
- •М.И. Самойлова, а.П. Леонтьев, а.И. Кожемяко оператор обезвоживающей и обессоливающей установки
- •М.И. Самойлова, а.П. Леонтьев, а.И. Кожемяко оператор обезвоживающей и обессоливающей установки
- •1. Квалификационная характеристика:
- •1. Введение
- •Глава 2.0. Физико-химические свойства нефти, газов и пластовых вод
- •2.1.Состав и свойства нефти
- •2.2. Нефтяные газы и их свойства.
- •2.3. Влагосодержание и гидраты природных газов. Состав гидратов природных газов.
- •2.4. Пластовые воды
- •Глава 3.0. Понятия о нефтяных эмульсиях.
- •3.1. Механизм разделения нефтяных эмульсий.
- •3.2. Необходимость обезвоживания нефти на месторождениях.
- •3.3.Понятие о реагентах-деэмульгаторах нефтяных эмульсий.
- •3.4.Технология применения деэмульгаторов в процессах промысловой подготовки нефти.
- •3.5. Оборудование для дозирования реагентов.
- •3.5.1. Блок бр-2,5
- •3.5.2. Установка нду-50/150
- •3.5.3. Блок реагентного хозяйства института Гипротюменнефтегаз
- •3.6. Требования, предъявляемые к деэмульгаторам.
- •3.7. Правила работы с реагентами-деэмульгаторами.
- •3.8. Методы разрушения эмульсий.
- •- Иметь хорошую смачиваемость водой, чтобы произошло сцепление глобул воды с фильтрующим веществом, разрыв межфазных пленок, и произошла коалесценции (слияние) капель воды;
- •3.9. Методы предотвращения образования эмульсий.
- •Глава 4. Система сбора и технология подготовки нефти и газа.
- •4.1. Системы совместного сбора и транспорта нефти и газа.
- •4.1.1. Кусты скважин
- •4.1.2. Основной и испытательный коллектор
- •4.1.3. Узлы ввода реагентов
- •4.1.4. Замерные установки
- •4.2. Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции (днс)
- •4.2.1. Принцип работы днс
- •4.2.2. Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (днс с упсв)
- •4.3. Описание принципиальной технологической схемы установки предварительного сброса воды (упсв)
- •4.4. Описание принципиальной технологической схемы установки подготовки нефти (упн)
- •4.4.1.Продукция нефтяных и газовых скважин – смесь,
- •4.4.2.Негерметизированная двухтрубная самотечная система
- •4.5. Требования, предъявляемые к качеству нефти при ее поставке нефтеперерабатывающим заводом.
- •Глава 5.0. Понятие об обезвоживании и обессоливании нефти. Методы обезвоживания и обессоливания нефти.
- •5.1. Последовательность процесса подготовки нефти.
- •5.2.Технология сепарации нефти.
- •5.3. Оборудование для отделения нефти от газа и свободной воды.
- •5.4. Сепарационные установки с предварительным отбором газа убс
- •5.5. Сепарационные установки с предварительным сбросом воды упс
- •5.6. Сепарационные установки с насосной откачкой типа бн
- •Глава 6. Технологические схемы обезвоживания и обессоливания нефти.
- •6.1. Требования безопасности при обслуживании установок подготовки нефти.
- •6.2. Дозирование пресной воды
- •Глава 7.0. Электрическое обезвоживание и обессоливание.
- •7.1. Вертикальные электродегидраторы
- •7.2. Шаровые электродегидраторы
- •7.3. Горизонтальные электродегидраторы
- •7.4. Принцип работы электродегидратора
- •Глава 8.0. Отстойники
- •8.1. Отстойники ог
- •8.2. Отстойники огжф
- •Глава 9.0. Огневые нагреватели объектов промысловой подготовки нефти
- •9.1. Трубчатые печи типа птб
- •9.2. Устройство трубчатой печи
- •9.3. Описание конструкции:
- •Технические характеристики
- •9.4. Принцип работы печи:
- •9.5. Преимущества конструкции:
- •9.6. Основные отличия печи трубчатой птб10э от печи птб-10а
- •Печь птб-10э-64
- •9.7. Описание конструкции печи птб-10э-64:
- •9.8. Принцип работы печи:
- •9.9. Пуск печи в работу
- •9.10. Ручной розжиг печи птб - 10
- •9.11. Остановка печи птб - 10
- •9.12. Требования безопасности при эксплуатации печи птб- 10
- •9.13. Требования безопасности при аварийной остановке печи птб – 10
- •Глава 10.0. Автоматизированный комплекс подогрева нефти акпн
- •10.1. Назначение
- •10.2. Устройство и принцип работы акпн
- •10.3. Система автоматизации акпн
- •Глава 11.0. Устройство, работа модули упн и ее составных частей
- •Глава 12.0. Путевые подогреватели нефти типа пп-1,6 / 1,6-1
- •12.1. Описание конструкции пп-1,6 / 1,6-1:
- •12.2. Принцип работы пп-1,6 (пп-1,6-1)
- •12.3. Подогреватель путевой пбт – 1,6м/мж/мк
- •12.4. Преимущества пбт-1,6м
- •12.5.Описание конструкции пбт-1,6м:
- •Технические характеристики
- •Глава 13. Подогреватель нефти с промежуточным теплоносителем типа ппт-02 г/ж
- •Глава 14.0. . Нефтегазоводоразделитель с прямым подогревом нгврп
- •14.1. Описание технологического процесса
- •14.2.Секция коалесценции и отстоя
- •14.3. Дополнительные возможности применения нгврп
- •Глава 15.0. Технологические схемы установок подготовки нефти
- •15.1. Установки с применением блочного оборудования
- •15.2 Установки подготовки нефти с использованием стационарного оборудования
- •15.3. Установки термохимической подготовки нефти.
- •15.4.Установки комплексной подготовки нефти
- •Глава 16.0.. Емкости для хранения нефти, газа и нефтепродуктов
- •16.1. Вертикальные и горизонтальные емкости
- •16.2. Резервуары для хранения нефти
- •16.3. Резервуары для хранения легких нефтепродуктов
- •16.4. Каплевидные (сфероидальные) резервуары
- •16.4. Сосуды цилиндрические горизонтальные для сжиженных углеводородных газов пропана и бутана
- •16.5. Емкости подземные горизонтальные дренажные типа еп и епп
- •Емкость подземная епп
- •16.6. Обслуживание и эксплуатация резервуаров.
- •16.7. Ремонт резервуаров.
- •16.9.Устранение дефектов резервуара без применения сварочных работ.
- •Глава 17.0. Безопасное ведение технологического процесса
- •17.1. Требования безопасности перед началом работы.
- •17.2. Требования безопасности во время работы.
- •17.3. Требования безопасности в аварийных ситуациях.
- •17.4. Требования безопасности по окончании работы.
- •Глава 18.0. Запорные устройства
- •18.1. Краны. Пробковый кран со смазкой типа кппс.
- •18.2. Краны шаровые.
- •18.3. Трехходовой кран.
- •18.4. Прямоточные задвижки. 18.4.1. Задвижка типа зм - 65х21 с ручным приводом.
- •18.4.3. Задвижка с ручным приводом типа змад.
- •18.2.4. Задвижки типов змс, змс1 и змадп с пневмоприводом.
- •18.3. Клиновые задвижки. 18.3.1. Задвижки клиновые стальные фланцевые зкс-40, зкс-50.
- •18.4. Вентили.
- •18.4.1. Вентиль игольчатый.
- •Глава 19.0. Обслуживание насосов
- •19.1. Основные характеристики насосов.
- •19.2. Принципы действия насосов.
- •19.3. Насосные блоки.
- •19.4. Назначение и основные характеристики насосов цнс.
- •19.5. Устройство и принцип работы насосов цнс.
- •19.6. Пуск насоса.
- •19.7. Требования безопасности при эксплуатации насоса.
- •19.8. Остановка насоса.
- •19.9. Основные неисправности и способы их устранения.
- •19.10. Перечень основных ремонтных работ насосов цнс, выполняемых оператором ооу, и порядок их выполнения.
- •19.10.1. Смена сальниковой набивки насоса.
- •19.10.2. Замена смазки.
- •19.10.3. Вскрытие и чистка фильтров на приеме насосов.
- •Глава 20. Требования, предъявляемые к обслуживанию сосудов
- •Контроль над техническим состоянием сосуда осуществляется:
- •20.1. Техническое освидетельствование сосудов
- •1. Перед внутренним осмотром и гидравлическим испытанием сосуд должен быть:
- •20.2. При гидравлическом испытании необходимо:
- •20.3. Аварийная остановка сосуда
- •20.4. Проведение ремонтов
- •Глава 21.0. Характеристика трубопроводов и транспортируемой продукции
- •21.1. Классификация промысловых трубопроводов
- •21.2.Технология сбора и транспорта продукции.
- •21.3. Основные технологические параметры.
- •21.4. Борьба с осложнениями
- •21.5. Отложения парафина, песка, окислов железа
- •21.6. Защита от коррозии
- •21.7. Замораживание трубопроводов
- •21.8. Техническое обслуживание и ремонт трубопроводов 21.8.1. Наружный осмотр трубопроводов
- •21.8.2. Контрольный осмотр
- •21.8.3. Ревизия трубопроводов
- •21.8.4. Диагностика трубопроводов.
- •21.8.5. Периодические испытания трубопроводов
- •21.8.6. Капитальный ремонт трубопроводов.
- •21.8.7. Приемка, пуск, остановка, консервация и демонтаж отдельных участков трубопроводов
- •21.8.8. Техническая документация трубопроводов
- •21.8.9. Безопасность работ при эксплуатации трубопроводов
- •22. Охрана окружающей среды
- •Глава 23. Контрольно измерительные приборы и автоматика.
- •23.1. Классификация измерений
- •23.2. Средства измерений
- •23.3. Выбор средства измерений
- •23.4. Приборы для измерения давления
- •23.5. Основные типы приборов для измерения давления
- •23.5.1. По принципу действия:
- •23.5.2. По способу выдачи сигналов измерения:
- •23.5.3. По назначению:
- •23.6. Манометры.
- •23.7. Вакуумметры
- •23.8. Приборы для измерения температуры
- •23.8.1. Основные типы термометров
- •23.8.2. Термометры расширения
- •23.8.3. Термометры и термоэлектрические пирометры
- •23.8.4. Термометры сопротивления
- •23.9. Измерение расхода жидкости и газа 23.9.1. Основные типы расходомеров
- •23.9.2. Метод переменного перепада давления.
- •23.10. Измерение уровня и применяемые для этого приборы
- •23.10.1. Классификация уровнемеров
- •23.10.2. Методы снятия показаний приборов
- •Глава 24. Учет нефти и нефтепродуктов
- •24.1. Учет расхода деэмульгатора
- •Глава 25. Промышленная безопасность и охрана труда
- •25.1. Понятие безопасности
- •Для выполнения условий (задач) обеспечения безопасности деятельности необходимо выбрать
- •25.2. Формирование опасностей в производственной среде
- •25.3. Опасности автоматизированных процессов
- •25.4. Производственный микроклимат и его влияние на организм человека
- •25.5. Влияние химических веществ
- •25.6. Влияние звуковых волн
- •25.7. Влияние вибрации
- •25.8. Взрывоопасность как травмирующий фактор производственной среды
- •25.9. Средства и методы защиты от шума и вибрации
- •25.14. Управление охраной труда на предприятии
- •25.15. Задачи управления охраной труда
- •25.16. Функции управления охраной труда
- •25.17. Объекты управления охраной труда
- •25.18. Информация в управлении охраной труда
- •25.19. Обеспечение безопасности технологических процессов.
- •25.20. Служба охраны труда на предприятии, ее функции и основные задачи
- •Самойлова Маргарита Ивановна
- •Кожемяко Александр Иванович оператор обезвоживающей и обессоливающей установки
- •625000, Тюмень, у. Володарского, 38
- •625027, Тюмень, ул. Киевская, 52
3.5.2. Установка нду-50/150
Для подачи небольших объемов неразбавленного реагента применяются установки НДУ-50/150. Установка состоит (рис.4) из насоса а с редуктором б, электродвигателя в, емкости для реагента г, трубки высокого давления д и форсунки е.
Техническая характеристика установки НДУ-50/150 приведена в табл.3.2.
Таблица 3.2
-
Производительность насоса, л/ч, при числе ходов плунжера в минуту - 50
- 150
0,006 – 0,120
0,30 – 2,160
Давление нагнетания, МПа (кгс/см2)
До 12,5 (125)
Диаметр плунжера, мм
10
Длина хода плунжера, мм
8
Объем емкости для реагента, м3
0,215
Масса (без масла и реагента), кг
86
На установке НДУ-50/150 используется одноплунжерный вертикальный насос, который крепится к корпусу редуктора. Плунжер 8 приводится в движение посредством пружины 9 при всасывании и кулачка 13 при нагнетании.
Электродвигатель устанавливается на плите 1. Реагент заливается через верхнюю горловину 3. В нижней части емкости имеется отстойник 2. Реагент через штуцер 4 отстойника, запорный кран 5 и трубку низкого давления 6 поступает на прием насоса. Подача реагента осуществляется через обратный клапан, трубку высокого давления д и форсунку е, устанавливаемую на трубопроводе 10.
На корпусе имеется штуцер 7, служащий для удаления воздуха из-под обратного клапана насоса, а также для замера с помощью бюретки уровня реагента в емкости и производительности насоса. Ступенчатое регулирование подачи насоса производится сменой кулачков. Кулачок с одним выступом обеспечивает подачу 0,006 – 0,120 л/ч при 50 ходах плунжера в минуту, кулачок с тремя выступами – в пределах 0,030 – 2,160 л/ч при 150 ходах в минуту.
Плавное регулирование подачи реагента осуществляется поворотом плунжера: при повороте вправо подача увеличивается, при повороте влево – уменьшается. Плунжер поворачивают с помощью зубчатого сектора, закрепленного на хвостовике плунжера. Зубчатый сектор находится в зацеплении с зубчатой рейкой регулятора подачи 12. Для предварительной установки подачи насоса необходимо вывести из зацепления рейку и повернуть плунжер в положение, соответствующее требуемой подаче. При тонкой регулировке рейка и сектор приводятся в движение вручную поворотом винта регулятора. После окончательной регулировки винт регулятора фиксируется с помощью стопорного винта 11.
3.5.3. Блок реагентного хозяйства института Гипротюменнефтегаз
Для подачи значительных объемов реагента на групповых замерных установках, дожимных насосных станциях и на установках подготовки нефти институтом Гипротюменнефтегаз разработал блок реагентного хозяйства, который приспособлен для работы в суровых климатических условиях Западной Сибири (рис.3.5).
Блок реагентного хозяйства предназначен для разогрева реагента до 50 – 80 0С с целью снижения его вязкости и подачи его дозировочным насосом в нефтепровод.
В состав блока реагентного хозяйства входят: теплоизолированная будка с санями; электронагревательный аппарат с контрольной, предохранительной и запорной арматурой; дозировочные насосы НД-10/100 с электродвигателями во взрывозащищенном исполнении (ВЗГ); тележки для загрузки в нагревательную камеру бочек с реагентом и выгрузки их; пусковая электроаппаратура.
Рис. 3.4. Схема установки НДУ 50/150
Устройство и принцип работы блока реагентного хозяйства следующие.
Теплоизолированная будка 9 (рис.3.4), внутри которой смонтировано все оборудование реагентного хозяйства, разделена промежуточной герметичной панелью на две части: нагревательную камеру а и щитовое помещение б. Будка 9 смонтирована на санях 11.
В нагревательной камере монтируется электронагревательный аппарат 13 и дозировочные насосы 1 с индивидуальным электродвигателем 3. Дозировочные насосы отделены от электронагревательного аппарата экраном из листовой стали. Для регулирования температуры в насосном отсеке в экране предусмотрена заслонка.
Блок реагентного хозяйства имеет следующую техническую характеристику (табл.3.3):
Таблица 3.3
-
Производительность дозировочного насоса, л/ч
10
Давление, МПа (кгс/см2).
10 (100)
Диаметр плунжера, мм
12
Число ходов плунжера в минуту
100
Мощность электродвигателя, кВт
0,27
Мощность, потребляемая нагревателем, кВт
До 3,8
Рабочее напряжение, В
380
Сила тока, А
8 – 12
Объем воды, заливаемой в аппарат, л
12
Число бочек с реагентом, загружаемых в блок
2
Емкость бочки, л
200
Габариты блока, мм
350х1600х1915
Масса блока, кг
1674
Над электронагревательным аппаратом располагаются на рельсах тележки 6 для установки двух бочек 7 с реагентом и загрузки их в нагревательную камеру блока. При загрузке и выгрузке бочек из нагревательной камеры используется приставка 4. В щитовом помещении устанавливаются распределительный щит 10 и пусковая электроаппаратура. Электронагревательный аппарат состоит из трубы 14 с тремя приваренными к нему патрубками для ввода электродов 12.
С целью увеличения поверхности нагрева аппарата в трубу 14 вварены девять труб 15, с другой стороны приваренных к поперечной трубе 5. По этим трубам циркулирует пар, образующийся в трубе 14 при нагревании воды от электродов. Поперечная труба 5 связана с трубой 14 трубкой 16 для слива конденсата.
Электрод представляет собой медный стержень с припаянной к нему пластиной из нержавеющей стали. Пластина находится в воде, залитой в нагревательный аппарат.
К электродам с распределительного щита 10 с помощью магнитного пускателя подается электрический ток, и вода в аппарате нагревается. Электропроводность воды, а, следовательно, и ее температура зависят от содержания в ней растворенных солей.
Рис.3.5. Блок реагентного хозяйства института Гипротюменнефтегаз
В случае необходимости для увеличения электропроводности воды допускается добавлять в нее соль. Пар, образующийся при кипении воды, циркулирует по трубам аппарата. За счет тепла, излучаемого трубами, нагреваются бочки с реагентом, загруженные в нагревательную камеру.
На электронагревательном аппарате монтируются: кран для слива воды из аппарата, заливная горловина, электроконтактный манометр ЭКМ-1, предохранительный пружинный клапан, отрегулированный на давление 0,17 МПа.
Обслуживание блока реагентного хозяйства в основном сводится к контролю за уровнем воды в нагревательном аппарате и к загрузке в аппарат новой бочки с реагентом после опорожнения ранее загруженной. Перед загрузкой бочки в ее 19-мм горловину ввинчивают заборное устройство с мерным стеклом, а в 50-мм горловину – сапун 8. После загрузки бочки в камеру шланг приемной линии 2 насоса с помощью накидных гаек соединяют с заборным устройством. В это время дозировка реагента по выкидной линии 17 насоса осуществляется из второй бочки, которая находилась на прогреве. Однако, как бы не была совершенна схема подачи деэмульгатора, положительных результатов в процессе подготовки нефти можно добиться только при правильном подборе реагента, месте его дозирования и рациональном расходе.