- •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
15.2 Установки подготовки нефти с использованием стационарного оборудования
До последнего времени строились установки подготовки нефти с использованием не блочного, а стационарного оборудования. Поэтому большинство действующих установок по подготовке нефти укомплектовано стационарным оборудованием. Основные отличия таких установок от установок с блочным оборудованием следующие:
1) процесс сепарации завершается до поступления нефтяной эмульсии на установку;
2) нефтяная эмульсия подается на установку из сырьевых резервуаров или резервуаров с предварительным сбросом воды при помощи насосов, напор которых подбирается с таким расчетом, чтобы всю продукцию пропустить через технологическую цепочку установки; в некоторых случаях применяются дополнительные насосы для стабилизационного блока;
3) применяется теплообменное оборудование для передачи тепла от более горячей подготовленной нефти к более холодной сырой нефти, поступающей на установку;
4) для получения обессоленной нефти в технологическую схему подключаются электродегидраторы или отстойники;
5) для стабилизации нефти (при этом получаются также сжиженные газы и нестабильный бензин) в схеме предусматривается нефтестабилизационная колонна. Однако в последнее время стабилизационные колонны не монтируются.
В зависимости от требуемой глубины подготовки нефти применяются следующие виды стационарных установок:
1) установки по термохимическому обезвоживанию нефти (ТХУ);
2) установки по электрическому обессоливанию нефти (ЭЛОУ);
3) установки комплексной подготовки нефти (УКПН), на которых помимо обезвоживания и обессоливания осуществляется и стабилизация нефти.
Установки по электрообессоливание нефти в последнее время отдельно не строятся, а входят в состав УКПН.
15.3. Установки термохимической подготовки нефти.
На нефтяных месторождениях установки термохимической подготовки нефти получили наибольшее распространение. Принципиальная схема такой установки показана на рис. 15.3.
Рис. 15.3. Технологическая схема термохимической установки подготовки нефти:
1 – сырьевой резервуар; 2 – насос; 3 – теплообменник; 4 – печь; 5 – отстойник; 6 – резервуар готовой нефти. Линии: I – сырая нефть; II – готовая нефть; III – дренажная вода; IV – ввод реагента в поток; V – ввод дренажной воды
В технологическую схему ТХУ обычно входят сырьевые резервуары или резервуары с предварительным сбросом воды, центробежные насосы, теплообменники, нагревательные печи, отстойники и резервуары для подготовленной нефти. Принцип работы установки заключается в следующем.
Нефтяная эмульсия I из сырьевого резервуара или резервуара с предварительным сбросом воды 1 насосом 2 через теплообменник 3 поступает в печь 4, где нагревается до температуры, необходимой для разрушения нефтяной эмульсии. Из печи 4 нефтяная эмульсия поступает в отстойник 5, где нефть отделяется от воды. После отстойника нефть проходит через теплообменник 3, отдает часть тепла поступающей на установку сырой нефти и поступает в резервуар 6 готовой нефти для последующего транспорта по магистральному нефтепроводу.
Химический реагент, в отличие от установок с использованием блочного оборудования, подается по линии IV или перед сырьевыми резервуарами (резервуарами с предварительным сбросом воды) или перед сырьевыми насосами.
Часть горячей воды, содержащей реагент, после отстойника 5 может быть возвращена на установку и подана по линии V в поток перед резервуарами с предварительным сбросом воды. Остальная часть отделившейся в отстойнике 5 воды поступает на установку по подготовке сточных вод.
В качестве сырьевых резервуаров на установках ТХУ применяются вертикальные стальные резервуары типа РВС емкостью от 700 до 10000 м3. Резервуары с предварительным сбросом свободной воды оборудуются распределительными маточниками и переливными трубами. Наиболее широко применяются резервуары с предварительным сбросом свободной воды, разработанные институтом ТатНИПИнефть.
Резервуар состоит (рис. 15.4) из днища, стенок и крыши. В нижней части резервуара имеются три патрубка, к которым присоединяются внешние и внутренние коммуникационные линии обводненной нефти 1, отделившейся воды 5 и нефтяной эмульсии 7 после отделения свободной нефти. К подводящей линии обводненной нефти присоединяются радиальные отводы 2 для подачи обводненной нефти в перфорированные распределительные трубы 3, которые располагаются обычно по периферии на уровне 0,5 – 1,0 м от днища. Ко второму патрубку присоединяется сливная труба 7 с воронкой 4 и к третьему – переливная труба 6 с воронкой 4 и уравнительной трубой 8.
Принцип работы резервуара с предварительным сбросом воды заключается в следующем: нефтяная эмульсия после окончательного отделения от нее газа в концевых сепараторах поступает в резервуар через отверстия в распределительных трубах. В резервуаре происходит расслоение свободной воды и нефти. Свободная пластовая вода, имеющая большую плотность, оседает вниз, а нефть со связанной эмульсионной водой всплывает вверх.
При поддержании границы раздела вода – нефть выше отводов эмульсионная нефть проходит через толщу воды, которая содержит некоторое остаточное количество реагента, что способствует наиболее полному удалению свободной воды из нефтяной эмульсии. Отстоявшаяся вода по мере ее накопления автоматически сбрасывается через переливную трубу 6, а нефтяная эмульсия сливается по трубе 7 и поступает на прием насоса установки.
Рис. 15.4. Резервуар с предварительным сбросом воды конструкции ТатНИПИнефть:
1 – линия обводненной нефти; 2 – радиальный отвод; 3 – распределительная труба; 4 – воронка; 5 – линия отделившейся воды; 6 – переливная труба; 7 – сливная труба; 8 – уравнительная труба