначение 3 4 5 Дожимная насосная станция с УПСВ ФильтрФГУ-1,2 2 Площадка Очистка грязеуловитель входных жидкости от фильтров твердых механических примесей Емкость дренажная ЕД-7 1 Площадка Сбор крупных с полупогружным входных механических насосом фильтров примесей и нефтешлама Установка подачи УДХ-1 1 Площадка Разрушение деэмульгатора реагентного эмульсий хозяйства Емкость дренажная ЕД-8 1 Площадка Аварийный с полупогружным реагентного сброс с насосом хозяйства установки дозирования химреагента Устройство УПОГ 1 Площадка Сглаживание предварительного нефтегазовых пульсаций и отбора газа сепараторов и частичное УПОГ отделение газа Нефтегазовый сепаратор НГС-1,2 2 Нефтегазовый сепаратор НГС-3,4 2 Технические характеристики 6 L=3000мм V=0,994 м³ V=12,5 м3 Q=100 л/ч. Емкость V= 6м3 V=8 м3 Р=0,07 МПа Ду=2000 мм L=2965 мм Ду=1000мм V=22 м³ L=27,46 м Рраб=0,8 МПа Ррасч=1,0 МПа Площадка Сепарация нефти V=100м3 нефтегазовых от газа Рраб=0,8 МПа сепараторов и Ррасч=1,0 МПа УПОГ Ду=3000 мм L=14229 мм Площадка КСУ Остаточное V=50 м3 разгазирование Рраб=0,005 МПа нефтяной Ррасч=1,0 МПа эмульсии Ду=2400 мм, L=12785 мм 22 Продолжение таблицы 6 1 Сепаратор газовый 2 ГС-1 3 1 4 Площадка газовых сепараторов Сепаратор газовый ГС-2 1 Площадка газовых сепараторов Система измерения количества и показателей качества нефти сырой Сепаратор водоотделитель с перегородками СИКН С 1 Узел учета нефти СВ-1...4 4 Резервуар вертикальный стальной РВС1,2 2 Площадка Дегазация сепараторов нефтяной водоотделителей эмульсии, обезвоживание нефти до 10% Площадка Подготовка аварийнотоварной нефти, технологических а также для резервуаров приема жидкости в случае аварий на установке или системе внешнего транспорта Площадка Сбор дренажей аварийноот аппаратов и технологических трубопроводов резервуаров Емкость ЕД-4,5 дренажная с полупогружным насосом 2 Насосы внешней перекачки 3 Насосы внутренней перекачки НВП13 БТН1-2 2 Блок насосной внешней перекачки Блок насосной внутренней перекачки 23 5 Очистка попутного нефтяного газа от капельной жидкости Очистка газа от капельной жидкости и механических примесей Измерение количества и показателей качества нефти Внешний транспорт нефти с УПСВ на центральный пункт приема нефти Осуществления перекачки жидкости с резервуаров на прием СВ-1...4 6 V=50м Рраб=0,8 МПа Ррасч=1,0 МПа Ду=2400 мм L=12785 мм V=0,8м3 Ррасч=2,5 МПа Ду=600 мм Н=3330 мм В составе: блок фильтров, блок измерительных линий, блок качества нефти V=200м3 Рраб=0,8 МПа Ррасч=1,0 МПа Ду=3400 мм L=22282 мм 3 V=5000 м3 Д=22800 мм Н=11920 мм V=63 м3 L=9465 мм Р=0,07 МПа Ду=3000 мм Q=300 м3/ч H=240 м.в.ст. n=1475 об/мин Q=105 м³/ч H=98 м.в.ст n=1475 об/мин Продолжение таблицы 6 1 2 Емкость ЕД1-3 дренажная с полупогружным насосом 3 1 Емкость утечек ЕУ-1 с полупогружным насосом 1 Открытая площадка Сбор утечек V=12,5 м3 Р=0,07 МПа Ду=2000 мм L=4300 мм Аппарат емкостной цилиндрически й 1 Площадка метанольного хозяйства Хранение метанола Емкость ЕД-6 дренажная с полупогружным насосом 1 Площадка метанольного хозяйства Сбор дренажа с емкости хранения метанола V=50 м3 Dу=2400мм Рраб=0,005МПа Траб. =-43÷ +38°C V=63 м3 Р=0,07 МПа Ду=3000 мм L=9465 мм Блок подачи метанола БПМ 1 Площадка метанольного хозяйства Дозированный ввода метанола в газопровод с целью предотвращения гидратообразова ния. Отстойник пластовой воды ОПВ-1, ОПВ-2 2 Площадка отстойников воды Емкость ЕН-1 дренажная уловленной нефти с полупогружным насосом 1 Площадка отстойников воды Очистка пластовой воды от нефти и мех.примесей Накопление дренажа от отстойников ОПВ-1,2. Блок системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа 1 ЕМ СИКГ 4 Узел сбора дренажей 5 Сбор дренажей от аппаратов и трубопроводов 6 V=63 м L=9465 мм Р=0,07 МПа 3 Ду=3000 мм дозировочный насос Q=4л/ч; шестеренчатый насос Q=6м3/ч. Траб. =+5÷+15°С; Р на всасыв изб. =0,3-0,7МПа; температура технологическо го отсека T=+50С V= 200 м3 Рраб=0,3 МПа, Ррасч=1,0 МПа Ду=3400 мм V=63 м3 Р=0,07 МПа Ду=3000 мм L=9465 мм Технологическа я площадка 24 Измерения количества попутного нефтяного газа Габаритные размеры 12000х6000 мм Продолжение таблицы 6 1 2 Факельное хозяйство Трубный ТГР-1 газовый расширитель Трубный газовый расширитель ТГР-2 Емкость сбора ЕК-1,2 конденсата высокого давления с полупогружным насосом Технологическа я линия трубопровода входа обводненной нефти от УДР до НГС-1,2 - Технологическа я линия трубопровода обезвоженной нефти от НВП до СИКНС - 3 4 5 Отделение из газа, поступающего на факел низкого давления, капельной жидкости 1 Площадка сбора Отделение из конденсата газа, поступающего на факел высокого давления, капельной жидкости 1 Площадка сбора Сбор конденсата конденсата с трубного газового расширителя и с факела низкого/высоко го давления Технологические трубопроводы 282 Внутриплощадо Транспорт м чные газоводонефтян трубопроводы ой эмульсии Ду=500 мм V=1,6 м3 L=8м Рраб=0,005 МПа Ррасч=1,0 МПа 556 Внутриплощадо м чные трубопроводы Ду325х8328,25м Ду219х8-34,15м Ду114х6-150,3м Ду57х6-37,2м Ду32х3-6,5м V – 30,1 м3 Р - 2,7 Мпа 1 Площадка сбора конденсата 6 25 Транспорт нефти Ду=1200 мм V=9м3 L=8м Рраб=0,02 МПа Ррасч=1,0 МПа V=12,5 м3 Ду=2000 мм L=4300 мм Ду1020х1034,76м Ду720х10218,64м Ду426х8-5,54м Ду530х9-14,02м Ду325х8-0,45м Ду273х8-3,1м Ду114х6-5,35м Ду57х6-0,13м Ду25х3-0,43м Р - 0,8 МПа V – 118,4 м3 Продолжение таблицы 6 1 2 Технологическа я линия нефтепровода из СВ1…4 в НГС-3,4 - Технологическа я линия нефтепровода из НГС-1,2 в СВ1…4 - Технологическа я линия трубопровода обезвоженной нефти РВС-1,2 в НВП Технологическа я линия трубопровода частично обезвоженной нефти из НГС3,4 в РВС-1,2 Технологическа я линия трубопровода некондиционно й нефти из РВС-1,2 в БТН Технологическа я линия трубопровода газа от ГС-1 до СИКГ 3 4 5 6 155 Внутриплощадо м чные трубопроводы Транспорт газоводонефтян ой эмульсии 812 м Внутриплощадо чные трубопроводы Транспорт оводонефтяной эмульсии - 467 м Внутриплощадо чные трубопроводы Транспорт нефти - 285 м Внутриплощадо чные трубопроводы Транспорт водонефтяной эмульсии Ду325х8-111,5м Ду159х6-35,6м Ду89х6-4,1м Ду57х6-0,2м Ду32х3-4,2м Р - 0,5 МПа V – 9,98 м3 Ду530х9-162,6м Ду325х8-55,2м Ду159х6-3,6м Ду114х6-589,5м Ду57х6-0,6м Ду32х3-0,6м Р - 0,8 МПа V – 46,4 м3 Р - 0,5 МПа V – 11,4м3 Ду530х9-212м. Ду325х8-35м Ду273х8-4,65м Ду219х8-23,6м Ду114х6-4,1м Ду57х6-12,1м Ду15х3-175,65м Р - 0,5 МПа V – 51,29м3 Ду530х9-257,8м Ду325х8-26,2м Ду114х6-1,2м Ду57х6-0,6м V – 59 м3 Р - 0,1 МПа - 358 м Внутриплощадо чные трубопроводы Транспорт водонефтяной эмульсии Ду219х8-229,2м Ду159х6-126,3м Ду57х6-3,4м Р - 1,0 МПа V – 11,1 м3 - 145 0м Внутриплощадо чные трубопроводы Транспорт газа Ду530х9-519,8м Ду426х8-384,7м Ду325х8-27,7м Ду219х8-213м Ду159х6-27,8м Ду57х6-276,3м Ду25х3-0,4м Ду15х3-1м Р - 0,8 МПа 26 Продолжение таблицы 6 1 2 3 4 Технологическая линия трубопровода газа с предохранительн ых клапанов СППК и дренажных емкостей на ФВД и ФНД - 922 м Внутриплощадо чные трубопроводы Транспорт газа Технологическа я линия трубопровода газа от НГС-1,2 до газового сепаратора ГС-1 277 м Внутриплощадо чные трубопроводы Транспорт газа Технологическа я линия трубопровода газа из СВ-1…4 и НГС-3,4 на СИКГ и далее на КСНС 342 м Блок компрессорной установки ТАКАТ Аппараты воздушного охлаждения газа Сепаратор входной - 5 Внутриплощадо чные трубопроводы Транспорт газа Ду426х8-185,5м Ду325х8-38,5м Ду273х8-32,9м Ду159x6-1,8м Ду57х6-17,8м Ду32x3-0,8м Р - 0,8 МПа V – 31,8 м3 Р-0,3 МПа V – 18м3 Ду325х8200,8м. Ду219х8-7,8м. Ду114х6-95,8м. Ду57х6-35,7м. Ду38x4-2,1м. Компрессорная станция низких ступеней ТАКАТ 2 Технологическа Сжатие газа № 1,2 я площадка компрессоров ВХ1.1, ВХ1,2 2 Технологическа я площадка компрессоров Охлаждение газа С1.1, С1.2 2 Технологическа я площадка Очистка попутного нефтяного газа от капельной жидкости и 27 6 V – 181 м3 Ду325х8-342,3м Ду219х8-238,4м Ду159x6-48,3м Ду114х6-226,9м Ду89x6-61,6м Ду57х6-2,1м Ду32x3,5-2,4м Р - 0,02 МПа V – 41 м3 Производительн ость при 100% загрузке - 2700 нм3/ч P нагнетания= 0,4-0,8 МПа Р всасывания (абс.)= 0,1 МПа Производительн ость компрессора Q=52 м3/мин Ррасч.=1,6 МПа Рраб.=0,82 МПа Траб.вх.= 100°C Траб.вых.= 40°C V=8,4 м3 Dу=1400мм Продолжение таблицы 6 1 2 3 4 5 механических примесей, улавливание выбросов нефти Сепаратор концевой С2.1, С2.2 2 Технологическа я площадка Сепарация газа от масляного конденсата Емкость продувочная ЕП1 1 Технологическа я площадка Емкость РГСН10 ЕМ1 1 Площадка маслохозяйства Сброс с предохранитель ных клапанов аппаратов С1.11.2, С2.1-2.2 и компрессоров Хранение свежего масла Емкость дренажная горизонтальная ЕК1 1 Площадка подземных емкостей Сбор конденсата Емкость подземная горизонтальная дренажная ЕД1 1 Площадка подземных емкостей Хранение отработанного масла Насосы НМШ Трубопровод газа на компрессорные установки, линия Г1 Трубопровод компримирован ного газа, линия Г Трубопровод Блочная насосная станция перекачки масла МХ 2 Площадка Подача масла в маслохозяйства надземную емкость ЕМ1 и в маслосистему компрессорной установки Технологические трубопроводы 68 Технологическа Транспорт ПНГ м я площадка 6 Траб.= 30°C Ризб.= 0,005 МПа V = 4,0 м3 Dу =1200мм Рраб.ап.= 0,8 МПа Ррас.=1,0 МПа Траб.= 40°C Траб.= 30,5100°C V = 4,0 м3 Dу = 1200мм Ризб. = 0,005 МПа V=10м3 Dу =2200 мм Рраб. = атм. Ризб.= 0,07 МПа V=12,5 м3 Dу=2000мм Q=50 м3/час Ризб.= 0,07МПа Траб.=5÷40°C V=5 м3 Dу=1600мм Ризб.раб= 0,07МПа Траб.=5÷60°C Произ-ть= 4 м3/час Р=10 кгс/см2 N=3кВт Д – 159 мм L–68,58 м Р - до 0,8 МПа. - 75 м Технологическа я площадка Транспорт ПНГ Д – 159 мм L–75,85м Р - до 0,8 МПа. - 194 Технологическа Транспорт ПНГ Д – 325 мм, L – 28 Продолжение таблицы 6 1 сброса с предохранитель ных клапанов, линия Сп 2 Трубопровод свежего масла, линия М Трубопровод отработанного масла, линия МД - 1.3.1 3 м 4 я площадка 85 м Технологическа я площадка 5 Транспорт масла 6 92,28 м Д – 114 мм, L – 9,25 м Д –59 мм, L – 1,31 м Р - 0,005 МПа. Р - до 0,2 МПа Ду=57мм L=85,17 м - Данные о распределении опасных веществ по оборудованию Распределение опасных веществ по оборудованию декларируемого объекта приведено в таблице 7. 29 Таблица - 7 Технологический блок, оборудование № № по Наименование п/ схем оборудования п е 1 2 3 1 ФильтрФГУ грязеуловитель -1,2 2 Емкость дренажная с полупогружны ЕД-7 м насосом НВД 50/80 (Н-7) Количество опасного вещества, т В единице В оборудовани блоке Число единиц Объем Наименовани я оборудования технологическог е опасного М , шт. о аппарата, м3 вещества М М М Мж пг гж пнг гж ф 4 5 6 7 8 9 10 11 Дожимная насосная станция с УПСВ Площадка фильтров грязеуловителей Нефть 2 0,994 Попутный - - нефтяной газ 1 12,5 Нефть - 6,2 - Фактические условия содержания Агрегатное состояние Давление Температура , МПа , °С 12 13 14 ЖГ 0,8 130 6, 2 - Ж 0,007 До 60 Площадка реагентного хозяйства 3 4 Установка УДХ подачи -1 деэмульгатора Емкость дренажная с полупогружны ЕД-8 м насосом НВД 50/80 (Н-8) 1 6 Деэмульгатор - 4,5 - - - Ж 0,07 5 1 8 Деэмульгатор - 5,9 - 5, 9 - Ж 0,07 До 60 30 Продолжение таблицы 7 1 5 6 7 8 9 10 11 2 Устройство предварительного отбора газа Нефтегазовый сепаратор Сепаратор газовый Сепаратор газовый Нефтегазовый сепаратор Система измерения количества и показателей качества нефти сырой Сепаратор водоотделитель с перегородками 3 4 5 6 7 8 9 Площадка нефтегазовых сепараторов и УПОГ УПОГ 1 22 НГС-1,2 2 100 ГС-1 1 50 ГС-2 1 0,8 Попутный нефтяной газ Площадка КСУ Нефть Попутный 0,801 нефтяной газ Узел учета нефти НГС-3,4 2 50 СИКНС - 1,13 СВ1...4 4 Нефть Попутный нефтяной газ - - Нефть Попутный 0,694 нефтяной газ Площадка газовых сепараторов Попутный нефтяной газ Нефть - - - 1 10 11 12 13 14 - 0,694 0,174 ЖГ 0,8 До 60 0,174 1,388 0,384 ЖГ 0,8 До 60 0,0156 - - Г 0,8 До 55 - - 0,0156 Г 0,8 До 55 0,0374 Г 0,35 До 60 - - Ж 4,0 До 60 19,2 0,104 Ж 0,5 До 60 0,0187 1,602 - Площадка сепараторов водоотделителей Нефть 200 Попутный 4,8 0,026 нефтяной газ 31 Продолжение таблицы 7 1 12 13 2 Резервуар вертикальный стальной Емкость дренажная с полупогружным насосом 3 4 5 6 7 8 9 Площадка аварийно-технологических резервуаров РВС-1,2 2 5 000 Нефть - 3086 ЕД-4,5 2 63 Нефть - 14,24 10 11 12 13 14 - 6172 - ЖФ 0,002 До 60 - 28,48 - ЖФ 0,007 До 60 Узел сбора дренажей и утечек 14 15 Емкость дренажная с полупогружным насосом Емкость утечек с полупогружным насосом ЕД1-3 3 63 Нефть - 14,24 - 42,72 - ЖФ 0,9 До 60 ЕУ-1 1 12,5 Нефть - 8,9 - 8,9 - ЖФ 0,9 До 60 Площадка метанольного хозяйства 18 Аппарат емкостной цилиндрический Емкость дренажная с полупогружным насосом Блок подачи метанола 19 Отстойник пластовой воды 16 17 ЕМ 1 50 Метанол - 26,2 - 26,2 - ЖФ 0,005 43÷+38 ЕД-6 1 63 Метанол - 14,3 - 14,3 - ЖФ 0,07 До 60 БПМ 1 2 Метанол - - - - - ЖФ 0,7 15 - 43,2 - ЖФ 0,6 До 60 Площадка отстойников воды ОПВ-1, ОПВ-2 2 200 Нефть 32 21,6 Продолжение таблицы 7 1 20 2 Емкость дренажная уловленной нефти с полупогружным насосом НВД 50/80 (Н-12) 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 ЕН-1 1 63 Нефть - 1,78 - 1,78 - Ж 0,9 До 60 Блок системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа 21 22 На факел высокого давления На факел низкого давления - 3,01 Попутный нефтяной газ - - 0,00042 - 0,00042 Г 0,02 До 50 - 0,38 Попутный нефтяной газ - - - - - Г 0,005 До 50 СИКГ Факельное хозяйство Площадка сбора конденсата 23 Трубный газовый расширитель ТГР-1 1 1,6 Попутный нефтяной газ - - - - - Г 0,005 20 24 Трубный газовый расширитель ТГР-2 1 9 Попутный нефтяной газ - - - - - Г 0,02 50 ЕК-1,2 2 12,5 Нефть - 2,42 - - - Ж 0,9 До 60 25 Емкость сбора конденсата высокого давления с полупогружным насосом НВД 50/80 (Н-10) 33 Продолжение таблицы 7 1 26 27 28 29 30 2 Технологическая линия трубопровода входа обводненной нефти от УДР до НГС-1,2 Технологическая линия трубопровода обезвоженной нефти от НВП до СИКНС Технологическая линия нефтепровода из СВ1…4 в НГС3,4 Технологическая линия нефтепровода из НГС-1,2 в СВ1…4 Технологическая линия трубопровода обезвоженной нефти из РВС-1,2 в НВП 3 4 5 6 7 8 Технологические трубопроводы 9 10 11 12 13 14 - 282,42 м - Нефть Попутный нефтяной газ - 10,5 4,39 10,5 4,39 ЖГ 0,8 До 60 - 556,4 м - Нефть - 24,11 - 24,11 - ЖГ 2,7 До 60 - 155,6 м - Нефть Попутный нефтяной газ - 2 0,518 2 0,518 ЖГ 0,5 До 60 812,1 м - Нефть Попутный нефтяной газ - - 3,78 1,57 3,78 1,57 ЖГ 0,8 До 60 - 467,1 м - Нефть - 41 - 41 - Ж 0,5 До 60 34 Продолжение таблицы 7 1 31 32 2 Технологическая линия трубопровода некондиционной нефти из РВС-1,2 в БТН Технологическая линия трубопровода частично обезвоженной нефти из НГС-3,4 в РВС-1,2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 - 358,9 м - Попутный нефтяной газ Нефть - 7,6 3,2 7,6 3,2 ЖГ 1 До 60 - 285,8 м - Нефть - 36,75 - 36,75 - Ж 0,1 До 60 Попутный нефтяной газ - - 1,04 - 1,04 Г 0,8 До 60 33 Технологическая линия трубопровода газа от ГС-1 до СИКГ 34 Технологическая линия трубопровода газа с предохранительны х клапанов СППК и дренажных емкостей на ФВД и ФНД - 922 м - Попутный нефтяной газ - - 0,036 - 0,036 Г 0,02 До 60 35 Технологическая линия трубопровода газа от НГС-1,2 до газового сепаратора ГС-1 - 277,3 - Попутный нефтяной газ - - 0,184 - 0,184 Г 0,8 До 60 1450,7 м 35 Продолжение таблицы 7 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Технологическая линия трубопровода Попутный 36 342,2 м 0,063 0,063 газа из СВ-1…4 и нефтяной газ НГС-3,4 на СИКГ и далее на КСНС 6453 Итого опасного вещества - нефть - на составляющей, т из них – в сосудах (аппаратах), т 6327 в трубопроводах, т 126 Итого опасного вещества – попутный нефтяной газ – на 11,5 составляющей, т из них – в сосудах (аппаратах), т 0,539 в трубопроводах, т 10,9 Итого опасного вещества – метанол – на составляющей, т 40,5 из них – в сосудах (аппаратах), т 40,5 в трубопроводах, т Итого опасного вещества деэмульгатор на составляющей, т 10,4 из них – в сосудах (аппаратах), т 5,9 в трубопроводах, т 4,5 Компрессорная станция низких ступеней (КСНС) Технологическая площадка компрессоров Сепаратор Попутный С1.1, 37 входной 2 8,4 нефтяной газ 0,299 0,00013 0,598 0,00026 С1.2 Нефть Сепаратор С2.1, Попутный 38 2 4 0,023 0,023 концевой С2.2 нефтяной газ Аппараты ВХ1.1, Попутный 2 39 воздушного 11,6 ВХ1,2 нефтяной газ охлаждения газа 40 Емкость ЕП1 1 4 Попутный 0,00016 0,00016 36 12 13 14 - 0,3 До 60 ЖГ изб. 0,005 40 ЖГ 0,8 40 Г 0,82 100 Г изб. 30-90 Продолжение таблицы 7 1 41 42 43 2 продувочная Емкость РГСН10 Емкость дренажная горизонтальная Емкость подземная горизонтальная дренажная 3 4 5 6 7 8 нефтяной газ Площадка маслохозяйства Масло 7,2 турбинное Площадка подземных емкостей ЕМ1 1 10 ЕК1 1 12,5 Газовый конденсат - ЕД1 1 5 Масло турбинное - 9 10 11 12 13 0,005 14 - 7,2 - Ж изб. 0,07 5 2,6 - 2,6 - Ж изб. 0,07 5-40 3,6 - 3,6 - Ж изб. 0,07 5-60 Технологические трубопроводы 44 45 46 47 48 Трубопровод сброса с предохранительн ых клапанов, линия Сп Трубопровод газа на компрессорные установки, линия Г1 Трубопровод компримированн ого газа, линия Г Трубопровод свежего масла, линия М Трубопровод отработанного - 194,08 м - Попутный нефтяной газ - - 0,0003 - 0,0003 Г изб. 0,005 - - 68 м - Попутный нефтяной газ - - 0,0078 - 0,0078 Г До 0,8 - - 75 м - Попутный нефтяной газ - - 0,0087 - 0,0087 Г До 0,8 - - 85 м - Масло турбинное - 0,133 - 0,133 - Ж До 0,2 - - 85 м - Масло турбинное - 0,133 - 0,133 - Ж До 0,2 - 37 Продолжение таблицы 7 1 2 3 4 5 6 масла, линия МД Итого опасного вещества - попутный нефтяной газ - на составляющей, т из них - в сосудах (аппаратах), т в трубопроводах, т Итого опасного вещества – ФЛУ (газовый конденсат) - на составляющей, т из них - в сосудах (аппаратах), т в трубопроводах, т Итого опасного вещества - масло - на составляющей, т из них - в сосудах (аппаратах), т в трубопроводах, т Итого опасного вещества - нефть - на составляющей, т из них - в сосудах (аппаратах), т в трубопроводах, т 7 8 9 10 11 0,0402 0,02342 0,0195 9,8 9,8 3,86 3,6 0,266 0,598 0,598 - 38 12 13 14 2 Анализ известных аварий 2.1 Перечень аварий и обобщённые данные об инцидентах, имевших местона рассматриваемом объекте На рассматриваемом объекте аварий не зафиксировано. 2.2 Перечень аварий, имевших место на других аналогичных объектах, или аварий, связанных с обращающимися опасными веществами Перечень аварий, имевших место на других аналогичных объектах, и аварии, связанные с обращающимися опасными веществами представлен в таблице 8. 39 Таблица – 8 перечень аварий, имевших место на других аналогичных объектах и связанных с обращающимся опасным веществом № п/п 1 1 2 Дата и место аварии 2 09.03.2014 ООО «Сибирский барель» 20.05.2014 ООО «ЛУКОЙЛКоми» ТПП «ЛУКОЙЛУхтанефтегаз» Вид аварии (неполадки) 3 Пожар Выброс опасных веществ Масштабы развития Описание аварии и основные аварии,максимальные причины зоны действия поражающих факторов 4 5 Произошло истечение нефти из Площадь пожара трубопровода с последующим ее составила 80 м2. испарением, вспышкой и Пострадало возгоранием ПВС углеводородов. технологическое Причина: разгерметизация оборудование. вследствие нарушения технологического режима, выразившегося в превышении регламентированных значений температуры и давления нефти в технологическом трубопроводе. В результате разгерметизации трубопровода произошел разлив нефтесодержащей жидкости. Причина: коррозия на внутренней поверхности трубопровода. 40 Объем вылившейся жидкости составил 2,5 м3. Число пострадавших, ущерб Источник информации 6 Пострадавших нет. Экологический ущерб составил-240 тыс. руб. 7 https://www.g osnadzor.ru/in dustrial/oil/less ons/index.php Пострадавших нет. Экологический и экономический ущерб составил – 2 557 668 руб. https://www.g osnadzor.ru/in dustrial/oil/less ons/index.php Продолжение таблицы 7 1 3 4 5 2 21.05.2014 ООО «ЛУКОЙЛКоми» ТПП «ЛУКОЙЛУхтанефтегаз» 3 Взрыв с последующим возгоранием 4 Произошел взрыв в технологическом резервуаре РВС5000, повлекший за собой его разрушение и возгорание нефти. Пожар распространился еще на 2 резервуара стоявших рядом. Причины: интенсивное термическое воздействие, вызванное пирофорными отложениями. 25.07.2008 Взрыв с Несанкционированное ООО «Мазутнопоследующим проведение огневых работ топливныйтерминал» воспламенением лицами, привлечёнными бригадиром подрядной организации, на резервуаре РВС 3000 № 2, не подготовленном к проведению огневых работ, во время обеденного перерыва. При этом паровоздушная смесь воспламенилась, и произошёл взрыв с последующим пожаром, что привело к повышению температуры и давления парогазовой смеси в резервуаре. В результате резервуар разрушился. 27.01.2018 Взрыв с При сливе остатков АО «Серпуховская последующим нефтепродуктов из вертикального нефтебаза» воспламенением стального резервуара РВС-2000, оборудованного погружным нагревательным элементом, произошел взрыв газовоздушной 41 5 Разрушен резервуар РВС-5000. Разрушен резервуар РВС-3000. Поврежден резервуар. 6 Пострадавших нет. Общий ущерб – 53 914 000. 7 https://www.g osnadzor.ru/in dustrial/oil/les sons/index.ph p Пострадавших нет. https://www.s afety.ru/accide nts/#/ Пострадавших нет. https://www.s Экономический afety.ru/accide ущерб составил nts/#/ 3 557 287 руб. Продолжение таблицы 7 1 2 3 6 08.06.2017 АО «Черномортрансне фть» Выброс опасных веществ с возгоранием и/или взрывом 7 28.04.2016 ОАО «Удмуртнефть» Пожар. 4 5 смеси внутри резервуара с воспламенением и разгерметизацией резервуара в верхней части его крыши. Причины: самовоспламенение газовоздушной смеси в результате открытого контакта поверхности работающего электрического нагревателя, не погруженного в среду, из-за достижения уровня нефтепродукта ниже регламентированного значения. При выполнении газоопасных Поврежден работ по сверлению трубопровод. технологических отверстий на технологическом трубопроводе произошел выброс и возгорание нефти. Причины: повреждение действующего технологического трубопровода Ду-1200 находящегося под давлением 0,2 МПа, вследствии механического воздействия – сверления отверстия в верхней образующей нефтепровода. При проведении зачистных работ на РВС-5000 № 2 произошло Поврежден резервуар. возгорание пирофорных отложений на внутренней поверхности резервуара с 42 6 7 Мастер, https://www.s проводивший afety.ru/accide работы, получил nts/#/ термические ожоги тела. Пострадавших нет. https://www.s afety.ru/accide nts/#/ Продолжение таблицы 7 1 2 3 8 10.06.2016 АО «Тамбовнефтепрод укт» Выброс опасных веществ с последущим взрывом и возгоранием 9 14.02.2016 ИП Эдельбиев АМ.С. Взрыв с пожаром. 4 последующим взрывом паровоздушной смеси. Причины: самопроизвольное возгорание пирофорных отложений, вследствие отсутствия контроля температуры внутри резервуара. При производстве работ по зачистке резервуара для хранения бензина работниками подрядной организацией произошел взрыв газовоздушной смеси с последующим возгоранием. Причины: образование электростатических зарядов на одежде из синтетических тканей чистильщика при отсутствии заземления армированного шланга, проходящего через люк резервуара, установки подачи воздуха. В результате проведения ремонта насоса была нарушена технологическая последовательность проведения работ, вследствие чего произошло повышение давления и выброс СУГ с последующим возгоранием и взрывом емкости для хранения СУГ. Причины: несоблюдение 43 5 Резервуар частично разрушен. 6 Рабочий получил термические ожоги. Повреждено Пострадавших техническое устройство. нет. 7 https://www.s afety.ru/accide nts/#/ https://www.s afety.ru/accide nts/#/ Продолжение таблицы 7 1 2 3 10 11.09.2014 ОАО «Каменский нефтеперегонный завод» Пожар 11 04.12.2019 ООО «ТранснефтьПрикамье» Пожар 4 установленного порядка по выводу в ремонт, включения в работу технологического оборудования после ремонта и допуска к газоопасным работам. При выполнении подготовительных работ по зачистке резервуара от донных отложений произошло воспламенение паров нефтепродукта. Причины: воспламенение паровоздушной смеси, образовавшейся вблизи резервуара при вскрытых для вентиляции люках-лазов от источника воспламенения При выполнении работ по очистке резервуара РВСП-20000 № 37 от донных отложений произошло возгорание воднонефтяной эмульсии. Причины: Взрыв и пожар произошел в результате образования и воспламенения взрывоопасной концентрации углеводородов в смеси с воздухом внутри резервуара, работниками подрядной организации не в полном объеме осуществлялся контроль 44 5 6 7 Следы термического Пострадавших воздействия пламени на нет резервуаре. Большие следы термического воздействия на резервуаре. 2 человека погибло. https://www.g osnadzor.ru/in dustrial/oil/les sons/index.ph p Продолжение таблицы 7 1 2 3 Пожар 12 18.01.2018 Магистральный нефтепровод «КуйбышевТихорецк» АО «ТранснефтьПриволга» 13 13.07.2020 Разливнефти Участок нефтепровода Оха - Комсомольск-наАмуре ООО"РНСахалинморнефте газ" 14 28.07.2017 Разлив нефти. ООО «Башнефть – Добыча» 4 параметров воздушной среды при проведении работ. В процессе транспортировки нефти в рабочем режиме произошло нарушение целостности нефтепровода с выходом нефти и попаданием ее в окружающую среду с последующим возгоранием. Причины: разрушение кольцевого сварного стыка трубопровода вызвано коррозией. Из-за отказа оборудования на трубопроводе разлилась нефть. Причины: коррозия. Разгерметизация напорного нефтепровода ДНС «Метели»ДНС «Кунганак» с выбросом нефти и попаданием в реку. Причины: коррозия трубопровода. 45 5 6 7 Разлив нефти в окружающую среду. Пострадавших нет. Экономический ущерб – 68 789 тыс. руб. Экологический ущерб – 1 796 тыс. руб https://www.g osnadzor.ru/in dustrial/oil/les sons/index.ph p Разлив большого количества нефти в окружающую среду. Пострадавших нет. Экономический ущерб с учетом затрат на ликвидацию – 419 423 тыс. руб. https://www.g osnadzor.ru/in dustrial/oil/les sons/index.ph p Разлив нефти в окружающую среду, загрязнение водоема. Пострадавших нет. Экономический ущерб от аварии составил: 51 494 тыс. руб. Экологический ущерб составил: 4 072 тыс. руб. https://www.g osnadzor.ru/in dustrial/oil/les sons/index.ph p Продолжение таблицы 7 1 2 3 4 5 15 10.08.2021 ООО «РНУватнефтегаз» Выброс опасных веществ с последующем взрывом и возгоранием 16 20.09.2017 Нефтебаза в Ингушетии Пожар 17 15.11.2004Магистр Разливнефти альый нефтепровод "Западная Сибирь - Ангарск", в промзоне междуг. Зима и Саянск январь 2010 г. Разлив опасного На участке, проходящем в 30 км Нефтепровод вещества от города Ленска, произошла Восточная Сибирь утечка нефти. – Тихий Океан Причины: нарушение правил компании проведения работ, ковшом «Транснефть». эскаватора был поврежден Ленск, Якутия трубопровод. 18 Разрушение трубопровода произошло по нижней образующей с полным раскрытием трубопровода, взрывом газо-воздушной смеси, с последующим возгоранием газоводонефтяной эмульсии. Причины: разгерметизация трубопровода вследствие развития электрохимической коррозии канавочного типа. Произошло возгорание насоса Причины: износ оборудования. 6 7 Возгорание Пострадавших газоводонефтяной нет. эмульсии на земной поверхности площадью 10 255 м². Три человека https://www.g получили ожоги. osnadzor.ru/in dustrial/oil/les sons/index.ph p Произошел разрыв трубы. В результате на Пострадавших https://www.g Причина аварии: неосторожность поверхность вытекло нет osnadzor.ru/in при проведениинаружных около4,5 тонн нефти. dustrial/oil/les земляных работ. Также оказались залиты sons/index.ph 6 га сельхозугодий. p 46 Насос разрушен. 20000 м2 загрязнено нефтью. Пострадавших нет. Продолжение таблицы 7 1 19 20 2 08.02.2012 ОАО «ГазпромнефтьУрал» 3 4 Взрыв На Серовской нефтебазе ОАО «Газпромнефть-Урал» при проведении огневых работ подрядной организацией на резервуаре с понтоном произошёл взрыв. Причины: нарушения в организации порядка проведения огневых работ, в частности в отсутствии проведения анализа воздушной среды в сегментах понтона, где образовалась взрывоопасная концентрация паров нефтепродуктов. 01.04.2012 Разлив вещества На установке гидроочистки ООО «ЛУКОЙЛ- с последующим дизельного топлива в ООО Нижегороднефтео воспламенением «ЛУКОЙЛргсинтез» Нижегороднефтеоргсинтез» при ведении технологического процесса произошла разгерметизация технологического трубопровода подачи газосырьевой смеси в сепаратор с возгоранием. Причины: коррозия. 47 5 Разрушен резервуар. 6 Погиб 1 человек, 2 пострадало. 7 https://www.s afety.ru/accide nts/#/ Частично разрушен трубопровод и сепаратор. Пострадавших нет. https://www.s afety.ru/accide nts/#/ 2.3 Анализ основных причин произошедших аварий Проанализировано 20 аварии, произошедших на аналогичных объектах, связанных с обращающимися опасными веществами с 2004 по 2021 год. При анализе основных причин произошедших аварий были выявлены следующие группы причин аварий: отказы (неполадки оборудования) – 40%; ошибочные действия персонала – 60 %; При анализе аварий на объектах были выделены следующие основные последствия аварий: пожар происходил в 40 % случаев; взрыв с пожаром – 30 % случаев; разлив опасного вещества – 20 % случаев. Из полученных данных можно сделать вывод о том, что наиболее вероятной аварийной ситуацией на рассматриваемом объекте является пожар, а наиболее вероятная причина ее возникновения – ошибочные действия персонала. 2.4 Определение возможных причин и факторов, способствующих возникновению и развитию аварий Проанализировав технологические процессы данного предприятия, а также свойства обращающегося на объекте опасного вещества нефть можно сделать вывод: существует угроза разгерметизации оборудования, что в свою очередь может привести к выбросу нефти на территории объекта с возможностью последующего воспламенения или взрыва; попутный нефтяной газ, обращающийся на объекте, может накапливаться в оборудовании и приводить к авариям, нарушение целостности конструкции может привести к утечке газа и последующему взрыву. Из-за большого количества различной арматуры, сварных и фланцевых соединений, жестких условий работы и объемов веществ, перемещаемых по ним, трубопроводы также являются источником опасности. Причинами разгерметизации трубопроводов могут быть: вибрация; остаточные напряжения в материале трубопроводов в сочетании с напряжениями, возникающими при монтаже и ремонте, которые могут вызвать поломку элементов запорных устройств, образование трещин, разрывы трубопроводов; разрушения под воздействием температурных деформаций; превышения давления и т.п. 48 Износ и повреждения оборудования на объекте могут привести к его частичному или полному разрушению, включая технологическое оборудование и трубопроводы. Анализ аварий на аналогичных объектах показал, что коррозия оборудования и трубопроводов может привести к разгерметизации технологического оборудования, как частичной, так и полной. В результате проведенного анализа аварий, произошедших на аналогичных объектах с аналогичными опасными веществами, получили, что причиной 60% аварий на производствах являются ошибочные действия персонала, нарушение правил и инструкций. На основе данных Ростехнадзора можно выделить их основные причины: – нарушение техники безопасности обслуживающим персоналом; – проведение работ в оборудовании без предварительного анализа воздушной среды; – непринятие обслуживающим персоналом своевременных мер по предупреждению и ликвидации аварийной ситуации; – использование материалов оборудования, трубопроводов, прокладочных материалов и арматуры, не предусмотренных к применению в среде обращающихся в производстве продуктов; – нарушение норм технологического режима; – нарушение технологии механической или химической обработки поверхности оборудования; – несвоевременное обнаружение нарушения состояния наружной поверхности оборудования; – несоблюдение последовательности пуска и остановки оборудования; – несоблюдение освидетельствования, сроков ревизии и и правил проведения ППР испытаний трубопроводов, и технического запорной арматуры, оборудования; – невыполнение требований нормативных документов в области промышленной безопасности; – халатность. Уровень автоматизации технологического процесса требует от обслуживающего персонала достаточных знаний, опыта, умений. В случае неправильных действий персонала существует возможность разгерметизации систем и возникновения аварий, незначительные утечки паров нефти и газа из оборудования приведут к возникновению аварийной ситуации на территории месторождения, что подтверждает анализ аварий на аналогичных объектах. 49 50 Заключение В результате прохождения научно-исследовательской практики были рассмотрены данные по выданному объекту, а именно: 1) Перечень опасных основного оборудования 2) Масса опасного вещества в оборудовании 3) Характеристика обращающихся веществ 4) Технологическая схема 5) Поэтапное описание технологического процесса с разделением на блоки. 51