- •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 16.0.. Емкости для хранения нефти, газа и нефтепродуктов
16.1. Вертикальные и горизонтальные емкости
Значительную группу оборудования технологических установок и объектов нефтезаводского хозяйства составляют цилиндрические сосуды, не имеющие или снабженных весьма несложными устройствами (пустотелые аппараты). Назначение, рабочие условия и размеры аппаратов этой группы чрезвычайно разнообразны (рис. 16.1 а, б.).
Рис.16.1.а. Вертикальный цилиндрический резервуар
Рис.16.1.б. Горизонтальный цилиндрический резервуар
На основании общих требований для сосудов работающих под давлением разработаны нормали на пустотелые аппараты (приемники), работающие под давлением до 4,0 МН/м2 и при температуре не выше 250оС. Нормализованы внутренние диаметры аппаратов D (от 800 до 6400 мм), толщины стенок от 8 до 36 мм, а также номинальные объемы емкостей (от 0,01 до 100 м3).
По назначению аппараты (приемники) подразделяются: а) приемники для воздуха; б) приемники для газов; в) приемники для жидкостей; г) монжусы.
Приемники изготавливают, из спокойной мартеновской стали с ограниченным содержанием серы и фосфора.
На емкости для легких бензиновых фракций (плотности не менее 0,65 при t = 20 оС) и сжиженных газов разработана особая нормаль, учитывающая “Правила безопасности при хранении и транспорте сжиженных газов”. Эта нормаль распространяется на стальные сварные горизонтальные емкости, предназначенные для хранения указанных выше продуктов при температуре не выше 50 оС и не ниже минус 40 оС. Если температура в аппарате может опускаться ниже 40 оС, аппараты выполняют из качественной стали 15К.
Емкости для легких бензиновых фракций рассчитывают на избыточное давление 0,1 - 0,2 МН/м2 и проверяют на устойчивость цилиндрической формы при полном вакууме; прибавка на коррозию 2 мм. Емкости для бутана рассчитывают на избыточное давление 0,7 МН/м2 и проверяют на устойчивость при полном вакууме; прибавка на коррозию 2 мм. Емкости для пропана рассчитывают на 1,7 МН/м2; прибавка на коррозию 4 мм.
Емкости должны быть оборудованы специальным указателем уровня, предохранительными клапанами, устройствами для отбора проб, незамерзающим спускным устройством, термометром, штуцерами для вентиляции, люком для внутреннего осмотра, внутренними стремянками.
Для ослабления действия солнечного нагрева емкости окрашивают красками, отражающими солнечные лучи (алюминиевая краска и др.), покрывают изоляционными материалами и устраивают защитные продуваемые навесы.
Емкости для сжиженных газов устанавливают на бетонных постаментах, высота которых обеспечивает подпор на приеме насоса.
16.2. Резервуары для хранения нефти
Цилиндрические резервуары. Хранение нефтепродуктов на нефтеперерабатывающих заводах производится в резервуарах - стальных, железобетонных, бетонных с облицовками для создания герметичности стен и днища, и в амбарах (ямах).
По отношению к поверхности земли резервуары могут быть наземными, полуподземными и подземными.
В наземных резервуарах днище расположено выше поверхности земли и установлено на фундаменте.
Подземными называются заглубленные резервуары, в которых высший уровень нефтепродукта, при полном заполнении резервуара, находится на 0,2 м ниже планировочной отметки прилегающей территории.
Стальные наземные резервуары строятся следующих конструкций: вертикальные, горизонтальные, шаровые и специальных конструкций (резервуары с плавающими крышами, с дышащими крышами и др.).
Наиболее широко распространены цилиндрические вертикальные резервуары с плоским днищем и конической крышей типа 1 (рис. 1.2), рассчитанные на избыточное внутреннее давление в газовом пространстве 2 кПа (200 мм вод. ст.) и разрежение 0,25 кПа (25 мм вод. ст.) и типа 11 (рис.2.3), рассчитанные на давление и разрежение 0,25 кПа (25 мм вод. ст).
В настоящее время на нефтегазоперерабатывающих заводах применяются стальные вертикальные резервуары с условной емкостью 100, 200, 300, 400, 700, 1000, 2000, 3000, 10 000, 15 000, 20 000, 30 000 и 50 000 м3.
Рис.16.2. Резервуары сварные вертикальные цилиндрические, изготовляемые рулонным методом. I – типа
Рис.16.3. Схема резервуара малой емкости. II – типа
1 – кольцо; 2 – обвязочный уголок 50х50х5; 3 – стропила
Для районов со значительными снеговыми нагрузками и большим скоростным напором ветра, вечной мерзлотой, сейсмичностью выше 8 баллов и расчетной температурой ниже минус 50 оС резервуары и основания под них изготовляют по специальным проектам. Для южных районов применяют резервуары с плавающим понтоном и стационарным покрытием, которые значительно уменьшают потери от испарения хранимого продукта. Резервуары с плавающей крышей вместимостью 100 – 5000 м3 предназначаются для хранения продуктов с высокой упругостью паров в южных районах страны. Они изготавливаются из рулонных заготовок корпуса и днища или методом полистовой сборки. В обеих вариантах настил покрытия монтируется и сваривается из отдельных листов непосредственно на резервуаре.
Резервуары полистовой сборки применяется только в исключительных случаях в отдельных районах страны, куда по транспортным условиям затруднена доставка крупногабаритных рулонных заготовок.
Резервуары вместимостью 2 – 5 тыс. м3, сооружаемые в районах со скоростным напором ветра 55 кгс/м2, внутри корпуса на уровне низа стропильных ферм имеют кольца жесткости.
Резервуары с конусной крышей рассчитаны на следующие нагрузки:
- давление в газовом пространстве резервуар-2кПа (200 мм вод. ст.);
- допускаемый вакуум – 0,25 кПа (25 мм вод. ст.);
- снеговая нагрузка - 100 кгс/м2,
- нагрузка от термоизоляции кровли, - 45 кгс/м2;
- скоростной напор ветра – 30 – 36 кгс/м2.
Корпус и днище резервуаров для нефтепродуктов и воды для эксплуатации при температуре до - 40оС изготавливаются из мартеновской спокойной стали ВСт.3сп улучшенного раскисления, для эксплуатации при температуре до - 65оС изготавливаются из низколегированной стали 09Г2С.
Резервуары со сферической кровлей имеют вместимость от 10 до 50 тыс.м3, рассчитаны на хранение продуктов при повышенном внутреннем давлении от 10 до 25 кПа и вакууме до 1 кПа (100 мм вод. ст).
Емкости для хранения газообразных продуктов называют газгольдерами. Различают газгольдеры постоянного и переменного объема.
Газгольдеры постоянного объема представляют собой резервуары, рассчитанные на давление 2 – 2,5 МН/м2 (в некоторых случаях и на более высокое давление). Изменение количества хранимого в них газа приводит к уменьшению давления внутри газгольдера.
Газгольдеры переменного объема обычно работают при давлении не более 0,065 МН/м2. Их подразделяют на сухие и мокрые. Мокрые газгольдеры представляют собой колокол, плавающий в водяном бассейне. По мере уменьшения количества хранимого газа колокол опускается в бассейн, при этом внутренний его объем соответственно уменьшается.
Мокрые газгольдеры, согласно типовым проектам, изготовляют от 100 до 30 000 м3. Сухой газгольдер имеет перемещающуюся вертикально крышу, связанную со стенками гибкой мембраной или имеющую на краю уплотняющий сальник.