Разборка фланцевых, резьбовых соединений и арматуры внутри блока УЛФ должна производиться на отключенном и заглушенном участке.

Сварку и резку на трубопроводах следует производить на отключенных участках, которые должны быть продуты воздухом или инертным газом.

Вскрытие и замена установленного в технологическом блоке оборудования должны производится на отключенном участке после продувки от газа. На отключающих устройствах должны устанавливаться заглушки.

К газоопасным работам на системах УЛФ относятся:

- присоединение вновь построенных ответвлений от резервуаров к магистралям системы УЛФ;

- пуск газа в газоуравнительные системы, сооружения и оборудование, входящих в их состав;

- техническое обслуживание и ремонт газоуравнительных систем, установок УЛФ, емкостей, оборудования, средств КИП и А, а также техническое обслуживание и ремонт взрывозащищенного электрооборудования , приборов и аппаратов.

При ремонтных работах в загазованной среде должны применяться инструменты из цветного металла, исключающего искрообразования.

Основным методом контроля за надежной и безопасной работой системы УЛФ является периодическая ревизия, при которой проверяется состояние трубопроводов, их элементов и деталей.

Как правило, ревизия должна быть приурочена к планово-предупредительному ремонту отдельных элементов системы УЛФ.

При этом следует намечать участки минимальной протяженности, работающие в наиболее тяжелых условиях , а также тупиковые и временно не работающие участки. Выбор участков для ревизии осуществляет служба технического надзора.

При ревизии необходимо провести тщательный наружный осмотр намеченного участка трубопровода, провести по возможности внутренний осмотр трубопровода. Демонтаж трубы для внутреннего осмотра при наличии фланцевых или других разъемных соединений осуществляется посредством разборки этих соединений; при цельносварном трубопроводе производят вырезку участка длиной, равной двум-трем его диаметрам, желательно со сварным швом, работающим в особо тяжелых условиях. Механические свойства металла труб проверяются, если есть подозрения в том , что коррозионное воздействие может вызвать их изменение.

Результаты ревизии заносятся в паспорт трубопровода и сопоставляются с первоначальными данными приемки и результатами предыдущей ревизии, после чего составляют акт ревизии. Работы, указанные в акте, подлежат обязательному выполнению в указанные сроки.

При выявленном в результате ревизии неудовлетворительном состоянии участка трубопровода дополнительно ревизии подвергается другой участок. При наличии неудовлетворительных результатов ревизии дополнительных участков должна быть проведена генеральная ревизия этого трубопровода с охватом ревизией пяти участков, расположенных равномерно по всей длине трубопровода.

Все обнаруженные дефекты должны быть устранены, а пришедшие в негодность участки и детали заменены новыми. При неудовлетворительных результатах генеральной ревизии трубопроводы выбраковываются полностью.

Все участки трубопроводов, подвергшиеся разборке, резке, сварке, после сборке подвергаются испытаниям на прочность и плотность.

Объекты ремонтных работ и сроки их выполнения определяются НГДУ по результатам осмотров, диагностических обследований, ревизий, по прогнозируемым предельным рабочим давлениям, анализу эксплуатационной надежности в соответствии с условиями эксплуатации системы УЛФ и требованиями безопасности.

1.15 Расчет потерь при «больших» и «малых» дыханиях для резервуаров УКПН-4[12].

Рабочий цикл сырьевого или товарного резервуара состоит из нескольких операций: а) нагрузка резервуара нефтью; б) отстой нефти в резервуаре; в) разгрузка резервуара; г) ожидание загрузки.

Определим потери углеводородов при «больших» дыханиях.

В таблице представлены данные для расчета.

Таблица 3

Предохранительный клапан отрегулирован на давление 24·10-5 МПа и на вакуум 20·10-5 МПа.

Решение.

Абсолютное давление клапана

Рд=0,1+0,00024=0,1002 МПа ;

в вакууме

Рв=0,1-0,0002=0,0998 МПа.

Количество углеводородов, выходящих из клапанов, будет

Vn=0,0043·Рs((Рв-Рs)/(Рд-Рs))·К·Vр=0,0043·0,045((0,0998-0,045)/(0,1002-0,045))·0,85·5000=8 м3.

По отношению к нефти, поступившей в резервуар, это составляет

(Vn·100)/( Vр·К)=(8·100)/(5000·0,85)=19%

Таким образом, общие потери легких углеводородов при загрузке резервуара зависят от его объема, рабочего давления предохранительного клапана и объема газового пространства, и в нашем случае составили 19%.

Теперь определим потери углеводородов при малых дыханиях резервуара.

В резервуаре находится нефть с давлением насыщения паров по Рейду Рs=0,0595 МПа. Вычислим количество углеводородов, выходящих при выдохе из резервуара через дыхательный клапан в течение суток, если минимальная температура воздуха ночью t2=13ºС, а максимальная днем t1=38ºС; дыхательный клапан отрегулирован на давление 25·10-5 МПа и вакууме 20·10-5; высота газового пространства 4,2 м; диаметр резервуара D=23 м.

Решение.

Объем газового пространства

Vг=0,785·D2=0,785·232=415,26 м3.

Средняя температура наружного воздуха

tср=(38+13)/2=25,5 ºС

Минимальная температура поверхности нефти

t2= tср-5,5=25,5-5,5=20 ºС

Максимальная температура поверхности нефти

t 1= tср+5,5=25,5+5,5=31 ºС

Минимальная температура газового пространства

t2= t2-8=20-8=12 ºС

Максимальная температура газового пространства

t 1= t1+12=31+12=43 ºС

Давление насыщенных паров нефти при минимальной температуре на поверхности нефти 0,0651 МПа, при максимальной температуре 0,078 МПа. Абсолютные давления клапана Рд=0,10024 и Рв=0,0998 МПа. Количество углеводородов, выходящих из резервуара, согласно формуле

Vn=0,00215·Vг·(Ps1- Ps2)·[((( Ps- Ps2)/( Pд- Ps1))·((Т0+ t 1)/ (Т0+ t 2)))-1]=

=0,00215·415,26·(0,0651-0,078)·[(((0,0998-0,078)/(0,0024-0,0651))·((266,3/285,5)))-1]=0,01м3

Таким образом, потери углеводородов при малых дыханиях составили 0,01 м3.

1.16 Расчет количества выбросов вредных веществ в атмосферный воздух с РВС УКПН-4 за 2006 г

Расчет количества углеводородов производиться по формуле:

Мсн= 0,9*10-2*m*К*(1-а),

где m – масса продукции прошедшей через резервуары;

К – потери нефти при подготовки нефти , в % от количества нефти;

а - средний % обводненности нефти и нефтесодержащей жидкости.