- •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
19.3. Насосные блоки.
В процессе сбора и подготовки нефти, когда давления жидкости (нефти, воды, эмульсии) уже недостаточно для ее дальней транспортировки приходится использовать специальное оборудование – насосы. Наибольшее применение на объектах добычи и подготовки нефти для перекачки жидкости нашли центробежные секционные насосы типа ЦНС.
Для защиты от воздействия климатических явлений (холода, дождей, ветра и т.п.) и удобства обслуживания насосное оборудование располагается в специальных помещениях, изготавливаемых в блочном исполнении. Поскольку процесс подготовки и перекачки нефти в основном непрерывный на объектах должны находиться резервные насосы для работы в случае отказа основных. Таким образом, в насосном блоке расположено два или несколько насосов и оборудование для их нормального функционирования.
Насосный блок включает в себя:
несколько насосов;
систему вентиляции;
систему контроля технологических параметров;
систему сбора утечек жидкости;
систему раннего обнаружения и тушения пожаров;
систему отопления.
Каждый насос имеет электродвигатель, выполненный во взрывозащищенном исполнении. Насос и электродвигатель размещаются, как правило, на металлической сварной раме и соединяются между собой с помощью полумуфт.
Вентиляция в насосном блоке приточно-вытяжная, причем сочетаются как искусственная, так и естественная вентиляция. Помещение насосной станции оборудуется одним или несколькими вентиляторами с электродвигателями. Для обеспечения естественной вентиляции в крыше насосного блока предусматривают отдушины, закрывающиеся колпаками для предотвращения попадания влаги. Загазованный воздух из помещения насосной станции отводится от вентилятора по воздуховоду, выход которого устанавливают на 1-1,5 м выше крыши помещения насосной.
Для автоматического контроля над работой насосов служит система контроля технологических параметров, которая оборудуется первичными и вторичными датчиками, с выводом показаний приборов на пульт управления, находящийся обычно в помещении обслуживающего персонала. Система контроля включает:
контроль над состоянием газовоздушной смеси в помещении;
контроль над температурой подшипников насосов и электродвигателей;
контроль над давлением в приемной и нагнетательной линиях насосов;
Параметры работы насосов могут регулироваться как в ручном, так и в автоматическом режиме. Для защиты насосов при отклонении рабочих параметров от регламентных значений предусмотрена система блокировки, которая исключает случайный запуск насоса в случае аварийной остановки. Запуск насосов после аварийной остановки производится только после устранения неполадки и снятия блокировки на щите контрольно-измерительных приборов и аппаратуры.
Для предотвращения движения жидкости через насосы в обратную сторону на выкиде насосов установлены обратные клапана и задвижки с электроприводом. В случае отклонения параметров работы насосов от режимных происходит автоматическое отключение насосов, срабатывает звуковая и световая сигнализация, и электроприводные задвижки на выкиде закрываются.
Система сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 – 16 м3, оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней.
Система раннего обнаружения и тушения пожаров включает в себя:
1. пожарную сигнализацию;
2. пожарный водоем или емкость;
3. пожарный насос (на больших объектах монтируется отдельный блок пожарных насосов);
4. систему пожарных трубопроводов для подачи воды;
5. пеногенераторы.
Система раннего обнаружения и тушения пожаров работает следующим образом. В случае возникновения пожара в помещении насосного блока в датчиках пожарной сигнализации перемыкаются контакты, что отражается на вторичном приборе - включается звуковая и световая сигнализация. Вторичный прибор устанавливают в помещении обслуживающего персонала. От вторичного прибора автоматически подается сигнал на пожарные насосы, которые включаются и осуществляют подачу раствора пенообразователя в помещение насосной станции на пеногенераторы. При прохождении пенообразователя через сетки пеногенераторов жидкость дробится и образуется пена, которая заполняет помещение насосного блока. Пена, заполняя помещение, вытесняет кислород, тем самым, предотвращая горение. Однако по следующим причинам автоматическое включение пожарных насосов используют редко.
1. В помещении насосного блока находится электрооборудование, работающее под высоким напряжением, и подача жидкости пенообразователя может вызвать замыкание.
2. При отсутствии прохода жидкости по пожарному трубопроводу вследствие засорения, замораживания или случайно закрытой задвижки на линии, может произойти разгерметизация трубопровода.
Поэтому при использовании автоматической системы пожаротушения необходимо осуществлять жесткий контроль над ее состоянием и готовностью к работе (особенно в зимнее время).
При получении сигнала о пожаре на объекте, где включение системы пожаротушения осуществляется вручную, оператор ООУ должен:
1. по возможности вывести насосный блок из работы;
2. при необходимости обесточить насосный блок;
3. включить систему пожаротушения от кнопки, выведенной на пульт управления насосным блоком, или запустив пожарные насосы вручную;
4. убедиться в работоспособности системы пожаротушения, при возникновении неисправностей устранить их.
На объекте должны проводиться испытания системы пожаротушения по графику, установленному руководством предприятия и согласованному с пожарной охраной. Так же помещение насосного блока должно быть снабжено первичными средствами пожаротушения в количестве, предусмотренном «Правилами пожарной безопасности» и в зависимости от площади помещения.
Отопление помещения насосного блока используется, как правило, в зимний период (при отрицательных температурах). Применяется в основном два вида отопления:
1. электрические обогреватели;
2. водяное отопление.
Режим работы электрообогревателей регулируется с помощью манометрического термометра, по которому заранее задается тепловой диапазон. Водяное отопление используют при наличии в непосредственной близости от объекта, где находится насосный блок котельной. Поэтому использование водяного отопления встречается редко, хоть оно и безопасней электрического.
Так как перекачиваемая насосами жидкость (нефть, нефтяная эмульсия) относится к классу взрывопожароопасных и в помещениях насосных блоков возможно взрывоопасной смеси при нормальных эксплуатационных условиях, к ним предъявляются повышенные требования безопасности при эксплуатации. Помещения насосных блоков относятся к классу взрывоопасной зоны «Зона 1» «В1а». Ввиду этого помещения насосных станций должны быть выполнены в соответствии с требованиями строительных норм и правил. На самом помещении должны быть нанесены предупредительные знаки и надписи «ОГНЕОПАСНО», «Зона 1» «В1а», «Ответственный за противопожарное состояние…».
При обслуживании насосного блока в обязанности оператора ООУ входит:
проверка состояния помещения насосного блока;
проверка работоспособности насосного оборудования;
проверка состояния вспомогательного оборудования;
проверка состояния и работоспособности контрольно-измерительных приборов;
снятие показаний приборов;
поддержание параметров работы оборудования в пределах регламентных значений;
мелкий ремонт оборудования;
сдача оборудования в ремонт, контроль над работой ремонтных служб, прием оборудования из ремонта.
Полная проверка оборудования насосных блоков осуществляется оператором ООУ в процессе приема и передачи смены, а контроль над его работой – в течение всей рабочей смены. Наибольшее внимание при обслуживании оператору приходится уделять насосам ЦНС.