- •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
Глава 3.0. Понятия о нефтяных эмульсиях.
На разных стадиях разработки нефтяных месторождений содержание воды в нефти может быть различным: в начальной стадии может добываться практически безводная нефть, затем количество воды в добываемой нефти постепенно увеличивается и на конечных стадиях разработки месторождения может достигать 90% и более. Вода в нефти появляется вследствие поступления к забою скважины подстилающей воды или воды, закачиваемой в пласт с целью поддержания давления. При движении нефти, и пластовой воды по стволу скважины и нефтесборным трубопроводам происходит их взаимное перемешивание, а в результате перемешивания — дробление. П роцесс дробления одной жидкости в другой называют диспергированием. В результате диспергирования одной жидкости в другой образуются эмульсии. Под эмульсией понимают такую смесь двух взаимно не растворимых (или очень мало растворимых) жидкостей, одна из которых диспергирована в другой в виде мелких капелек (глобул). Диспергированную жидкость называют внутренней, или дисперсной фазой, а жидкость, в которой она находится, — дисперсионной, или внешней средой. Нефтяные эмульсии бывают двух типов: вода в нефти (В/Н) и нефть в воде (Н/В). Почти все эмульсии, встречающиеся при добыче нефти, являются эмульсиями типа вода в нефти (В/Н). Содержание пластовой воды в таких эмульсиях колеблется в широких пределах: от десятых долей процента до 90% и более. Эмульсии типа нефть в воде (В/Н) (в пластовой воде диспергированы капельки нефти), встречающиеся в нефтепромысловой практике значительно реже, обычно содержат менее 1% нефти (в среднем 1000 мг/л). Для образования эмульсии недостаточно только перемешивания двух несмешивающихся жидкостей. Если взять чистую воду и чистую нефть, то сколько бы мы их ни перемешивали, эмульсия не образуется. Чтобы она образовалась, необходимо наличие в нефти особых веществ — природных эмульгаторов. Такие природные эмульгаторы в том или ином количестве всегда содержатся в пластовой нефти. К нам относятся асфальтены, смолы, нефтерастворимые органические кислоты и другие мельчайшие механические примеси, как ил и глина. В процессе перемешивания нефти с пластовой водой и образования мелких капелек воды частицы эмульгирующего вещества на поверхности этих капелек (или, как обычно принято говорить, на поверхности раздела фаз) образуют пленку (оболочку), препятствующую слиянию капелек. На рис.1 схематически изображена такая пленка на поверхности глобулы воды. С явлением образования пленки на поверхности глобулы воды связывают процесс «старения» эмульсии. Под процессом старения понимают упрочнение пленки эмульгатора с течением времени. Процесс старения эмульсии может протекать быстро или медленно от нескольких часов до 3-4 дней. Обычно первоначально этот процесс идет очень интенсивно, но по мере насыщения поверхностного слоя глобул эмульгаторами замедляется или даже прекращается. По истечении определенного времени пленки вокруг глобул воды становятся очень прочными и трудно поддаются разрушению. В зависимости от размера капелек воды и степени старения нефтяные эмульсии разделяются на три вида:
- легкорасслаивающиеся;
- средней стойкости;
- стойкие.
В легкорасслаивающихся эмульсиях обычно большинство глобул крупные — размером от 50 до 100 мкм, в то время как стойкие эмульсии содержат в основном мелкие глобулы размерами от 0,1 до 20 мкм. Эмульсии средней стойкости занимают промежуточное положение. Кроме отмеченных выше условий на, стойкость водонефтяных эмульсий влияют и некоторые другие факторы: температура, содержание парафина, условия образования эмульсии количество и состав эмульгированной воды и др.
Основными характеристиками нефтяных эмульсий являются: агрегативная устойчивость, вязкость, размер эмульгированных глобул водной фазы.
Устойчивость эмульсий – это способность в течение определенного времени не разрушаться и не разделяться на две несмешивающиеся фазы.
Вязкость эмульсий зависит от содержания воды и наибольшая вязкость эмульсий для сырой нефти любых сортов приблизительно равна вязкости сырой нефти, умноженной на коэффициент 1,3; 1,8; 2,7; 4,1 для эмульсий, содержащих соответственно 10, 20, 30, 40% воды.
С повышением температуры вязкость нефти уменьшается, что способствует снижению стойкости эмульсии. С понижением температуры из нефти выделяются кристаллики растворенного в ней парафина, который накапливается на оболочке глобулы и увеличивает ее прочность. Поэтому эмульсии нефти, содержащей парафин, в зимних условиях имеют большую устойчивость. Интенсивность перемешивания нефти с водой при добыче также влияет на стойкость эмульсии. При фонтанном способе добычи нефти в результате постепенного выделения газа в подъемных трубах и соответственного увеличения скорости потока могут образоваться весьма стойкие эмульсии. Дополнительное перемешивание нефти происходит при резких поворотах потока в фонтанной арматуре и при прохождении через штуцеры. Степень диспергирования капель воды при прохождении через штуцер тем больше, чем больше перепад давления в штуцере. При газлифтном способе добычи нефти условия для образования эмульсий примерно те же, что и при фонтанной добыче. Образование эмульсий при газлифтном способе происходит в основном в месте ввода рабочего агента в насосно-компрессорные трубы. Эмульсии, образующиеся при газлифтном способе добычи нефти, также отличаются стойкостью. При глубинно-насосной эксплуатации скважин эмульгирование нефти происходит в узлах клапана, в паре плунжер — цилиндр и в подъемных трубах при возвратно-поступательном движении насосных штанг. При использовании погружных электроцентробежных насосов перемешивание продукции скважины происходит в рабочих колесах насоса, а также при турбулентном движении смеси в подъемных трубах. Стойкость эмульсии при добыче нефти глубинными штанговыми насосами значительно ниже, чем при эксплуатации погружными электроцентробежными насосами, но она может повышаться в обоих случаях при малом к. п. д. оборудования. Особенно сильное влияние на стойкость эмульсии при насосной эксплуатации оказывают неисправности оборудования — пропуски в насосах через неплотности, изношенные участки. В случае пропуска жидкости в клапанных узлах за счет давления столба жидкости над клапаном истечение жидкости происходят с большой скоростью, что вызывает турбулизацию и эмульгирование нефти. Особенно сильное эмульгирование происходит при наличии зазора плунжера. Немалую роль в повышении стойкости эмульсий играет также и наземное оборудование - это система нефтесборных труб, распределительные коллекторы групповых замерных установок, штуцеры, задвижки, клапаны, уголки, тройники и сепараторы.