- •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
16.9.Устранение дефектов резервуара без применения сварочных работ.
Некоторые дефекты резервуаров (небольшие коррозионные повреждения и мелкие трещины сварных швов кровли, верхних поясов стенки, днища) могут быть устранены без применения сварочных работ. Для этого используются эпоксидные клеевые составы холодного отверждения, полимеризующиеся при температуре окружающей среды от 278 оК и выше. Обычно время отверждения составляет 24 ч. Для ускорения отверждения отремонтированный участок подогревают до 60 – 100 оС, за счет чего сокращается время отверждения до 2 – 4 ч.
Рекомендуемый состав эпоксидного клея (вес. частей):
1) эпоксидная смола ЭЛ – 1б 100
2) пластификатор (дибутилфталат) 18 – 20
3) отвердитель (полиэтиленполиамин) 12 - 15
4) наполнитель (алюминиевая пудра) 30 – 40
Подлежащий ремонту участок очищают с перекрытием дефекта на 40 – 80 мм в каждую сторону металлической щеткой, напильником или наждачной бумагой и обрабатывают бензином. Перед нанесением состава участок обезжиривают ацетоном. Мелкие трещины и отверстия могут быть ликвидированы без армирующего материала путем покрытия дефектного участка слоем клея толщиной 0,15 мм.
На крупный дефектный участок наносят слой клея, на который накладывают армирующий материал (стеклоткань, бязь и т.д.), который в свою очередь, покрывают слоем клея. Армирующих слоев наносят не менее двух, причем каждый верхний слой должен перекрывать нижний на 20-30 мм. На верхний армирующий слой наносят слой клея, затем лакокрасочное покрытие. Каждый слой уплотняют металлическим роликом для удаления воздуха. По окончании работ отремонтированный участок выдерживают при температуре 15 – 25 оС в течение 48 ч.
Если днище или первый пояс резервуара подвержены сплошной коррозии или имеют групповые каверны, на пораженные участки наносят сплошное армирующее покрытие по специальной технологии.
Если известными технологиями покрытия поверхностей различными красками и клеевыми композициями необходимого эффекта достичь не удается, предлагается метод металлизации (покрытие цинком) внутренних поверхностей резервуаров. Новый способ предусматривает покрытие слоем цинка поверхностей толщиной 0,2 мм. Покрытие производится методом напыления расплавленного металла с предварительной обработкой поверхности кварцевым песком.
Опыт эксплуатации резервуаров для хранения нефти показывает, что наиболее интенсивно наблюдается коррозия на границах вода-углеводороды, углеводороды-воздух. Днище и нижние пояса резервуаров разрушаются в результате разделения эмульсии и накопления воды. Отстоявшаяся вода содержит соли, что способствует усилению язвенной коррозии. Коррозия днища бывает настолько значительной, что его приходится заменять новым.
Замена днища осуществляется следующим образом. Резервуар освобождается от продукта, очищается от механических осадков, пропаривается, затем отсоединяются подводящие трубопроводы. В первом поясе корпуса вырезаются монтажные «окна» размером 2000 х 1500 мм. Резервуар поднимается от основания на высоту 150 – 200 мм с помощью гидравлических домкратов. Для этого в местах установки домкратов привариваются к корпусу резервуара вертикальные ребра на расстоянии 0,4 м от основания. Расстояние между ребрами 2,0 - 2,5 м, число их зависит от размеров поднимаемого резервуара (обычно используется 8 – 10 домкратов). Днище разрезается на отдельные участки, которые отрезаются от корпуса по периметру снаружи и внутри резервуара. Отрезанный металл удаляется из резервуара. Нивелируется и исправляется основание с последующим покрытием гидрофобным изолирующим слоем. Через монтажное окно подаются заготовленные листы днища и окрайки. Днище и окрайки собираются и свариваются в два слоя. Корпус резервуара опускается на окрайки, и завариваются круговые швы, прикрепляющие первый пояс корпуса к днищу. Затем завариваются швы, прикрепляющие окрайки к полотну днища.
Если нет необходимости заменять днище целиком, его ремонтируют. Ремонт заключается в устранении трещин и выпучен. Концы трещины засверливаются сверлом диаметром 6 – 8 мм, затем осуществляется разделка трещины обычным способом, устанавливается накладка и трещина заваривается.
Над выпучиной вырезается отверстие диаметров 20 – 25 см и в полость между основанием и днищем нагнетается и трамбуется вибраторами гидрофобная смесь, состоящая из песка и вяжущего вещества - малосернистого мазута. После прекращения усадки трамбуемой массы на вырезанное отверстие укладывается накладка диаметром 30 - 35 см и обваривается. Таким способом исправляются, выпучены высотой до 200 мм.
Если высота выпучены более 200 мм, то сварные швы в районе выпучены, распускаются и удаляются деформированные листы. Удаленные листы заменяются новыми, которые подгоняются к листам полотна днища в нахлестку по коротким и длинным кромкам, а затем привариваются.
Все сварные соединения, выполненные в период ремонтных работ, подвергаются 100%-ному контролю на герметичность вакуум методом или керосиновой пробой.
Отремонтированные участки сварных стыковых соединений окраек днища и вертикальных стыковых соединений первого пояса и 50% соединений второго, третьего и четвертого поясов (преимущественно в местах пересечений этих соединений с горизонтальными сварными швами) подвергаются 100% контролю просвечиванием (рентгена - или радиографированием).
После окончания гидравлического испытания резервуара и спуска воды для проверки качества отремонтированного основания (равномерность осадки) проводится нивелирная съемка по периметру резервуара не менее чем в восьми точках и не реже чем через 6 м.
После выполнения комплекса окончательных испытаний и при отсутствии дефектов в виде свищей, трещин, вмятин или значительных деформаций, превышающих допустимые согласно СНиП 111-18-75, испытание считается законченным и в установленном порядке составляется акт о сдаче резервуара в эксплуатацию.