Опис

У зв'язку із змінами виробничої програми Торгового Дому САРРЗ продаж цього обладнання завершено.
Актуальний список товарів доступний у розділі

Автоматизовані групові вимірювальні установки АГЗУ встановлюються на нафтовидобувних підприємствах та необхідні обліку видобутих з нафтогазових свердловин середовищ. АГЗУ виконують функції виміру обсягу та співвідношень сирої нафти, попутного нафтового газу та пластової води. Всі виміри видаються в заданих одиницях обсягу, отримана інформація обробляється та передається на пункт вище. дистанційного керування, де аналізується та архівується.

Влаштування установок АГЗУ

АГЗУ мають блочно-модульну конструкцію. Корпус є просторовим сталевим зварним каркасом, теплоізольованим і обшитим сендвіч-панелями. У корпусі передбачаються два двері в протилежних кінцях приміщення, система вентиляції, освітлення та опалення. У корпусі на підлозі розташовується дренажний патрубок, через який здійснюється злив води, що аварійно утворилася.

Для безпечної експлуатації обладнання установки АГЗУ комплектуються охоронною, пожежною та аварійною сигналізацією, що подають звуковий та світловий сигнал у разі форс-мажорних обставин (розгерметизації газопроводів, витоку рідини, неприпустиме перевищення тиску та ін.).

Установка АГЗУ складається з двох основних блоків:

• технологічний блок
• блок автоматики

У технологічному блоцівстановлено все функціональне обладнання: сепараційна ємність, трубопроводи від свердловин, багатоходовий перемикач свердловин ПСМ/трьохходовий кульовий кран електричним приводом, контрольно-вимірювальні прилади (масові витратоміри, лічильники, сигналізатори, датчики), запірна арматура, блок гідроприводу та інші інженерні системи.

Все обладнання виготовляється у вибухозахищеному виконанні для класу вибухонебезпечної зони В-1А, ступеня вогнестійкості IV та категорії А з вибухо- та пожежної небезпеки.

На вимогу Замовника у комплекті до місця експлуатації можуть бути відвантажені насос-дозатор для подачі хімічних реагентів, ємність для їх зберігання, напірний трубопровід для подачі реагентів у колектор АГЗС.

Залежно від моделі АГЗУ дозволяють вимірювати дані, що надходять від 8, 10 або 14 свердловин об'ємом 400-1500 м 3 на добу.

Відповідно до продуктивності та кількості свердловин фахівці ТД САРРЗ пропонують наступні типорозміри автоматизованих групових вимірних установок АГЗУ:

• АГЗУ 40-8-400*
• АГЗУ 40-10-400
• АГЗУ 40-14-400
• АГЗУ 40-8-1500
• АГЗУ 40-10-1500
• АГЗУ 40-14-1500

(*де: 40 - максимальний тиск, кгс/см 2 , 8/10/14-кількість свердловин, 400/1500-продуктивність рідини, м 3 /сут.)

У блоці автоматикивстановлюється шафа управління, з якого здійснюється автоматичне управління та збирання інформації від первинних контрольно-вимірювальних приладів та передача її на вищий рівень системи АСУ ТП. Цей блокможе розміщуватись окремо від технологічного блоку не ближче 10 м у вибухобезпечному місці.

Принцип роботи вимірювальних установок АГЗУ

Газорідинна суміш подається зі свердловини до блоку перемикання свердловин, де відбувається поділ свердловинних потоків. Вибір свердловини може здійснюватися в ручному або автоматичному режимі. Рідина з вимірюваної свердловини проходить через вимірну лінію і потім сепаратор. Рідини з інших свердловин подаються у вихідний колектор.

Для вимірювання вмісту попутного нафтового газу в сепараційній ємності здійснюється виділення газу шляхом збору рідкої фази на дні і виходом газу, що відокремився, в газову лінію, на якій встановлені прилади обліку. Коли сепаратор повністю наповнюється, газова лінія закривається, а рідинна відкривається. Це необхідно для зливу газорідинної суміші з одночасним урахуванням її витрати. При випорожненні сепаратора газова лінія відкривається рідинна закривається.

Безпека експлуатації установки забезпечується наявністю скидної лінії, манометрами, рівнемірами, регуляторами тиску та запірно-запобіжною арматурою.

Технічні характеристики типових вимірювальних установок АГЗУ

Параметри	АГЗУ 40-8-400	АГЗУ 40-10-400	АГЗУ 40-14-400	АГЗУ 40-8-1500	АГЗУ 40-10-1500	АГЗУ 40-14-1500
Кількість свердловин, що підключаються, шт.	8	10	14	8	10	14
Продуктивність по рідині, м 3 /добу, не більше	400	400	400	1500	1500	1500
Продуктивність газу, м 3 /сут., трохи більше	60000	60000	60000	225000	225000	225000
Газовий фактор, нм 3 /с 3 не більше	150	150	150	150	150	150
Робочий тиск, МПа, не більше	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
Кінематична в'язкість нафти при 20ºС, ст	120	120	120	120	120	120
Обводненість сирої нафти, %	0-98	0-98	0-98	0-98	0-98	0-98
Зміст парафіну, об'ємний, %, не більше	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0
Вміст сірководню, об'ємний, %, не більше	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0
Електрична потужність, кВт, не більше	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0
Ду входу, мм	80	80	80	80	80	80
Ду запірної арматури на ПСМ, мм	80	80	80	80	80	80
Ду запірної арматури на байпас, мм	50	50	50	80	80	80
Ду арматури технологічних трубопроводів, мм	50	50	50	80	80	80
Ду байпасної лінії, мм	100	100	100	150	150	150
Ду колектора, мм	100	100	100	150	150	150
габаритні розміритехнологічного блоку, мм, не більше	5400х 3200х 2700	5900х 3200х 2700	6400х 3200х 2700	6900х 3200х 2700	8500х 3200х 2700	9000х 3200х 2700
Габаритні розміри блоку автоматики, мм, не більше	2100х 2000х 2400	5400х 3200х 2700	5400х 3200х 2700	2100х 2000х 2400	5400х 3200х 2700	5400х 3200х 2700
Маса технологічного блоку, кг, не більше	6800	7600	9100	12000	12500	12980
Маса блоку автоматики, мм, не більше	1300	1300	1300	1300	1300	1300

Як придбати замірне встановлення АГЗУ у Вашому місті?

Для того, щоб купити автоматичну групову вимірювальну установку АГЗУ, Ви можете:

• надіслати на електронну пошту технічні вимогидо обладнання
• зателефонувати нашим спеціалістам за телефоном 8-800-555-86-36 для уточнення замовлення
• скачати та заповнити Опитувальний лист та надіслати на електронну пошту

Місце проходження практики – м.Мегіон «Автоматизація та Зв'язок – Сервіс»

Час проходження практики – з 29.06.2015 по 19.07.2015.

Начальник – Курчук Анатолій Володимирович.

Керівник практики – Бірдін Денис Костянтинович.

1 СТРУКТУРА ПІДПРИЄМСТВА

У рамках програми вдосконалення організації управління нафтогазовидобувним виробництвом органи корпоративного управління ВАТ "Славнафта-Мегіонафтогаз" з жовтня 2003 року по січень 2004 року, відповідно до законодавства РФ, ухвалили рішення про перетворення сервісних підрозділів "Мегоіннафтогазу" в дочірні структури - товариства. Відповідно до прийнятих рішень, “Управління автоматизації та зв'язку” було перетворено на ТОВ “Автоматизація та Зв'язок-Сервіс”.

Організація надає такі сервісні послуги як: монтажно-налагоджувальні роботи систем КВП об'єктів нафтопромислового обладнання, обслуговування та ремонт систем КВП, ремонт та повірка вимірювальних приладів використовуваних на об'єктах нафтопромислів, надання послуг зв'язку (радіорелейного, УКХ радіозв'язку), монтажно-налагоджувальні роботи охоронно-пожежної сигналізації, а також її обслуговування, ремонт та обслуговування торговельно-холодильного обладнання.

ТОВ “А та С-Сервіс” складається з 4 структурних одиниць (ЦМНТОіМО, ЦАП, ЦОПСіХО та Цех зв'язку) та 8 підрозділів:

ЦМНТО та МО (цех монтажу, налагодження, технічного обслуговування та метрологічного забезпечення) - підрозділяється на дві ділянки:

- МНУ (монтажно-налагоджувальну ділянку);

– УТОіМО (ділянка технічного обслуговування та мет-

рологічного забезпечення).

ЦАП (цех автоматизації виробництва).

ЦОПСіТХО (цех охоронно-пожежної сигналізації та торговельно-холодильного обладнання) поділяється на дві ділянки:

- УОП (дільниця охоронно-пожежної сигналізації);

- ВУО (дільниця торговельно-холодильного обладнання).

Цех зв'язку – підрозділяється на три ділянки та абонентську групу:

- Ділянка радіорелейного зв'язку;

- Ділянка УКХ зв'язку;

- Ділянка станційного обладнання.

1.1 Монтажно-налагоджувальну ділянку

Монтажно-налагоджувальна ділянка (МНУ) є підрозділом ЦМНТО та МО у ТОВ “Автоматизація та Зв'язок-Сервіс”. На ділянці працює 21 особа: начальник ділянки, майстер КАіТ, провідний інженер, інженер 1 категорії з налагодження та випробувань, технік з обліку та 16 слюсарів з КВП 5-8 розрядів.

Основними функціями цієї ділянки є монтажно-налагоджувальні роботи та ремонт систем КВП об'єктів нафтовидобутку та виведення даних на АСУ та ТП. В даний час проводяться такі роботи як:

Монтаж-налагодження та ремонт систем КВП автоматизованих групових вимірних установок (АГЗУ) типу “Супутник”, “Електрон”, “Міра”, “ОЗНА”.

Монтаж-налагодження та ремонт систем КВП установок дозування хімреагенту (УДХ).

Монтаж-налагодження та ремонт систем КВП і КНС та ДНС, а також факельного господарства.

Монтаж-налагодження та ремонт систем КВП установок депарафінізації свердловин УДС.

ремонт систем та повторне налагодження систем КВП за програмою капітального ремонтукущових майданчиків у зв'язку з їхньою зношеністю через довгу експлуатацію (понад 15 років).

Установки вимірювальні групові автоматизовані «Електрон» (далі - установки) призначені для вимірювань автоматизованої маси та масових витрат рідкої фази сирої нафти (далі - сирої нафти), сирої нафти без урахування води та наведеного до стандартних умов обсягу та об'ємної витрати вільного нафтового газу, а також передачі даних про результати вимірювання та індикації роботи на диспетчерський пункт нафтового промислу в умовах помірного або помірно-холодного клімату.

Опис

Принцип дії установок заснований на використанні непрямого гідростатичного методу вимірювання маси сирої нафти і методу, який дозволяє за виміряними значеннями тиску Р, об'єму V і температури вимірюваного середовища обчислити об'ємний витрата вільного нафтового газу кожної з нафтових свердловин, що підключаються до сепараціонної ємності установки. Маса сирої нафти без урахування води, залежно від виконання установки, може бути визначена як із застосуванням даних про обводнення сирої нафти, отриманих від встановленого вологоміра, так і на підставі внесених до контролера даних про щільність нафти та пластової води в стандартних умовах.

Основним вузлом установок є сепараційна ємність (далі - ЄС) з вимірювальною камерою (далі - ІЧ), обладнаною трьома датчиками гідростатичного тиску EJA210A виробництва Yokogawa Electric Corporation, за сигналами яких вимірюється час заповнення ІЧ рідкою фазою потоку продукції свердловини, і обчислюються значення нафти, сирої нафти без урахування води. Також вимірюється час спорожнення ІЧ та заповнення газоподібною фазою потоку та обчислюється значення об'ємної витрати вільного нафтового газу, наведеного до стандартних умов. Для врахування зміни властивостей робочого середовища, обумовлених підвищеним тиском і температурою, що змінюється всередині сепараційної ємності, в результати вимірювань вносяться поправки за показаннями двох датчиків температури ТСМУ 9418 і двох датчиків надлишкового тиску EJA530A виробництва Yokogawa Electric Corporation. Для визначення маси та масової витрати сирої нафти без урахування води можуть використовуватись показання вологоміра нафти потокового ПВН-615.001, необхідність якого визначається замовленням. Процес вимірювання управляється за допомогою контролера, а результати вимірювань, накопичуючись у його пам'яті, видаються на дисплей пристрою візуалізації та диспетчерський пункт нафтопромислу (далі - ДП).

Допускається застосовувати інші первинні перетворювачі, що мають характеристики не гірші від зазначених. Дозволяється виготовляти установки без вологоміру сирої нафти. При цьому маса сирої нафти без урахування води визначається на підставі внесених до контролера даних про щільність нафти та пластової води у стандартних умовах.

Установки складаються з двох блоків: блоку технологічного (далі – БТ) та блоку автоматики (далі – БА), і можуть підключати на вимір, залежно від виконання, від однієї до чотирнадцяти нафтових свердловин.

Установки випускаються у двох модифікаціях «Електрон-Х-400» і «Електрон-Х-1500» (де Х - кількість свердловин, що підключаються), що відрізняються діапазонами вимірювань масової витрати сирої нафти та об'ємної витрати вільного нафтового газу.

У БТ розташовані:

Сепаратор, який служить для відділення попутного газувід рідини (водонафтової суміші) в ЄС з ІЧ та вимірювання витрати сирої нафти та вільного нафтового газу при поперемінному заповненні та випорожненні ІЧ. Процес заповнення ІЧ контролює клапан, що перемикає з електроприводом (далі - КПЕ), що забезпечує циклічний режим вимірювання шляхом почергового перекривання замикаючим елементом магістралей скидання газу або рідини з ЄС в колектор;

Розподільний пристрій (далі - РУ), що служить для забезпечення черговості вимірювання продукції нафтових свердловин, що підключаються до установки, і подальшого об'єднання їх в один колектор за допомогою перемикача свердловин багатоходового (далі -ПСМ). Наявність РУ визначається виконанням установки;

Технологічне обладнання, системи опалення, освітлення, сигналізації, вентиляції, вибухозахисту.

У БА розташовані:

Силова шафа, що здійснює харчування електричних ланцюгівустановки;

Апаратурна шафа, що служить для розміщення контролера управління установкою (далі – КУ);

Системи опалення, освітлення, сигналізації.

Програмне забезпечення

Програмне забезпечення складається з мікропрограми "electron5165.dat" для контролера. Метрологічно значна частина окремий блок не виділяється.

Доступ до пам'яті контролера захищений паролем.

Контролер має режим роботи, у якому неможливі зміни вбудованого ПЗ. Для модифікації програмного забезпеченняпотрібен спеціальний завантажувальний кабель та програмне забезпечення. Доступ до модифікації програмного забезпечення захищений паролем, який встановлюється на заводі. Зберігання пароля здійснюється у машинних кодах. Захист результатів вимірювань від навмисних змін полягає у трирівневому управлінні доступом, кожен із рівнів має власний пароль.

Ідентифікаційні дані визначаються за допомогою персонального комп'ютера розробника, підключеного через послідовний інтерфейс спеціальним кабелем, середовища розробника DirectSoft (створюється образ і файли переносяться на персональний комп'ютер) і програми для розрахунку контрольної суми.

Ідентифікаційні дані програмного забезпечення

Найменування програмного забезпечення	Ідентифікаційне найменування програмного забезпечення	Номер версії (ідентифікаційний номер) програмного забезпечення	Цифровий іден-тифікатор про-грам-багато забезпечення (контрольна сума виконуваного коду)	Алгоритм обчислення цифрового ідентифікатора програмного забезпечення
Система управління	electron5165.dat
установкою вимірювальної групової автоматизованої на базі контролера DirectLogic 205
Система управління установкою вимірювальної автоматизованої групової на базі контролера Z181-04

Рівень захисту програмного забезпечення від ненавмисних та навмисних змін С щодо МІ 3286-2010.

Технічні характеристики

Найменування параметру	Типорозмір
	Електрон-Х-400	Електрон-Х-1500
Середовище, що вимірюється - суміш сирої нафти і вільно
го нафтового газу з параметрами:
Надлишковий тиск, МПа	від 0,1 до 4,0
Температура, залежно від виконання, °C	від мінус 5 до + 90
Щільність сирої нафти, кг/м3	від 700 до 1350
Кінематична в'язкість сирої нафти, м2/с	від 1-10-6 до 1,510-4
Обводненість W, %
Діапазон вимірів:
масової витрати сирої нафти, т/добу (т/год)		від 7 до 1500
	(від 0,083 до 16,7)	(від 0,29 до 62,5)
об'ємної витрати попутного нафтового газу в ра
бочих умовах, м3/добу	від 1,6 до 3000	від 5,5 до 10 000
	(від 0,067 до 125)	(від 0,23 до 416,7)
Межі допустимої відносної похибки
вимірювання, %:
Об'ємної витрати попутного нафтового газу,
наведеного до стандартних умов
Масової витрати сирої нафти
Масової витрати сирої нафти без урахування води
від 0% до 70%
св. 70% до 95%
св. 95% до 98%

Найменування параметру	Типорозмір
	Електрон-Х-400	Електрон-Х-1500
Межі допустимої відносної похибки вимірювання, %: Об'єм попутного нафтового газу, наведеного до стандартних умов Маси сирої нафти Маси сирої нафти без урахування води при вмісті води (в об'ємних частках): від 0% до 70% св. 70% до 95% св. 95% до 98% св. 98%	±6±15±30 межу допустимої відносної похибки встановлюють у методиці вимірювань, атестованої в установленому порядку
Параметри електричного живлення: змінний струм: - напругою - частотою, Гц	380/220 ± 20 % 50 ± 1
Потужність, кВ А, не більше
Габаритні розміри БТ, мм, не більше:
Габаритні розміри БА, мм, не більше:	2500x3100x2800**
Маса, кг, не більше:	6500, 7000* 3000, 1500***	12000, 20000** 3000, 1500***
Відносна вологість навколишнього повітря, %
Термін служби, років, не менше
Кліматичне виконання згідно з ГОСТ 15150-69	У1*** або УХЛ1
Клас вибухонебезпечної зони всередині БТ за класифікацією «Правил улаштування електроустановок»
Температурний клас електроустаткування за класифікацією ГОСТ Р 51330.0-99	Т3, група - ІІА
* При кількості свердловин, що підключаються 14 ** При кількості свердловин, що підключаються 1 *** За погодженням із замовником

Знак затвердження типу

наноситься на титульний лист експлуатаційної документації установки друкарським способом та на таблички блоку технологічного та блоку автоматики шовкографією або методом аплікації.

Комплектність

Перевірка

здійснюється за документом «ДСМ. Установки вимірювальні групові автоматизовані «Електрон, Методика перевірки. 760.00.00.000 МП», затвердженої ФБУ «Тюменський ЦСМ», 25 вересня 2011 р.

До переліку основного перевірочного обладнання входять:

а) датчик витрати рідини індукційний ДРЖІ 25-8-МП, витрата від 0,8 до 8,0 м3/год; межа відносної похибки, що допускається ± 0,5 %;

б) датчик витрати рідини індукційний ДРЖІ 50-30-МП, витрата від 3 до 30 м3/год, межа відносної похибки, що допускається ± 0,5 %;

в) датчик витрати рідини індукційний ДРЖІ 100-200-МП, витрата від 50 до 200 м3/год, межа допускається відносної похибки ± 0,5%;

г) установка повірочна газова УГН-1500, витрата від 2 до 1500 м3/год, межа основної відносної похибки відтворення витрати газу ± 0,33 %, межа допускається абсолютної похибки вимірювання температури ±0,5К;

д) мірники еталонні 2-го розряду типу М2р ГОСТ 8.400-80, місткість 10 і 200 дм, межа відносної похибки, що допускається ± 0,1 %;

е) колба мірна 2 класу точності за ГОСТ 1770-74 місткість 1000 або 2000 см;

ж) ареометр АОН-1, діапазон виміру від 940 до 1000 кг/м3, ціна поділу ± 1,0 кг/м3;

з) частотомір електронно-лічильний Ч3-57, 10 імп.; ± 1 імп.; 10...100 с;

і) міліамперметр Е535, діапазон вимірювання (4 - 20) мА, наведена похибка ± 0,5%.

Відомості про методи вимірів

«Рекомендація ДСМ. Кількість нафти та нафтового газу нафтовидобувної свердловини. Методика вимірювань маси сирої нафти, маси та обсягу нафтового газу за дискретними вимірюваннями, що виконуються установками вимірювальними груповими автоматизованими «Електрон» гідростатичним методом вимірювання маси рідини та методом P, V, T для вимірювання об'єму газу». Розроблено та атестовано 30.12.2010 р. ФГУП «ВНДІР», м. Казань. Реєстраційний номер Федерального реєстру методик вимірювання ФР.1.29.2011.10012.

Нормативні та технічні документи, що встановлюють вимоги до установок вимірювальних групових автоматизованих «Електрон»

1. ГОСТ 2939-63 «Гази. Умови визначення обсягу».

2. ГОСТ Р 51330.0-99 «Електрообладнання вибухозахищене».

3. ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ Вимірювання кількості нафти і нафтового газу, що видобувається з надр. Загальні метрологічні та технічні вимоги».

Компанія «Реко» здійснює постачання наступних систем «Супутник»: АМ 40-хх-400, БМ40-хх-400, 40-хх-1500, які застосовуються в системах внутрішньопромислового обліку продукції нафтогазових свердловин.

Супутник АМ 40-хх-400, БМ40-хх-400, 40-хх-1500

Призначення.

Автоматизовані групові вимірювання АГЗУ «Супутник» призначені для:

• вимірювання прямим динамічним способом у періодичному режимі кількості (витрати) сирої нафти, включаючи пластову воду, та попутного нафтового газу, що видобуваються з нафтогазових свердловин.
• вимірювання та видачі результатів вимірювань в одиницях об'єму
• обробки результатів вимірювань та передачі їх у систему телемеханіки нафтопромислу
• формування та відпрацювання сигналів «аварія», «блокування» та передачі інформації про них на верхній рівень АСУ ТП нафтопромислу
• управління режимами вимірювання витрат продукції нафтогазових свердловин за сигналами верхнього рівня АСУ ТП нафтопромислу

Застосування.

У системах внутрішньопромислового обліку продукції нафтогазових свердловин.

Склад:

Блок технологічний (БТ), блок автоматики (БА).

Блок технологічний, БТ

Призначений для розміщення у ньому технологічного обладнання, первинних приладів КВП, в тому числі сенсорів витратомірів, сигналізаторів та інженерних систем. Виготовляється у вигляді блок-боксу на зварній основі зі сталевого профілю та огородження з сендвіч-панелей з базальтовим утеплювачемтовщиною не менше 50 мм зі скатним дахом. БТ обладнаний двома герметизованими дверима. Підлоги змонтовані з урахуванням можливості збору рідини, що розлилася, і відведення її за межі БТ через дренажний патрубок (у дренажний колодязь).

• вентиляції припливно-витяжної з механічним спонуканням та автоматичним двопороговим включенням від сигналів системи контролю загазованості.
• освітлення

Клас вибухонебезпечної зони БТ В-1А
Ступінь вогнестійкості IV

Все електрообладнання, КВП, розміщені в БТ, згідно з вимогами ПУЕ-7, застосовані у виконанні не нижче ніж «підвищена захищеність проти вибуху». Система заземлення TS-N. Силові та сигнальні ланцюги виконані відповідно до вимог ПУЕ-7 та виведені на клемні коробки вибухозахищеного виконання, розміщені на зовнішній стороні стін біля дверей БТ.

Усі засоби вимірювання, встановлені на АГЗУ Супутник мають: свідоцтво про затвердження типу засобу вимірювань, сертифікат відповідності, дозвіл на застосування на небезпечних виробничих об'єктах, свідоцтво про первинну перевірку.

Вся запірно-регулююча арматура застосована у виконанні не нижче за Ру 4,0 МПа.

Блок автоматики, БА.

Призначений для розміщення в ньому: шафи силової, шафи КВП та А, вторинних приладів КВП, в тому числі і вторинних приладів витратомірів, обладнання телемеханіки, іншого обладнання згідно з ТЗ. Виготовляється у вигляді блок-боксу на зварній основі зі сталевого профілю та огородження з сендвіч-панелей з базальтовим утеплювачем товщиною не менше 50 мм зі скатним дахом. БТ обладнаний одними герметизованими дверима.

Конструкцією передбачені системи:

• вентиляції припливно-витяжний з природним спонуканням
• освітлення
• опалення електричного з автоматичною підтримкоютемператури не нижче +5 0С
• сигналізацій: загазованості, пожежної, несанкціонованого доступу.

Клас вибухонебезпечної зони БА невибухонебезпечна
Ступінь вогнестійкості IV
Категорія з пожежної та вибухопожежної небезпеки А

Пристрій та робота АГЗУ «Супутник»

Продукція свердловини через зворотний клапан надходить у вузол перемикання свердловин, який складається з засувок подачі продукції свердловин на ПСМ, запірної арматури на байпасну лінію, байпасної лінії, колектора, перемикача свердловин багатоходового, ПСМ, з гідроприводом, вимірювальної лінії. Продукція свердловини, встановленої «на замір», іде у сепараційну ємність, продукція інших свердловин іде через ПСМ в колектор. Сепараційна ємність типу «Супутник» з механічною системою управління рівнем у ємності (поплавець-важіль), якщо інше не передбачено ТЗ, призначена для поділу фаз продукції свердловин на попутний нафтовий газ (газ) та сиру нафту, включаючи пластову воду (рідина). Відповідно до вимог безпеки та для забезпечення технічного обслуговування сепараційна ємність має вихід на лінію аварійного скидання газу. Дренажні лінії забезпечені запірною арматурою. При переході сепараційної ємності в режим зливу рідини, рідина через відкритий регулятор витрати і лічильник-витратомір рідини рідинної лінії надходить в колектор при цьому відбувається вимірювання витрати рідини. При роботі сепараційної ємності в режимі набору рідини газ через відкриту газову заслінку і лічильник-витратомір газу по газовій лінії надходить в колектор при цьому відбувається вимірювання витрати газу. Перемикання режимів роботи сепараційної ємності відбувається автоматично внаслідок роботи газової заслінки та регулятора витрати.

Технічні характеристики

Характеристики	АМ40-8-400 БМ40-8-400	АМ40-10-400 БМ 40-10-400	АМ40-14-400 БМ 40-10-400
Обводненість сирої нафти, %
Ду входу, мм
Ду байпасної лінії, мм
Ду колектора, мм
	Так, згідно з ТЗ	Так, згідно з ТЗ	Так, згідно з ТЗ
	5400х3200х 2700	5900х3200х 2700	6400х3200х 2700
	2100х2000х 2400	5400х3200х 2700	5400х3200х 2700
Маса БТ, кг, не більше
Маса БА, кг, не більше
Можливість подачі хімреагенту в колектор
Виконання БМ має технічні характеристики, аналогічні до виконання АМ, відрізняється наявністю ємності для зберігання хімрегентів V=0,4 м3, насоса-дозатора, напірного трубопроводу із запірною арматурою для подачі хімреагентів у колектор АГЗУ.

Характеристики
Кількість свердловин, що підключаються, шт, не більше
Діапазон вимірювань рідини, м3/добу, не більше
Діапазон вимірювань газу, м3/добу, не більше
Газовий фактор, нм3/м3, не більше
Робочий тиск, МПа, не більше
Кінематична в'язкість нафти при 20 0С, ст
Обводненість сирої нафти, %
Зміст парафіну, об'ємний, %, не більше
Вміст сірководню об'ємний, %, не більше
Електрична потужність, кВт, не більше
Зворотний клапан на вході в АГЗУ в к-ті постачання
Ду входу, мм
Ду запірної арматури на ПСМ, мм
Ду запірної арматури на байпас, мм
Ду арматури технологічних трубопроводів, мм
Ду байпасної лінії, мм
Ду колектора, мм
Лічильник-витратомір рідини в базовій комплектації
Лічильник-витратомір газу в базовій комплектації
Можливість встановлення вологоміру	Так, згідно з ТЗ	Так, згідно з ТЗ	Так, згідно з ТЗ
Габаритні розміри БТ, мм, не більше	6900х3200х 2700	8500х3200х 2700	9000х3200х 2700
Габаритні розміри БА, мм, не більше	2100х2000х 2400	5400х3200х 2700	5400х3200х 2700
Маса БТ, кг, не більше
Маса БА, кг, не більше
Можливість подачі хімреагенту в колектор *	Згідно з ТЗ	Згідно з ТЗ	Згідно з ТЗ
*У разі необхідності подачі хімреагентів, АГЗУ комплектується ємністю для зберігання хімрегентів V=0,4 м3, насосом-дозатором, напірним трубопроводом із запірною арматурою для подачі хімреагентів у колектор АГЗУ.

Завдання автоматизації на нафтових промислах: автоматичний захист обладнання в аварійних випадках, контроль технологічного режиму та стану обладнання. Незалежно від способу видобутку свердловини, оснащені засобами місцевого контролю тиску на викидній лінії в затрубному просторі.

Автоматизація фонтанних свердловин полягає в автоматичному перекритті викидної лінії відсікачем при перевищенні тиску на 0,5 МПа (через утворення парафінової пробки) та раптовому зниженні тиску до 0,15 МПа (наприклад, при пориві трубопроводу).

Автоматизація свердловини, обладнаної занурювальним електронасосом, полягає в автоматичному відключенні електродвигуна занурювального насоса при аварійних ситуаціях; пуск та зупинку по команді з групової установки та при перервах подачі електроенергії, самозапуск, перекриття викидного колектора при підвищенні та різкому зниженні тиску.

Автоматизація свердловини, обладнаної штанговим насосом, полягає в автоматичному керуванні електродвигуном верстата-качалки в аварійних випадках, відключення електродвигуна по імпульсу від електроконтактного манометра при аварійних ситуаціях та самозапуск верстата-качалки після перерви в подачі електроенергії.

Автоматизовані групові вимірювальні установки

Автоматизована сепараційно-вимірювальна установка «Супутник-А» призначена для автоматичного виміру дебіту свердловин, контролю за їх роботою, а також автоматичного блокування колекторів при аварійному стані. технологічного процесу. Розрахунковий тиск контролю та блокування становить 1,6 та 4 МПа.

Установка складається з наступних вузлів:

1) багатоходового перемикача свердловин;

2) встановлення вимірювання дебіту;

3) гідроприводу;

4) відсікачів;

5) блок місцевої автоматизації (БМА).

Продукція свердловин викидними лініями подається в багатоходовий перемикач, який діє як вручну, так і автоматично. Кожному положенню цього перемикача відповідає подача на замір продукції однієї свердловини. Продукція цієї свердловини направляється в газосепаратор, що складається з верхньої та нижньої ємностей. Продукція інших свердловин, минаючи газосепаратор, прямує до збірного колектора.

Нафта з верхньої ємності газосепаратора перетікає в нижню, її рівень підвищується, і за певному положенні поплавка закривається заслінка на газової лінії газосепаратора. Тиск у газосепараторі підвищується, і нафта починає надходити через лічильник-витратомір у збірний колектор. Після цього рівень рідини в нижній ємності знижується, опускається поплавець з відкриттям заслінки газової лінії, після чого процес повторюється. Тривалість цього циклу залежить від дебіту свердловини.

У блоці місцевої автоматизації реєструються об'єми рідини, що накопичуються, що пройшла через лічильник-витратомір (СР). Наступна свердловина включається на замір за командою з БМА за допомогою гідроприводу.

Установка «Супутник-А» працює за певною (заданою) програмою, при цьому кожна свердловина по черзі вмикається на замір на певний час.

Крім установки «Супутник-А», застосовуються установки «Супутник-Б» і «Супутник-В», в деяких із цих установок використовуються автоматичні вологоміри безперервної дії для визначення вмісту води в свердловині, а також для автоматичного вимірювання кількості газу.

Малюнок 15. Схема установки «Супутник-А»

1 – викидні лінії; 2 - спеціальні зворотні клапани; 3 - багатоходовий перемикач свердловин; 4 – роторна каретка перемикача; 5 – замірний патрубок; 6 – гідроциклонний сепаратор; 7 - заслінка на газовій лінії; 8 – турбінний витратомір; 9 - рівнемір (поплавковий); 10 - гідропривід; 11 – електродвигун; 12 - відсікачі; 13 – збірний колектор; 14 – силовий циліндр.

Автоматизація сепараційних установок та ДНС

Автоматичні установки сепарації. Газоводонафтова суміш після вимірювання дебіту на ГЗУ надходить у СУ, де нафта відокремлюється від газу та частково від води.

У разі перевищення тиску в ємності передбачено запобіжний клапан 2. Схема автоматизації СУ забезпечує автоматичне регулювання рівня нафти в сепараторі, автоматичний захист установки при аварійному підвищенні рівня та тиску в сепараторі, передачу аварійних сигналів диспетчерський пункт.

Газонафтова суміш після ГЗУ надходить у гідроциклонний сепаратор 3. З нижньої сепараційної ємності нафта проходить через фільтр 11 і далі, очищена від механічних домішок, через турбінний витратомір 12 нафтозбірний колектор. На газовій лінії змонтована камерна діафрагма 5 вимірювання об'єму відсепарованого газу. У разі перевищення допустимого значенняпередбачений запобіжний клапан 2.

Рівень в сепараторі регулюється двома механічними регуляторами рівня 7 і 9. Регулятори отримують керуючі сигнали від поплавкових датчиків 6 і 8. Якщо рівень рідини в сепараторі досягне аварійної позначки, поплавковий сигналізатор 10 рівня подасть електричний сигнал на соленоїдний клапан 14, який направить 4 на пневмопривід засувки 13. При цьому буде перекрито лінію, по якій газонафтова суміш надходить на установку.

У разі аварійного перевищення тиску імпульс від електроконтактного манометра 15 впливає на клапан 14, який подасть стиснене повітря на пневмопривід засувки 13, і надходження газонафтової суміші на установку припиниться.

Малюнок 16. Схема блокової сепараційної установки

ДНР. ДНС призначені для внутрішньопромислового перекачування продукції свердловини. Нафта від ГЗУ надходить у буфер ємності ДНС, потім відкачується насосами в нафтопровід за призначенням. Відсепарований газ після буфера ємності прямує до газозбірної системи.

Система контролю та управління ДНС призначена для оперативного обліку, підтримки заданих значень параметрів технологічного процесу та запобігання виникненню аварійних ситуацій.

Блок сепарації:

1) Вимірювання тиску в ємності манометром МП-4.

2) Сигналізується межа значень тисків.

3) Автоматичне регулюваннятисків у сепараційній ємності за допомогою клапана відсічення.

4) Автоматичне регулювання рівня рідини у ємності (УС 1500, Сапфір).

5) Сигналізується верхній та нижній аварійні рівні сигналізатором типу СУ.

Блок насосів:

1) Автоматичне регулювання тиску та рівня в буфері ємності (датчик тиску МЗС).

2) Автоматичне керування насосним агрегатом за рівнем у буфері ємності при періодичному відкачуванні.

3) Автоматичне увімкнення резервного насосного агрегату.

4) Контроль температури підшипників насосних агрегатів та двигуна.

5) Захист електроприводу насосного агрегату від перевантажень та короткого замикання.

6) Вимірювання тисків на прийомі та викиді насосів, автоматичне відключення їх при аварійному зниженні тисків у напірному трубопроводі.

7) Вимірювання струму електродвигуна та напруга кожного насосного агрегату.

8) Автоматичний захист насосного агрегату при перевищенні температури підшипників двигуна та насосів (датчик ПММ).

9) Сигналізація про загазованість та пожежу в приміщенні.

10) Повідомлення диспетчерського пунктусигналу про спрацювання захисту з розшифруванням причин.

Блок дренажної ємності:

1) Автоматичний контроль рівня рідини у ємності.

2) Автоматичне управління занурення насоса за рівнем у ємності.

3) Сигналізація стану занурювальних насосів "Вкл" в операторній.

За загальностанціонарними параметрами ДНС:

1) Сигналізація граничних значень тиску прийомі ДНС.

2) Сигналізація граничних значень тиску на виході ДНР.

3) Сигналізація про загазованість у приміщенні з нафтонасосом.

4) Автоматичне керування вентиляцією.

5) Відключення насосних агрегатів за неприпустимої загазованості.

6) Аварійна сигналізація про пожежу нафтонасосів.

7) Сигналізація про загазованість майданчиків об'єктів на території ДНР.

Технічні засоби для оперативного обліку продукції, що видобувається

Оперативний облік видобутої нафти по свердловинах здійснюється на підставі даних виміру дебіту свердловин по рідині за допомогою вимірних пристроїв з урахуванням відпрацьованого свердловинами часу та процентного вмісту води із застосуванням сертифікованого обладнання.

Для вимірювання газоводонафтової суміші по окремій свердловині застосовуються безсепараційні та сепараційні методи.

У безсепараційних використовуються:

1) мультифазні - дозволяють безпосередньо визначати витрати нафти, води та нафтового газу в потоці;

2) Мультифазні парціальні - суміш поділяють за допомогою міні-сепараторів на нафтовий газ, нафту і воду, потім вимірюють їх витрату безпосередньо в потоці.

Сепараційні методи засновані на поділі в сепараторі суміші, що надходить зі свердловини, на нафтовий газ та рідину. Об'ємні витрати нафтового газу вимірюють лічильником газу, і його значення призводять до стандартних умов. Рідину накопичують у ємності, а час накопичення фіксують, щоб потім обчислити добовий дебіт свердловини по масі.

1) Метод з відстоєм води – рідину витримують у ємності до розшарування на пластову воду та нафту. Потім воду та нафту зливають окремо, вимірюючи їх маси прямим методом динамічних вимірювань. Метод вважається найточнішим, але й найдорожчим та трудомістким, найчастіше використовується на УПН.

2) Прямий вимір - масу рідини в ємності вимірюють прямим методом статичних вимірів або прямим методом динамічних вимірів при зливі. За допомогою вологоміра при зливі або в лабораторії по відібраній пробі вимірюють вміст води в нафті сирої, потім обчислюють їх маси.

3) Непрямий метод динамічних вимірів - об'єм рідини вимірюють за допомогою лічильника об'єму при зливі. За допомогою вологоміра при зливі або лабораторії по відібраній пробі вимірюють вміст води в сирій нафті. Щільність нафти та води визначають у лабораторії щільноміром по відібраній пробі, потім обчислюють їх маси з поправками на температуру та тиск. Сюди належать АГЗУ «Супутник» різних модифікацій.

4) Гідростатичний - масу рідини визначають непрямим методом, для чого вимірюють її гідростатичний тиск та об'єм за допомогою мір місткості. Вологоміром при зливі або в лабораторії по відібраній пробі вимірюють вміст води в нафті сирої, потім обчислюють їх маси. В останні роки почали з'являтися установки, що працюють за цим принципом: АГЗУ "Електрон-400" та "Електрон-1500", випущені ВАТ "Дослідний завод "Електрон" (Тюмень).

Технології постійно вдосконалюються. Так, останніми роками з'явилися ядерно-магнітні витратоміри для багатофазного середовища, автоматизовані групові трифазні вимірювальні установки та інші новинки.

Нафтопромислові резервуари та їх елементи

Резервуари бувають підземні та наземні. Підземними називають резервуари, у яких найвищий рівень зливу не менше ніж на 0,2 м нижче за нижчу планувальну позначку прилеглого майданчика. Інші резервуари відносяться до наземних.

Вертикальні сталеві циліндричні резервуари зі стаціонарним дахом (типу РВС) є найпоширенішими. Вони є (рис. 17) циліндричний корпус, зварений зі сталевих листів розміром 1,5x6 м, товщиною 4...25 мм, зі щитовою конічною або сферичною покрівлею. При виготовленні корпусу довга сторона листів розташована горизонтально. Один горизонтальний ряд зварених між собою листів називається поясом резервуару. Пояси резервуара з'єднуються між собою східчасто, телескопічно або встик.

Дно резервуару зварне, розташовується на піщаній подушці, обробленої з метою запобігання корозії бітумом, і має ухил від центру до периферії. Цим забезпечується повніше видалення підтоварної води.

Вертикальні сталеві циліндричні резервуари з плаваючим дахом (типу РВСПК) відрізняються від резервуарів типу РВС тим, що вони не мають стаціонарної покрівлі (рис. 18). Роль даху в них виконує диск, виготовлений із сталевих листів, що плаває на поверхні рідини. Відомі конструкції плаваючих дахів можна звести до чотирьох основних типів: дискова, одношарова з кільцевим коробом, одношарова з кільцевим та центральним коробами, двошарова. Дискові дахи найменш металомісткі, а й найменш надійні,т. до. поява течі в будь-якій її частині призводить до заповнення чаші даху нафтою і далі - до її потоплення. Двошарові дахи, навпаки, найбільш металомісткі, але і найбільш надійні, тому що пустотілі короби, що забезпечують плавучість, герметично закриті зверху і розділені перегородками на відсіки.

Вертикальні сталеві циліндричні резервуари з понтоном (типу РВСП) - це резервуари, за конструкцією аналогічні резервуарам типу РВС (мають стаціонарний дах), але забезпечені плаваючим на поверхні нафти понтоном. Подібно до плаваючого даху понтони переміщаються по напрямних трубах, забезпечені опорними стійками і ущільнювальними затворами, ретельно заземлені.

Горизонтальні сталеві циліндричні резервуари (тип РГС), на відміну від вертикальних, виготовляють, як правило, на заводі і постачають у готовому вигляді. Їх обсяг становить від 3 до 100 м3. На нафтоперекачувальних станціях такі резервуари використовують як ємності для збору витоків.

Залізобетонні резервуари (типу ЗБР) бувають циліндричні та прямокутні. Перші більш поширені, оскільки економічніші, прямокутні ж резервуари простіші у виготовленні.

Резервуари типу ЗБР вимагають менших металовитрат, ніж сталеві. Однак у процесі експлуатації виявився ряд недоліків. Насамперед, існуючі конструкції перекриття залізобетонних резервуарів не мають достатньої герметичності і не запобігають проникненню парів нафти (нафтопродукту) з резервуару в атмосферу. Інша проблема - боротьба зі спливанням резервуарів при високому рівніґрунтових вод. Існують проблеми з ремонтом внутрішнього обладнання залізобетонних резервуарів.

В силу перелічених та інших причин резервуари типу ЗБР нині не споруджуються.

Малюнок 17. Вертикальний циліндричний резервуар

1 – корпус; 2 – щитова покрівля; 3 – центральна стійка; 4 - шахтні сходи; 5 - днище

Малюнок 18. Резервуар з плаваючим дахом

1 - ущільнюючий затвор; 2 – дах; 3 - шарнірні сходи; 4 - запобіжний клапан; 5 - дренажна система; 6 – труба; 7 – стійки; 8 - люк

Забезпечення вимог охорони праці під час обслуговування установок підготовки нафти, газу та води

Охорона праці - система збереження життя і здоров'я працівників у процесі трудової діяльності, що включає правові, соціально-економічні, організаційно-технічні, санітарно-гігієнічні, лікувально-профілактичні, реабілітаційні та інші заходи.

Витяги з «Правил безпеки під час експлуатації установок підготовки нафти на підприємствах нафтової промисловості»:

Усі установки, майстерні, лабораторії та інші об'єкти повинні мати інструкції з техніки безпеки за професіями та видами робіт, які забезпечують безпеку всіх робіт на даній ділянці.

Усі виробничі об'єкти встановлення мають бути забезпечені засобами пожежогасіння за переліком, узгодженим із місцевими органами пожежного нагляду.

Для кожного газовибухонебезпечного об'єкта повинен бути розроблений план ліквідації аварій відповідно до «Інструкції зі складання планів ліквідації аварій».

Забороняється пуск в експлуатацію нових, а також установок, що зазнали реконструкції, без прийому їх комісією за участю представника служби техніки безпеки підприємства, технічного інспектора профспілки, представників пожежного та санітарного нагляду, органів Держгіртехнагляду.

Усі робітники та інженерно-технічні працівники, які надходять на встановлення або переводяться з одного об'єкта на інший, можуть бути допущені до самостійної роботитільки після проходження ними інструктажу з техніки безпеки, пожежної безпекита газобезпеки, стажування на робочому місці та перевірки отриманих ними знань комісією. Робітники повинні пройти додатково до цього навчання за фахом.

Спецодяг, спецвзуття та запобіжні пристрої повинні видаватися за встановленими нормами.

При роботі в місцях, де можливе збільшення концентрації шкідливих газів і пар вище допустимих санітарних норм, працівники повинні забезпечуватись відповідними протигазами.

Територія та приміщення установки повинні утримуватися відповідно до вимог «Інструкції щодо санітарного утримання промислових підприємств».

Забороняється рух транспорту без іскрогасників територією установки.

На території установки та в виробничих приміщеннях, де можливі опіки працюючих із шкідливими та агресивними речовинами (кислоти, луги та їдкі реагенти), обов'язково влаштування аварійного душу з автоматичним включенням при вступі на майданчик під душовий ріжок, а також фонтанчика для промивання очей з регулюванням подачі води до нього.

Пристрій електрообладнання, включаючи прилади контролю та автоматики, електроінструмент та зварювальні апарати, освітлення на території установки та у виробничих приміщеннях, у резервуарних парках та на інших об'єктах повинні відповідати вимогам СНіП, «Правилам улаштування електроустановок» (ПУЕ), «Правилам виготовлення вибухозахищеного та рудничного електрообладнання», а експлуатація їх повинна здійснюватися відповідно до «Правил технічної експлуатації електроустановок споживачів» та «Правилами техніки безпеки при експлуатації електроустановок споживачів».

Виробничі приміщення установок обладнуються опалювальними пристроямита нагрівальними приладами, що відповідають вимогам санітарних та протипожежних норм. Для опалення приміщень повинні застосовуватися централізовані системи, які використовують як теплоносій гарячу воду, пару або нагріте повітря.

У всіх вибухо- та пожежонебезпечних приміщеннях вентиляція повинна працювати цілодобово.

На кожній установці та на окремих об'єктах повинні бути санітарно-побутові приміщення відповідно до СНиП.

Усі виробничі об'єкти мають бути забезпечені водопостачанням та каналізацією згідно з СНіП.

Кількість запобіжних клапанів, встановлення та обслуговування їх повинні відповідати вимогам «Правил пристрою та безпеки експлуатації судин, що працюють під тиском» та «Правил безпеки при транспортуванні та зберіганні зріджених нафтових газів», а також «Рекомендацій щодо встановлення запобіжних клапанів».

На всіх установках та об'єктах мають виконуватись вимоги, передбачені «Правилами захисту від статичної електрики виробництв хімічної, нафтохімічної та нафтопереробної промисловості».

Для монтажу, демонтажу та ремонту обладнання та трубопроводів на території установок та у виробничих приміщеннях повинні застосовуватись підйомно-транспортні засоби та механізми, експлуатація яких повинна проводитись відповідно до «Правил пристрою та безпечної експлуатації вантажопідіймальних кранів».

Усі працюючі з деемульгаторами повинні бути проінструктовані за заходами попередження отруєння ними та надання необхідної першої долікарської допомоги постраждалим від отруєння.

Персонал, який обслуговує установки, повинен знати їх схему та призначення всіх апаратів, трубопроводів, арматури, контрольно-вимірювальних приладів та засобів автоматики.

Організація пожежної охорони для підприємства

Основні вимоги до пожежної безпеки. Безпека людей повинна забезпечуватися: планувальними та конструктивними рішеннямишляхів евакуації відповідно до діючих будівельних норм і правил, постійним утриманням шляхів евакуації у належному стані, що забезпечує можливість безпечної евакуації людей у ​​разі виникнення пожежі або іншої аварійної ситуації.

Усі виробничі, адміністративні, допоміжні, складські, ремонтні приміщення, а також стоянки та майданчики зберігання автотранспортної техніки мають бути забезпечені первинними засобами пожежогасіння (вогнегасники, пожежні щити, установки пожежогасіння тощо) згідно з нормами.

Усі приміщення підприємства повинні бути обладнані знаками пожежної безпеки відповідно до вимог ГОСТ 12.4.026-76 «Кольори сигнальні та знаки безпеки» та вказівниками евакуації.

Спецодяг працюючих повинен своєчасно піддаватися пранню (хімчистці) та ремонту відповідно до встановленого графіка. Промаслений спецодяг підлягає сушінню у спеціальному приміщенні.

Автоцистерни, призначені для перевезення легкозаймистих і горючих рідин, повинні зберігатися в окремих одноповерхових будинках або на спеціально відведених для цієї мети відкритих майданчиках.

Вимоги до приміщень. У всіх виробничих, адміністративних, складських та допоміжних приміщенняхна видних місцях повинні бути вивішені інструкції щодо заходів пожежної безпеки, а також плани евакуації працюючих та матеріальних цінностей із зазначенням місць зберігання ключів від усіх приміщень.

У виробничих та адміністративних будинках мають бути спеціально відведені місця для куріння, обладнані урнами та ємностями з водою.

У виробничих та адміністративних будинках забороняється:

Курити у місцях, не передбачених для цієї мети;

Виконувати роботи із застосуванням відкритого вогнюу не передбачених для цієї мети місцях;

Користуватись відкритими джерелами вогню для освітлення під час технічних оглядів, проведення ремонтних та інших робіт;

Залишати в автомобілі промаслені обтиральні матеріали та спецодяг після закінчення роботи;

Залишати автомобілі з увімкненим запалюванням;

Використовувати для додаткового обігріву приміщень електронагрівальні прилади з відкритими нагрівальними елементами;

Доручати технічне обслуговуванняобладнання особам, які не мають відповідної кваліфікації.

Електробезпека. Особи, відповідальні за стан електроустановок (головний електрик, енергетик, працівник відповідної кваліфікації, призначений керівником підприємства чи цеху), зобов'язані:

Забезпечувати організацію та своєчасне проведення профілактичних оглядівта планово-попереджувальних ремонтів електрообладнання, апаратури та електромереж, а також своєчасне усунення порушень «Правил улаштування електроустановок», «Правил експлуатації електроустановок споживачів» та «Правил техніки безпеки при експлуатації електроустановок споживачів», які можуть призвести до пожеж та загорянь;

Слідкувати за правильністю вибору та застосування кабелів, електропроводів, двигунів, світильників та іншого електрообладнання залежно від класу пожежонебезпечності приміщень та умов навколишнього середовища;

Систематично контролювати стан апаратів захисту від коротких замикань, перевантажень, внутрішніх та атмосферних перенапруг, а також інших ненормальних режимів роботи;

Слідкувати за справністю спеціальних установок та засобів, призначених для ліквідації загорянь та пожеж в електроустановках та кабельних приміщеннях;

Організувати систему навчання та інструктажу чергового персоналу з питань пожежної безпеки під час експлуатації електроустановок;

Брати участь у розслідуванні випадків пожеж та загорянь від електроустановок, розробляти та здійснювати заходи щодо їх попередження.

У місцях, де можливе утворення статичної електрики, повинні бути передбачені заземлювальні пристрої.

Аварійне освітлення слід передбачати, якщо відключення робочого освітлення та пов'язане з цим порушення нормального обслуговування обладнання та механізмів може спричинити вибух або пожежу.

Несправності в електромережах та електроапаратурі, які можуть спричинити іскріння, коротке замикання, наддопустиме нагрівання ізоляції кабелів та проводів, повинні негайно усуватися черговим персоналом; Несправну електромережу слід відключити до приведення її до пожежобезпечного стану.

Забороняється проведення робіт усередині апаратів, де можливе утворення вибухонебезпечних сумішей, у комбінезоні, куртці та іншому верхньому одязі з електролізуючих матеріалів.

Вентиляція Відповідальність за технічний стан, справність та дотримання вимог пожежної безпеки під час експлуатації вентиляційних систем несе головний механік (головний енергетик) підприємства або особа, призначена керівником підприємства.

У виробничих приміщеннях, де вентиляційні установки видаляють горючі та вибухонебезпечні речовини, всі металеві повітроводи, трубопроводи, фільтри та інше обладнання витяжних установокмають бути заземлені.

У приміщеннях, де виділяються займисті або вибухонебезпечні речовини (пари, гази), дозволяється встановлювати вентиляційні системи (місцеві відсмоктувачі), що виключають можливість іскроутворення.

У разі виникнення пожежі у приміщенні, у вентиляційній камері, у повітроводах або на будь-якій ділянці вентиляційної системислід негайно вимкнути вентилятори припливних та витяжних систем.

Вимоги до технологічного обладнання та інструменту. Технологічне обладнання, апарати та трубопроводи, в яких знаходяться речовини, що виділяють вибухопожежонебезпечні пари, гази та пил, повинні бути герметичними.

Гарячі поверхні трубопроводів у приміщеннях, де вони викликають небезпеку займання матеріалів або вибуху газів, парів рідин або пилу, повинні ізолюватися негорючими матеріаламизниження температури поверхні до безпечної величини.

Для контролю за станом повітряного середовища у виробничих та складських приміщеннях, де застосовуються, виготовляються або зберігаються речовини та матеріали, здатні утворювати вибухонебезпечні концентрації газів та пар, повинні встановлюватися автоматичні газоаналізатори або повинен здійснюватися періодичний лабораторний аналіз повітряного середовища.

Розстановка технологічного обладнання у підрозділах повинна відповідати проектній документації, з урахуванням вимог технології та забезпечення пожежно-вибухобезпеки.

Розміщення обладнання та прокладання трубопроводів не повинні знижувати герметичність та межі вогнестійкості протипожежних пригород

Порядок обслуговування установок автоматичного пожежогасіння та автоматичної пожежної сигналізації визначається адміністрацією підприємства. Установки автоматичного пожежогасіння та автоматичної пожежної сигналізації повинні утримуватися у справному стані.

За пожежними резервуарами, водоймами, водопровідною мережею та гідрантами, насосними станціями, спринклерними та дренчерними установками пожежогасіння має бути встановлене постійне технічне спостереження, що забезпечує їх справний стан та постійну готовність до використання у разі пожежі чи займання.

Порядок розміщення, обслуговування та застосування вогнегасників та установок пожежогасіння повинен підтримуватися відповідно до інструкцій заводів-виробників та чинних нормативно-технічних документів.

На ділянці паливної апаратури має бути не менше двох вуглекислотних вогнегасників. Вуглекислотні вогнегасникипри розміщенні на ділянках повинні оберігатися від нагрівання вище 50°С та дії сонячних променів.

Металеві частини пожежного інструменту, щоб уникнути корозії, слід періодично очищати і змащувати.

При кожному ящику з піском повинні бути дві металеві совкові лопати. Ящики мають щільно закриватися кришками. На ящиках має бути напис «Пісок у разі пожежі». Пісок у ящиках слід регулярно оглядати. При виявленні зволоження або комкування його необхідно просушити та просіяти.

Засоби пожежогасіння та пожежний інвентар мають бути пофарбовані відповідно до вимог ГОСТ 13.4.026-76.

Організація безпеки життєдіяльності в організації

До основних небезпечних факторів належать:

Наявність легкозаймистих рідин (нафти) та газів, здатність парів та газів утворювати з повітрям вибухонебезпечні суміші;

Здатність рідких та газоподібних нафтопродуктів надавати отруйний вплив на організм людини;

Наявність сірководню в нафтовому газі;

Шкідливий вплив реагентів на шкіру людини, а парів та газів - на органи дихання;

Наявність для підприємства електрообладнання;

Висока температура;

Високий тиск;

Здатність нафт при своєму русі трубопроводами утворювати статичну електрику.

Основними умовами забезпечення безпеки є достатня кваліфікація обслуговуючого персоналу, Суворе дотримання режимних параметрів процесу, плавив техніки безпеки, пожежної безпеки, дотримання виробничої дисципліни, належне утримання робочих місць, а також дотримання графіка планово-попереджувальних ремонтів, оглядів та випробувань. При виконанні робіт повинні виконуватися вимоги:

- «Правил безпеки при експлуатації установок підготовки нафти на підприємствах нафтової промисловості», затверджених Держгіртехнаглядом СРСР 16 липня 1976 року, із внесеними у 1987 році змінами;

- «Правил безпеки у нафтовій та газовій промисловості» (РД 08-200-98);

- «Інструкції з безпеки робіт при розробці нафтових, газових та газоконденсатних родовищ, що містять сірководень (до 6% об'ємних)», затвердженої Держгіртехнаглядом Росії 21.04.92 року;

- «Правил устрою та безпечної експлуатації факельних систем» (ПУ та БЕФ-93) (ПБ 09-12-92), затверджених Держгіртехнаглядом Росії 21.04.92 року;

- «Правил улаштування електроустановок» (шосте видання);