Введение
1. Общие сведения о месторождении
1.1. Общая характеристика производственного объекта
1.2. Основные функции ПСП «-----------------»
1.3. Схема движения подготовленной нефти «---------------------------
------------------------------------» до точки подключения в
магистральный нефтепровод «----------------------------------»
1.4. Обязанности и ответственность представителей -------------------
---------------------------------------- «---------------------------------»
1.5. Порядок проведения приемо-сдаточных операций
1.6. Порядок доступа представителей -------------------------------------
----» на ПСН «--------------------------------------------------------------
------------------
2. Состав ПСП «-----------------». Резервная схема учета нефти и
насосная внешней и внутренней перекачки
2.1. Состав технологических сооружений
2.2. Основные и вспомогательные средства измерений
2.3. Метод, условия и выполнение измерений.
2.3.1. Требования к погрешности измерений.
2.3.2. Условия измерений.
2.3.3. Условия проведения измерений на резервуаре
2.3.4. Выполнение измерений
2.3.5. Определение температуры нефти в резервуаре
2.3.6. Определение плотности нефти в резервуаре
2.3.7. Определение объема нефти в резервуаре
2.3.8. Определение массы нетто нефти
2.3.9. Отбор проб из резервуара
2.4. Обработка и контроль погрешности результатов измерений.
2.5. Подготовка к выполнению измерений.
2.6. Требования безопасности, охраны окружающей среды.
3. Испытательная лаборатория нефти
4. СИКН – основная схема учета сдачи нефти с применением
массово-динамических измерений
4.1. Технологическая схема СИКН ПСП «----------» --------------------
---------------------------------------------------» и технологический
режим перекачки нефти через СИКН.
4.2. Состав и основные параметры СИКН.
Изм. Лист № докум. Подпись Дата
Лист4.3. Порядок включения СИКН в эксплуатацию
4.4. Способ и периодичность отбора проб нефти
4.5. Виды и периодичность проведения испытаний
4.6. Перечень контролируемых параметров, порядок и
периодичность их контроля
4.6.1. Расход нефти через измерительные линии
4.6.2. Расход нефти через БКК.
4.6.3. Давление нефти в выкидном коллекторе и измерительных
линиях
4.6.4. Перепад давления на фильтрах
4.6.5. Температура нефти
4.6.6. Плотность нефти
4.6.7. Массовая доля воды в нефти
4.6.8. Контроль фазового состояния потока нефти
4.7. Краткая характеристика массового кориолисового
расходомера и плотномера.
4.7.1. Измерение массового расхода
5. Гидравлический расчет
5.1. Рассчитываемые режимы
5.2. Результаты расчета
6. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и
ресурсосбережение
6.1. Расчет технико-экономических показателей
7. Социальная ответственность
7.1. Производственная безопасность ПСН «-----------»
месторождения
7.1.1. Анализ выявленных вредных факторов при эксплуатации ПСН
«-----------» месторождения.
7.1.2. Анализ выявленных опасных факторов при эксплуатации ПСН
«----------» месторождения.
7.2. Экологическая безопасность.
7.3. Безопасность в чрезвычайных ситуациях
7.4. Правовые и организационные вопросы обеспечения
безопасности
Заключение
Список литературы
Объектом исследования являются: Анализ эффективной эксплуатации
приемо-сдаточного пункта нефти и СИКН .
Цель работы: Выбор оптимальных решений по повышению
эффективной эксплуатации приемо–сдаточного пункта нефти и нефтяного месторождения.
Задачи работы:1) Изучение основных нормативных требований к
проектированию и эксплуатации ПСН и СИКН. 2) Изучение методов и
факторов повышения эффективности работы ПСН и СИКН. 3) Расчет
увеличения пропускной способности СИКН с помощью дополнительной
измерительной линии.
В процессе исследования проводился: Анализ методов повышения
эксплуатационных свойств ПСН и СИКН, расчет на эффективную пропускную
способность ПСН и СИКН. Проведено экономическое обоснование выбора.
В результате исследования: В работе приведена общая геологическая
характеристика месторождения, и дана оценка состояния работы приемо–
сдаточного пункта и СИКН. Рассмотрены техническая и технологическая
стороны процесса перекачки нефти с приемо–сдаточного пункта в
магистральный нефтепровод «----------------------------------------». Обоснованы
применяемые методы динамических измерений и косвенного метода
статических измерений на приемо–сдаточном пункте и СИКН, сделана
рекомендация по применению массового кориолисового расходомера и
плотномера. Проанализирована существующая проблема увеличения
пропускной способности СИКН и предложены меры по сокращению
экономических затрат.
Выпускная квалификационная работа выполнена в текстовом редакторе
МicrosoftWord графическая часть выполнена МicrosoftVisio и представлена
МicrosoftPoint.
Экономическая эффективность/значимость работы: за счет добавления
дополнительной измерительной линии на СИКН, объем прокачиваемой нефти
увеличивается в 2 раза. Что позволяет прокачать быстрее суточный объем
нефти и снизить потребление электроэнергии насосами.
Введение
В настоящее время и в обозримом будущем, топливно –
энергетическийкомплекс служит гарантией экономического развития нашей
страны. Нормальное функционирование нефтяной, нефтеперабатывающей и
нефтехимической промышленности невозможно без объектовприёмо, хранения
и транспортировки нефти и нефтепродуктов, ими выступают приёмо-сдаточные
пункты и магистральные нефтепроводы различной пропускной способности.
Значительный объём добычи, переработки, транспортировки и
потребления нефти и нефтепродуктов на протяжение нескольких десятков лет
обуславливает актуальность проблемы сокращения потерь продуктов. В
нашей стане потери составляют 2% от добываемой нефти. Снижение
количества и ухудшения качества нефти ведут к падению экономических
показателей организаций и страны в целом, также потери углеводородов
чреваты отрицательным воздействие на окружающую среду – в атмосферу
планеты ежегодно выбрасывается от 20 до --- миллионов т углеводородов.
Проблемой сокращение потерь нефтепродуктов весьма освещенная
тема, изучаемая такими крупнейшими организациями нашей страны как ---------
---------», ------------- – Центральная Сибирь», и непосредственно многими
учеными и работниками в сфере транспорта и хранения нефти и газа.
В ВКР выявлены эффективные методы и технологии повышения
эксплуатационных свойств ПСН и СИКН. Проанализированы различные
способы, выявлены характеристики существующих методов и представлены
новейшие методы повышения эксплуатационных свойств ПСН и СИКН.
Объектом данного исследования является СИКН с пропускной
способностью --- т/ч. В процессе работы были изучены основные
нормативные требования к обслуживанию и эффективной эксплуатации ПСН и
СИКН ---- , методы и технологии повышения эксплуатационных свойств СИКН
----. Проведен расчет увеличения пропускной способности ПСН и СИКН ---- с
Изм. Лист № докум. Подпись Дата
Листпомощью добавления дополнительной рабочей измерительной линии.
Целью данной работы является выбор оптимальных решений по
повышению эффективной эксплуатации приемо–сдаточного пункта нефти и
нефтяного месторождения.
Главная задача при борьбе с пожарами – локализация, которая достигается
путем ограничения времени истечения и объема вытекающего продукта.
Силы и средства пожаротушения ПСН включает в себя:
- добровольная пожарная команда в количестве 5 человек;
- опорный пункт пожаротушения с пожарными мотопомпами «ГЕЙЗЕР-
1600» в количестве – 4 шт.;
- резервуары (РВС-400) для воды по 400 м3 - 2 шт, (объем воды в
резервуарах противопожарного запаса воды определен по проекту);
- кольцевые сети противопожарного водопровода с надземными
гидрантами;
- кольцевые сети растворопровода с камерами;
- полустационарное неавтоматическое охлаждение резервуаров, состоящее
из горизонтального секционного кольца орошения, размещаемого в верхнем поясе
стенок резервуаров, сухих стояков и горизонтальных трубопроводов, выведенные
за пределы обвалования с подключением через соединительные головки к раствору
пенообразователя (воде) через пожарную мотопомпу «ГЕЙЗЕР-1600» ;
- полустационарная неавтоматическая система пожаротушения представляет
собой, подачу пены в горящий резервуар по двум вводам в стационарно
установленные пеногенераторы ГПС-600 и трубопроводы – сухотрубы,
выведенные за пределы обвалования с подключением через соединительные
головки к раствору пенообразователя через пожарную мотопомпу «ГЕЙЗЕР-1600»
На площадке пункта сдачи нефти и сооружениях вспомогательного
комплекса задействованы следующие виды пожаротушения: водяное, пенное и
порошковое.
Тушение возможного пожара пеной и водой на ПСН предусматривается с
помощью передвижных средств (мотопомп «ГЕЙЗЕР-1600», Q=13,3 л/с, Н=80 м).
Подача раствора пенообразователя выполняется передвижными средствами с
помощью мотопомп «ГЕЙЗЕР-1600» (Q=13,3 л/с, Н=80 м).
Изм. Лист № докум. Подпись Дата
Лист
9
Расчетная частьДля локализации небольших загораний обслуживающий персонал до
прибытия передвижных средств пожаротушения должен использовать первичные
средства пожаротушения, находящиеся на пожарных щитах и внутри
административных помещений.
В качестве первичных средств пожаротушения рекомендуется использовать:
ручные огнетушители, полотна грубо шерстяные, асбестовые, песок, пожарный
инвентарь (лопаты, ведра, багры). Первичные средства пожаротушения
размещаются вблизи мест наиболее вероятного их применения, на виду, в
безопасном при пожаре месте, с обеспечением к ним свободного доступа.
На площадках устанавливаются пожарные щиты, оснащенные первичными
средствами пожаротушения. Согласно Правил противопожарного режима в
Российской Федерации, тип пожарного щита для тушения пожара на
технологических площадках – ЩП-В, на электро - установках – ЩП-Е, а также на
ПСН установлены – ЩП-А.
ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ «Общие санитарно-гигиенические требования к
воздуху рабочей зоны».
2. ГОСТ 12.0.003-74* ССБТ «Опасные и вредные производственные
факторы».
3. ГОСТ Р 12.4.026-2001 Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка
сигнальная назначение и правила применения. Общие технические требования и
характеристики. Методы испытаний.
4. СНиП 3.05.05-84 «Технологическое оборудование и технологические
трубопроводы».
5. СНиП 2.09.02-85* «Производственные здания».
6. СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные
нормы».
7. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности
"Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности".Утверждены
Изм. Лист № докум. Подпись Дата
Лист
9
Расчетная частьприказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному
надзору от 12.03.2013 N 101
8. ПБ 03-576-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов,
работающих под давлением».
9. Руководство по безопасности факельных систем. Утверждены Приказом
от 26 декабря 2012 г. № 779 Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору.
10. Правила противопожарного режима в Российской Федерации(в ред.
Постановления Правительства РФ от 17.02.2014 N 113).
11. СП 12.131.30 – 2009 Свод Правил. Определение категорий помещений и
зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности.
12. НПБ 110-03 «Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования,
подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и
автоматической пожарной сигнализацией».
13. Правила устройства электроустановок (ПУЭ).
14. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей
(ПТЭ).
Таблица 17
Перечень обязательных правил, норм, инструкций.
№
п/п Наименование документа
Нормативные документы, методики поверки
1 ГОСТ Р 51858 – 2002 с изм. №1,2 Нефть. Общие технические условия.
2 ГОСТ 1510 – 84
Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение.
3 ГОСТ 2517 – 2012 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.
4 ГОСТ 14921-78 Газы углеводородные сжиженные. Методы отбора проб.
5 РМГ 76 – 2014 Государственная система обеспечения единства измерений.
Внутренний контроль качества результатов количественного химического анализа.
6
РМГ 61 – 2010 Государственная система обеспечения единства измерений.
Показатели точности, правильности, прецизионности методик количественного
химического анализа.7 ГОСТ Р 51000.4-2011 Общие требования к аккредитации испытательных
лабораторий.
8 ГСО ИСО/МЭК 17025-2009 Общие требования к компетентности испытательных
лабораторий и калибровочных лабораторий.
9 ГОСТ Р 8.568 – 97 Государственная система обеспечения единства измерений.
Аттестация испытательного оборудования. Основные положения.
10
ГОСТ Р 8.580 – 2001 Государственная система обеспечения единства измерений.
Определение и применение показателей точности методов испытаний
нефтепродуктов.
11 ГОСТ Р 8.563 – 2009 Государственная система обеспечения единства измерений.
Методики (методы) измерений.
12
ГОСТ Р 8.595 – 2004 Государственная система обеспечения единства измерений.
Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения
13 измерений. ГОСТ 6709 – 72 Вода дистиллированная. Технические условия.
14
РМГ 59 – 2003 Государственная система обеспечения единства измерений. Проверка
пригодности к применению в лаборатории реактивов с истекшим сроком хранения
способом внутрилабораторного контроля точности измерения.
15 ГОСТ 25794.1 – 83 – ГОСТ 25794.3 – 83 Реактивы. Методы приготовления
титрованных растворов.
16 ГОСТ 4919.1 – 77, ГОСТ 4919.2 – 77 Реактивы и особо чистые вещества. Методы
приготовления растворов индикаторов и буферных растворов.
17 ГОСТ 4517 – 87 Реактивы. Методы приготовления вспомогательных реактивов и
растворов, применяемы при анализе.
18 ГОСТ 25336 – 82 Посуда и оборудование лабораторные стеклянные. Типы, основные
параметры и размеры.
19 ГОСТ 1756 – 2000 Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров.
20 ГОСТ 33 – 2000 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости.
Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости.
21 ГОСТ 2477 – 65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды.
22 ГОСТ 21534 – 76 Методы определения содержания хлористых солей.
23 ГОСТ 3900 – 85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.
24 ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности,
относительной плотности и плотности в градусах API ареометром.
25
ГОСТ Р 8.688-2009 Государственная система обеспечения единства измерений.
Плотность нефти. Требования к методикам измерений ареометром при учетных
операциях.
26
Р 50.2.075-2010 Государственная система обеспечения единства измерений. Нефть и
нефтепродукты. Лабораторные методы измерения плотности и плотности в градусах
API.
27
Р 50.2.076-2010 Государственная система обеспечения единства измерений.
Плотность нефти и нефтепродуктов. Методы расчета. Программа и таблицы
28 приведения. ГОСТ 8.595-2010 Государственная система обеспечения единства измерений.
Плотность и объем нефти. Таблицы коэффициентов пересчета плотности массы.
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров