Автоматизированные групповые замерные установки: назначение, устройство и принцип работы.

Дебит продукций скважин измеряют с помощью индивидуальных групповых замерных установок. Индивидуальная сепарационно-замерная установка обслуживает только одну скважину. Она состоит из одного газосепаратора, мерника и трубопроводной обвязки. Продукция скважины по выкидной линий поступает в газосепаратор, где газ отделяется от нефти, а затем нефть направляется в сборный коллектор или мерник для замера. Газ поступает в газосборную сеть. В мернике,  после отстоя,  вода и механические примеси,  осаждаются на дне и периодический удаляются через отвод. Замер количества продукций скважины заключается,  в определенной высоте наполнения мерника,  за какой-либо промежуток времени. Автоматизированная групповая замерная установка предназначена для автоматического замера дебита скважин, контроля за их работой, а также автоматической блокировки коллекторов при аварийном состояний технологического процесса. Самой распространенной Автоматической групповой замерной установкой (далее АГЗУ), является модель «Спутник». Она предназначена для сбора, замера и транспорта продукции скважин, а также для разделения жидкости и газа. Подключение скважины к АГЗУ осуществляется по лучевой схеме по территориальному принципу без учёта принадлежности к объектам разработки. На АГЗУ продукция каждой скважины подводится по одному отдельному трубопроводу (выкидной линии). Попутный газ сжигается на факеле, частично утилизируется для собственных нужд - подачей в качестве топливного газа на горелки путевого подогревателя нефти (рисунок 1).

Рисунок 1- АГЗУ “Спутник”

Устройство и принцип действия, комплектность АГЗУ.

АГЗУ состоит из: технологического блока и аппаратурного блока (блок местной автоматики БМА). Блок технологический (БТ) предназначен для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы установленного в нем оборудования: устройства распределительного, служащего для поочередного подключения одной из нефтяных скважин к сепаратору, трубопроводов технологических, систем вентиляции, освещения и отопления, средств измерений, первичных средств КИПиА. Укрытие блока состоит из металлического каркаса и панелей,  из стального профилированного листа с трудно-горючим утеплителем. Блок имеет две двери. Кровля может быть съемной или монтироваться на съемном основании. В соответствии, с СП 4.13130.2013 при проектировании и изготовлении помещения блока технологического АГЗУ «Спутник» предусматриваются легко сбрасываемые конструкции: съемная крыша, стеновые панели, оконные блоки.
В аппаратурном блоке расположены приборы и аппаратура управления работой оборудования установки. Аппаратурный блок должен устанавливаться на расстоянии не менее 10 метров от технологического блока, т.е. вне взрывоопасной зоны.
Основными технологическими процессами на технологических площадках установки АГЗУ являются: 
-замер дебита скважин сепарация; 
-подогрев нефти; 
-откачка разгазированной нефти насосами на установках подготовки нефти  (далее, УПН); 
-подача газа сепарации на УПН; 
-впрыск ингибитора коррозии в нефтяной поток к УПН.
АГЗУ имеет блочно-модульное исполнение. Снаружи видны входные линии от скважин, каждая имеет свою нумерацию. А также выкидную дренажную линию. Общая схема АГЗУ выглядит следующим образом (рисунок 2 ):

 Рисунок 2 - Схема АГЗУ

Выкидные линии скважин, подключаемых к АГЗУ, подсоединяются к входным патрубкам технологического блока, через обратные клапаны. Патрубки для подключения скважин расположены симметрично по обе стороны (рисунок 3).

Рисунок 3 - Выкидные линии скважин

Клапаны устанавливаются на трубопроводах в горизонтальном положении в соответствии с маркировкой «верх» на корпусе. При этом среда подается под захлопку по направлению стрелки на патрубке клапана и проходит через клапан, поднимая захлопку. При прекращении движения жидкости, захлопка под действием собственной массы и среды опускается на седло, предотвращая обратный ток жидкости.
Принцип работы АГЗУ следующий: скважинная жидкость по выкидным линиям (шлейфам) подается к АГЗУ. К АГЗУ можно подключить до 14 скважин. Замер дебита скважин производится всегда по одному, по очереди, т. е. если подключено 14 скважин, замер дебита в определенный момент времени происходит только у одной скважины, от 13 других эмульсия подается сразу в сборный коллектор, по которому идет в пункт сбора нефти.  Для сброса грязи из емкости предусмотрена грязевая линия, а для слива жидкости — линия разрядки, выведенная в канализационный колодец, либо в дренажную емкость. Переключение от скважины к скважине производится с помощью переключателя скважин многоходового (далее ПСМ).
ПСМ состоит из: 
- корпуса с входными патрубками, расположенными ассиметрично в горизонтальной плоскости корпуса;
- переключающей каретки, расположенной в корпусе с возможностью вращения относительно оси корпуса, соединенной через вал и зубчатую гребенку с поршневым гидроприводом; 
-углового выходного патрубка с системой уплотнений, установленного в каретке так, что при вращении каретки он последовательно сообщается со всеми входными патрубками и соответственно, последовательно направляет на отводящий трубопровод - поток жидкости от каждой подключенной к ПСМ скважине (рисунок 4).

Рисунок 5 - Переключатель скважин многоходовой

      Корпус ПСМ на внутренней поверхности имеет две диаметральные канавки с выточками против каждого отверстия. По канавкам перемещаются ролики каретки. При перемещении роликов по канавкам, между резиновым уплотнением и корпусом ПСМ образуется зазор, а при попадании роликов в выточки уплотнение прижимается к корпусу пружиной, обеспечивая герметичность в замерном тракте. Жидкость из скважины, установленной на замер, проходит через каретку, угольник, патрубок с отверстиями, установленный на валу ПСМ, и направляется на замер в ёмкость сепарационную. Жидкость с остальных скважин через выходной патрубок направляется в сборный коллектор. Автоматическое переключение ПСМ осуществляется при помощи поршневого привода за счет давления масла, создаваемого гидроприводом.
Подвижная каретка состоит из корпуса,  втулки, посаженных на осях роликов, резинового уплотнения (рисунок 4).

Автоматическое переключение ПСМ осуществляется при помощи поршневого привода за счет давления масла, создаваемого гидроприводом (рисунок 6).

 Рисунок 6 - Устройство ПСМ

  Поршневой привод с храповым механизмом состоит из корпуса 1, закрепленного на крышке ПСМ,  силового цилиндра 2, с крышкой 3, поршня 4, пружины 5,  и зубчатой рейки 6, составляющей одно целое со штоком поршня 7 (рисунок 7).

   Рисунок 7 - Устройство ПСМ

Регулировка длины хода зубчатой рейки, а,  следовательно, и угла поворота вала ПСМ, осуществляется с помощью регулировочного винта 8, доступ к которому закрыт винтовой заглушкой 9. Вручную ПСМ переключается при помощи специальной рукоятки 10. В автоматическом режиме при подаче жидкости от гидропривода в полость силового цилиндра, поршень с рейкой перемещается и поворачивает шестерню 11, а вместе с ней и храповик с валом переключателя (рисунок 8).

               Рисунок 8 - Устройство ПСМ

После выключения гидропривода поршень вместе с рейкой и шестерней возвращаются в исходное положение под действием пружины, а вал ПСМ, за счет храпового механизма, остается на месте. Внутри корпуса ПСМ крепится датчик положения поворотного патрубка, а на валу крепится указатель с постоянным магнитом. Сигнал от датчика положения поступает в блок автоматики, где определяется номер скважины, установленной на замер.
Ёмкость сепарационная.
    Ёмкость сепарационная предназначена для отделения газа от жидкости с целью более точного измерения дебита скважин. Конструкция ёмкости  состоит из гидроциклонной головки, выполняющей основную функцию сепарации, верхней сепарационной  и  нижней накопительной ёмкости. Основная часть газа отделяется в гидроциклонной головке. Это достигается врезкой вводного патрубка по касательной к стенке  гидроциклонной головки с небольшим уклоном вниз. За счёт центробежной силы возникающей, вследствие,  раскручивания входящего потока, жидкость, как более тяжёлая, прижимается к стенкам гидроциклонной головки, освобождаясь от более легкого газа, который остается ближе к центру гидроциклонной головки. На линии выхода газа из сепарационной емкости в сборный коллектор, установлена газовая заслонка 1. На линии выхода жидкости смонтирован счетчик ТОР 2 и регулятор расхода 3, связанный с импульсивными трубками 4 с сепарационной емкостью и линией 5 выхода газа из емкости в сборный коллектор. 
   Для периодического удаления накопившейся грязи в нижнюю часть емкости врезан отвод 6, соединенный со сборным коллектором, а для разрядки емкости (слива жидкости) врезан отвод 7, который соединяется с дренажной емкостью (рисунок 9).
 

 Рисунок 9 - Сепарационная ёмкость

Принцип действия: поплавок в накопительной емкости через систему рычагов при достижении в нем верхнего предельного уровня жидкости перекрывает заслонку на газовой линии. Давление в сепарационной емкости повышается. При достижении перепада давления между сепаратором и выходным трубопроводом в пределах 0,08-0,12 МПа клапан регулятора расхода открывается и накопившаяся в емкости жидкость через счетчик расхода ТОР выдавливается в общий трубопровод. При снижении перепада давления до 0,02—0,03 МПа клапан регулятора расхода перекрывается, поплавок через систему рычагов при достижении в нем нижнего предельного уровня жидкости открывает заслонку на газовой линии и цикл накопления жидкости в нефтегазовом сепараторе повторяется. В случае, когда заслонка на газовой линии закрыта, клапан регулятора расхода открыт, а уровень жидкости в сепараторе остается высоким, жидкость под действием перепада давления внутри сепаратора пропускается через счетчик расхода.
Как сосуд, работающий под давлением, емкость сепарационная оборудуется:
-предохранительным клапаном; 
-манометром;
-вентилем сброса газа;
-запорной арматурой.
На каждом сосуде должна быть табличка с указанием:
-номера оборудования;
-разрешенных параметров;
-даты следующего наружного и внутреннего осмотров, гидравлического испытания.

Сбросные пружинные предохранительные клапаны.
Сбросные пружинные предохранительные клапаны  (далее СППК) предназначены для защиты различного промышленного оборудования от недопустимого превышения установленного давления (рисунок 10).

Рисунок 10 - СППК
 

СППК автоматически сбрасывают избыток рабочей среды и прекращают сброс при снижении давления до установленного значения. СППК устанавливается в вертикальном положении. Нижний фланец СППК присоединяется к защищаемому оборудованию, а боковой – к газоотводящей линии. На корпусе предохранительного клапана наносится:
-обозначение изделия – клапан;
-значение условного давления, в кгс/cм2;
-стрелка, указывающая направление потока среды;
-значение условного диаметра клапана, в мм.
В зависимости от условий работы и агрессивности среды, предохранительные клапаны должны проходить периодическую регулировку (тарировку). Регулировку клапанов производят на специальном стенде. 
Периодичность тарировки клапанов устанавливается предприятием, но она должна проводиться не реже 1 раза в год при скорости коррозии менее 0,2 мм/год, и не реже 1 раза в 6 месяцев при скорости коррозии более 0,2 мм/год.
После тарировки все разборные соединения клапана пломбируются, и к нему прикрепляется бирка, на которой указывается:
-дата тарировки;
-заводской номер клапана;
-установочное давление, в кгс/см2.
Турбинный объемный расходомер (ТОР).
Турбинный объемный расходомер ТОР предназначен для измерения объема проходящей через него жидкости (рисунок 11).

Рисунок 11 - ТОР

Принцип действия счетчика ТОР.

Жидкость поступает в корпус счетчика через входной патрубок и, пройдя обтекатель направляющего аппарата, попадает точно на лопасти крыльчатки, приводя ее во вращение. Пройдя крыльчатку, жидкость изменяет свое направление за счет отражателя и выходит из счетчика через выходной патрубок. Вращательное движение крыльчатки через редуктор и магнитную муфту передается на счетный механизм. Количество оборотов крыльчатки прямо пропорционально количеству проходящей через счетчик жидкости.
Показания снимаются с пятиразрядного механического счетчика с ценой деления одна десятая кубического метра (0,1 м3) и сос стрелочной шкалы с ценой деления 5 литров (0,005 м3). Один оборот стрелки соответствует 100 литрам или одной десятой кубометра (0,1 м3).Поток жидкости от замеряемой скважины по трубопроводу направляется к двухкорпусному газосепаратору с поплавковым управляющим устройством. Газосепаратор, предназначен для отделения газа от жидкости. Дегазированная жидкость собирается в нижнюю емкость, после ее заполнения открывается сливной клапан и жидкость через специальный турбинный расходомер типа ТОР-1 переливается в сборный коллектор. Газ же собирается в верхней части сепаратора и выходит через другую линию и счетчик и его объем также замеряется. После этого ПСМ переключается на другую скважину. И так происходит по кругу. Счетчик ТОР должен проходить периодическую проверку не реже 1 раза в год в специализированной организации.  На пломбе указывается квартал и год проверки прибора.

 ДУ 50 – значение условного диаметра клапана,  в мм.                                                                     

Ру 39 – значение условного давления, в кгс/см2.

Рисунок 12 - Устройство счетчика ТОР

Подготовительные работы для работы в АГЗУ.
1.Вход в АГЗУ только в специальной одежде и обуви.
2.Произвести проверку СИЗ, согласно инструкции по технике безопасности.
3.Приготовить газоанализаторы для проверки анализа отбора проб воздушной среды, проверить их исправность.
4.Убедиться в наличии удостоверения о проверки знания.
Работы,  связанные с замером дебитов скважин, ремонтом или вскрытием оборудования в помещении,   должны производиться не менее, чем двумя лицами.

АГЗУ. Внешний осмотр.
Для внешнего осмотра АГЗУ необходимо:
-проверить исправность заземления.
Технологический блок и Аппаратный блок должны быть заземлены в двух и более местах. Проводник не должен иметь обрыва или повреждений. Проверить фланцевые соединения.
-фланцевые соединения укомплектовываются полным комплектом шпилек;
-затяжка шпилек равномерной;
-диаметр шпилек должен соответствовать диаметру отверстий фланца;
-резьбовая часть шпилек должна выступать не более 2-4 ниток, с 2-х сторон;
-фланцевые соединения не должны иметь пропуски жидкости и газа.

Проверить наличие жидкости в дренажной емкости ДЕ (колодец):

-колодец должен быть пуст или заполнен так,  чтобы хватило объема минимум на одну разрядку АГЗУ;
- убедиться в целостности замка; 
- в случае переполненной ДЕ необходимо подать заявку через диспетчера пульта правления  ПУ для откачки.
Высота перильных ограждений должна быть не менее 1,25 м, высота нижнего пояса ограждения должна равняться 15 см, промежутки между от­дельными поясами должны составлять не более 40 см, а расстояние между осями смежных стоек — не более 2,5 м.
Перед входом в  технологический блок необходимо проветрить помещение ( не менее 20 минут). При длительном пребывании внутри технологического помещения и проведении работ вентиляция должна работать всегда.
Открыть дверь в АГЗУ и провести  анализ загазованности воздушной среды:
1.Сероводород – 10 мг/м³;
2.Углеводороды нефти – 300 мг/м³;
3.Углеводороды в смеси  сероводородов – 3 мг/м³.
Проверка запорной арматуры.
1.Наличие технологической схемы с нумерацией запорной арматуры;
2.Проверить, нанесена ли нумерация отводов и нумерация скважин на байпасной линии; 
3.Убедиться в отсутствии течи через сальниковые уплотнения задвижек и фланцевые соединения;
4.Проверить наличие смазки на штоке задвижки;
5.Проверить герметичность соединения крышки и корпуса задвижки;
6.Проверить на запарной арматуре указателей направлений «Открыто», «закрыто»;
7.Проверить работоспособность  запорных механизмов: вращение штурвала должно быть легким. Шток при вращении штурвала должен перемещаться в плоскости перпендикулярной к штурвалу (рисунок 13).
 

 Рисунок 13 - Запорная арматура

Проверка исправности и работоспособности ППК 

Работоспособность ППК проверяют путем кратковременного открытия клапана. На корпусе должна присутствовать бирка с указанием давления тарировки  и даты поверки. ППК должен быть опломбирован. На корпусе клапана не должно быть трещин, потеков

СППК неисправен, если:

-при открытии рычаг не смещается или после смещения рычага нет шума линии аварийного сброса;

-при закрытом ППК есть шум в линии аварийного сброса давления;

-на корпусе ППК обнаружены трещины, потеки;

-отсутствует  или повреждена пломба;

-истек срок очередной поверки.

Проверка исправности Регулятора Уровня Поплавкового Шарового (далее РУПШ).

Убедиться в отсутствии течи сальникового уплотнителя вала.

Снять тягу с газовой заслонки.

Покачать РУПШ до упора вверх, вниз.

РУПШ неисправен, если:

-при качании возникает подклинивание; 

-для качания нужно прикладывать значительные усилия;

-есть пропуск  жидкости или газа в сальниковом уплотнении вала РУПШ;

-во время качания есть пропуск в сальниковом уплотнении вала РУПШ.

 Проверка газовой заслонки:

-убедиться в отсутствии течи в сальниковом уплотнении на валу заслонки, фланцевых соединений;

-несколько раз покачать рычаг заслонки на угол 90 град;

Заслонка неисправна,  если:

-при качении возникает подклинивание; 

-есть течи или пропуск газа в прокладке между заслонкой и фланцем или в сальниковом уплотнении;

-происходит прокручивание рычага относительно вала заслонки.

Проверка гидроциклона (рисунок 14):

-корпус гидроциклона не должен содержать трещин, потеков, раковин;

-на гидроциклоне должна присутствовать бирка, на которой должно быть нанесено: наименование завода изготовителя, наименование или обозначение сосуда, год изготовления;

- рабочее давление, МПа (кгс/см2);

- расчётное давление, МПа (кгс/см2);

- пробное давление, МПа (кгс/см2);

- порядковый номер сосуда по системе нумерации завода изготовителя;

- допустимая максимальная и (или) минимальная рабочая температуры стенки, С;

- масса сосуда;

- на корпусе ГЦ на видном месте краской должно быть написано: номер сосуда, следующий срок ГИ, рабочее давление.

 Рисунок 14. – Проверка гидроциклона

Проверка  регулятора расхода (РР):

- проверить, есть ли течи или пропуск газа сальниковых уплотнениях, импульсных трубках;

- убедиться в цикличной работе РР;     

- проверить РР на пропуск, при закрытом  положении РР стрелка ТОР не должна двигаться;

РР неисправен, если:

- Есть пропуск жидкости или газа в сальниковых уплотнениях или импульсных трубках.

- Нет цикличной работы.

- Есть пропуск клапана РР.

- При перепаде больше 1 атм  РР закрыт.

- При открытой  газовой заслонки РР находится в верхнем положении.

Проверка счётчика  ТОР:

- убедиться в наличии и целостности пломбы;

- проверить не истек  ли срок гос.проверки;

- проверить целостность стекла циферблата;

- убедиться, что при открытии РР стрелка ТОР движется без остановок. 

ТОР неисправен, если:

- нарушена целостность пломбы;

- истек срок гос.поверки;

- разбито или повреждено стекло циферблата;

- при открытии РР стрелка ТОР не движется или движется с остановкой.

Проверка  гидропривода:

- проверить наличие и целостность заземления;

- проверить уровень масла в масляном бачке (при необходимости долить);

- убедиться в отсутствии масляных потеков  на корпусе ГП и импульсной трубке;

- уровень масла в масляном бачке не должен быть ниже отметки щупа.

Проверка исправности ПСМ:

- убедиться  в отсутствии нефтяных масляных потеков в корпусе ПСМ, храпового механизма, импульсной трубки;

- убедиться в правильности постановки каретки;

- при возникновении сомнений в правильности положения каретки или, при наличии посторонних шумов в корпусе необходимо отпрессовать ПСМ.

Опрессовка ПСМ.

1. Открыть щитовое помещение.

2. Выключить ГП.

3. Установить ПСМ на нерабочий отвод или закрыть задвижку (перевод скважины на байпасную линию).

4. Закрыть выходную задвижку ГЦ на газовой линии.

5. Закрыть выходную задвижку на нефтяной линии.

6. Запомнить текущее показания манометра ГЦ.

7. Плавно открыв газовый вентиль на ГЦ снизить давление в ГЦ на 2-3 атм.

8. Закрыть вентиль. (Если стрелка манометра на ГЦ вернулась в исходное положение менее чем за 3 сек  - ПСМ не исправен).

9. Открыть выходную задвижку на газовой линии ГЦ.

10. Открыть выходную задвижку на нефтяной коллектор ГЦ.

11. Открыть задвижку нижнего ряда на которую установлен отвод ПСМ.

12. Закрыть соответствующую задвижку верхнего ряда нижнего ряда.

13. Включить ГП.

14. Закрыть щитовое помещение. 

Порядок выполнения действий обязателен.

ПСМ неисправен, если:

- обнаружен пропуск ПСМ;

- вал ПСМ не удается переключить на следующий отвод (ПСМ заклинил).

Проверка исправности манометров:

- манометр должен выбираться с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы;

- на шкале манометра должна быть нанесена красная черта или прикреплена к корпусу металлическая пластина, окрашенная в красный цвет, указывающая максимально допустимое рабочее давление.

Манометр не допускается к эксплуатации, если: 

- отсутствует пломба или клеймо с отметкой о проведении проверки, истёк срок государственной поверки;

- стрелка при его отключении не возвращается к нулевому показанию шкалы на величину, превышающую половину допускаемой погрешности для данного прибора;

 - разбито стекло или имеются повреждения, которые могут отразиться на правильности показаний.             

- с нечитаемыми или отсутствующими оттисками клейм поверителя (с просроченными сроком поверки);

- нарушениями целостности корпуса, стекла;

- нарушение резьбового соединения.

Не реже одного раза в шесть месяцев производится проверка рабочих манометров контрольным манометром, методом сличений показаний с записью результатов в журнале контрольных проверок манометров. Допускается производить проверку рабочим манометром имеющим одинаковую шкалу и класс точности с проверяемым манометром. При отключении манометра от точки отбора давления стрелка должна возвращаться к нулевому показанию шкалы на величину, не превышающую половины допускаемой погрешности для данного прибора.

Таблица 2. Технические характеристики типовых замерных установок АГЗУ

Безопасная эксплуатация производства. Общие требования безопасности к технологическому процессу.

Технологический процесс предусматривает: 

устранение непосредственно контакта работающего персонала с сырьем, реагентами, готовой продукцией и отходами производства, оказывающими вредное воздействие на организм человека; 

комплексную механизацию производства; 

использование системы управления производством на базе микропроцессорной техники (контроллеров), обеспечивающую защиту работающих при отклонениях процесса от норм технологического режима; аварийное опорожнение оборудования в закрытые системы и на факел АГЗУ, герметизацию оборудования; обеспечение двумя независимыми источниками электроэнергии. 

Все сосуды, содержащие легковоспламеняющиеся жидкости, оборудованы, как минимум, двумя уровнемерными приборами; отсечную запорную арматуру, на подаче сырья на установку АГЗУ от скважин, на сепаратор УБС, прием и выход насосов, на технологических коммуникациях, гарантирующую максимальное снижение выбросов в окружающую среду взрывопожароопасных веществ при аварийной разгерметизации; своевременный отбор проб на анализ воздушной среды в соответствии с утвержденной план-схемой в строгом соответствии с графиком отбора проб воздушной среды на рабочих площадках АГЗУ, утвержденным главным инженером, с помощью переносного газоанализатора. Своевременное получение информации о возникновении опасных и вредных производственных факторов на отдельных технологических звеньях; рациональную организацию труда и отдыха с целью профилактики монотонности и гиподинамии, а также ограничения тяжести труда; четкую организацию связи и оповещения работающих на установке в случае аварийной ситуации, отклонения процесса от норм режима; своевременное удаление и обезвреживание отходов производства, являющихся источниками опасных и вредных производственных факторов. все электрическое оборудование (насосы, вентиляторы) защищено нулевым заземлением, причем следует отличать рабочее заземление от защитного заземления. утилизация попутного нефтяного газа (частичная для собственных нужд -на горелках печи нагрева нефти ПП-0,63). 

Причины возникновения аварий.

 Процессы сепарации, замера и откачки нефти по напорному трубопроводу являются взрывопожароопасными. Разгерметизация оборудования и трубопроводов ведет к выбросу легковоспламеняющихся жидкостей и воспламеняющихся газов в производственные помещения и на территорию промышленного объекта с возможностью последующего воспламенения или взрыва от источника воспламенения.   

Основными взрыво- и пожароопасными, вредными и токсичными веществами, находящимися в производстве, являются нефть с попутным нефтяным газом, химические реагенты, метанол (для предупреждения гидратообразования в выкидных трубопроводах скважин). Причины возникновения аварийных ситуаций и неполадок технологического процесса можно условно объединить в следующие группы: отказы (неполадки) оборудования; ошибочные действия персонала; внешние воздействия природного и техногенного характера. К основным причинам, связанным с отказом оборудования, относятся: прекращение подачи энергоресурсов (электроэнергии, газа и т.п.); коррозия и эрозия оборудования и трубопроводов; физический износ, механические повреждения или температурная деформация оборудования и трубопроводов; причины, связанные с типовыми процессами. Прекращение подачи энергоресурсов может привести к нарушению нормального режима работы установки, выходу параметров за критические значения и созданию аварийной ситуации. Коррозия и эрозия оборудования и трубопроводов может стать причиной разгерметизации оборудования. Чаще всего подобные разрушения имеют локальный характер и не приводят к серьёзным последствиям. Физический износ, механические повреждения или температурная деформация оборудования и трубопроводов может привести как к частичному, так и полному разрушению конструкций и возникновению аварийной ситуации любого масштаба. Все типовые процессы, протекающие на установке, можно разделить на гидродинамические и массообменные. Гидродинамические процессы связаны со следующим типом оборудования: насосное оборудование; емкостное оборудование; трубопроводные системы (трубы и арматура). Аварийная остановка насосов может привести к нарушению гидравлического, теплового и массообменного режима и разрушению оборудования. Отдельные элементы конструкции насосов обладают низким уровнем надежности (особенно торцевые уплотнения), что является источником утечек горючих жидкостей и газов и может привести к локальным взрывам и пожарам, которые при их развитии могут быть источниками цепного вовлечения в аварию оборудования с большими объёмами опасных веществ. Кроме этого при эксплуатации насосных агрегатов представляет опасность высокое напряжение электрического тока, подаваемого на электродвигатели. Емкостное оборудование является источником повышенной опасности из-за значительных объемов сжатых паров, газов и жидкостей, содержащих горючие газы. Трубопроводные системы являются источником повышенной опасности из-за большого количества сварных и фланцевых соединений, запорной и регулирующей арматуры, жестких условий и значительных объемов горючих веществ, перемещаемых по ним. Причинами разгерметизации трубопроводных систем могут быть: остаточное напряжение в материале труб в сочетании с напряжением, возникающем при монтаже и ремонте, что может вызвать поломку элементов запорных устройств, прокладок, образование трещин, разрыв трубопровода; разрушения под воздействием температурных деформаций; гидравлические удары; вибрация; превышения давления и т.п.  Массообменные процессы разделения сложных смесей углеводородов (пластовой нефти, воды, попутного нефтяного газа, конденсата, химреагентов) проводятся в крупногабаритном оборудовании, работающем при давлении 0,25…0,35 МПа. По характеру протекания массобменных процессов, участвующие в них вещества не представляют опасности как источники внутренних взрывных явлений, но под влиянием внешних воздействий (механические повреждения, аварии на соседних блоках и т.п.) может произойти высвобождение больших количеств опасных веществ с образованием паровых облаков. Ко второй группе причин возникновения аварийной ситуации на объекте относятся ошибки персонала, которые представляют особую опасность при пуске и остановке оборудования, ведении ремонтных и профилактических работ, связанных с неустойчивыми переходными режимами, с освобождением и заполнением оборудования опасными веществами. В случае неправильных действий обслуживающего персонала существует возможность разгерметизации системы и возникновения крупномасштабной аварии. К внешним воздействиям природного и техногенного характера относятся: грозовые разряды и разряды от статического электричества; смерч, ураган, лесные пожары; снежные заносы и понижение температуры воздуха; подвижка, посадка, пучение грунта; опасности, связанные с опасными промышленными производствами, расположенными в районе объекта; опасности, связанные с перевозкой опасных грузов в районе расположения объекта; специально спланированная диверсия. Опасные факторы, действующие на установке. Процесс сепарации, замера и перекачки нефти, осуществляемой на объекте, связан с рядом опасных факторов: высокое давление в аппаратах и трубопроводах, большие объемы нефти и газа, токсичность нефти и газа, токсичность химреагентов (ингибитора коррозии, деэмульгатора, метанола) - все это создает опасность для обслуживающего персонала. Попутный нефтяной газ способен в смеси с атмосферным воздухом образовывать взрывоопасные смеси, которые могут взрываться при наличии огня или искры, что в свою очередь, может вызвать взрыв, пожар, несущие большие разрушения и грозящие опасностью для жизни персонала. Наличие высокого давления может привести к разрыву трубопроводов и аппаратов, что тоже опасно для жизни персонала. Наиболее опасными местами являются канализационные и технологические колодцы с технологическими задвижками, различное электрооборудование, факельные свечи, свеча продувочная, места отбора проб. Опасными операциями  также являются: установка или снятие заглушек, прокладок, работа в емкостях, колодцах и на высоте, особенно в условиях обледенения в зимнее время; пропаривание трубопроводов; чистка внутренней поверхности аппаратов; ремонт электрооборудования, недостаточная освещенность. Вредными веществами на установке являются: нефть, легкие углеводородные газы и их смеси, химические реагенты. Основные опасности производства: возможность отравления при отборе проб газа, нефти, газоконденсата, при пропуске через фланцевые соединения или уплотнения насосов; возможность получения термических ожогов при непосредственном контакте с горячим оборудованием, с горячей водой, водяным паром, с огнем при ликвидации загорания, при попадании в зону огня; возможность поражения электрическим током при непосредственном контакте с неизолированными токоведущими проводами или оборудованием, находящимся под напряжением (двигатели насосов, вентиляторов и т.п.); возможность отравления парами нефтепродуктов, химреагентами, токсического поражения продуктами сгорания, получения травм и ожогов в результате образования взрывоопасных смесей и создания возможных аварийных ситуаций (при разгерметизации оборудования, разливе нефтепродуктов на открытой площадке, пожаре, взрыве). Недостаточная освещенность на наружной площадке и в производственных помещениях (блок-боксах насосных станций, печи). Несоблюдение требований техники безопасности и пожарной безопасности, нарушение правил эксплуатации оборудования, отказы в работе оборудования и систем управления процессом могут привести к несчастным случаям, пожару или взрыву, поэтому необходимо строго выполнять требования технологического режима, инструкций по технике безопасности, пожарной безопасности, строго осуществлять контроль за работой оборудования и системами управления процессом. Все работники установки должны применять средства защиты: спецодежду, специальная обувь, каски, защитные очки, перчатки, противогазы, автономные дыхательные аппараты (где это необходимо по правилам безопасного выполнения работ.) Работать в обуви, подбитой железными гвоздями или подковами, запрещается. Работать в открытой летней обуви (босоножках, сандалиях) запрещается. При производстве работ в местах, где возможно образование взрывоопасной смеси паров или газов с воздухом, во избежание искрообразования от ударов, запрещается применение ручных инструментов из стали. Инструмент должен быть из металла, не дающего искры при ударе (медь, латунь, бронза) или омеднен, а режущий стальной инструмент надлежит обильно смазать солидолом. Разлитые нефтепродукты должны немедленно убираться. Все вентиляционные устройства надлежит содержать в полной исправности, загромождать вентиляционные камеры посторонним предметами запрещается. Проверка состояния аппаратов, оборудования, трубопроводов, вентиляции, средств пожаротушения и сигнализации должна производиться обслуживающим персоналом установки перед каждой сменой. Запрещается эксплуатация трубопроводов, оборудования, аппаратуры при наличии неплотностей в соединениях, вызывающих загазованность помещения и территории. При обнаружении пропусков оборудование необходимо отключить, пропуски устранить. Аппараты, подлежащие вскрытию для внутреннего осмотра, очистки, ремонта, должны быть освобождены от продукта, отключены, провентилированы, отглушены от действующей аппаратуры и оборудования и проветрены. Необходимо постоянно следить за состоянием осветительной и силовой электропроводки. Необходимо исключить доступ к токоведущим частям оборудования (насосов), находящегося под напряжением, работникам, не имеющим допуска на эксплуатацию и ремонт вышеуказанного оборудования. Заземление оборудования, аппаратуры, трубопроводов должно содержаться в исправном состоянии. Перед пуском электродвигателей проверять исправность заземления и ограждений. Во время работы необходимо обеспечить постоянный контроль за соблюдением норм технологического режима. Работники установки должны постоянно следить за исправностью схем сигнализации, блокировок, системы ПАЗ, предусмотренных проектом.