БИЛЕТ №1

1. Нефтегазовые сепараторы. Принцип действия сепаратора НГС.

Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором происходит отделение газа от жидкой продукции скважин, называется нефтегазовым сепаратором. Так как в нефтегазовом сепараторе происходит отделение газовой фазы от жидкой фазы, такой сепаратор называют двухфазным. Сепаратор, в котором происходит ещё отделение и сброс свободной воды, называют – трёхфазным.

Вывод отсепарированного газа из нефтегазовых сепараторов и раздельный сбор его осуществляются в различных пунктах системы сбора и центральных пунктах сбора и подготовки нефти, газа и воды. Каждый такой пункт вывода отсепарированного газа называется ступенью сепарации газа. Многоступенчатая сепарация применяется при высоких давлениях на устье скважин для лучшего разделения нефти и газа при последовательно снижающихся далениях в сепараторах. Сепараторы, применяемые на нефтяных месторождениях, условно подразделяются на следующие категории:1)по назначению - замерно-сепарирующие и сепарирующие; 2)по геометрической форме и положению в пространстве- цилиндрические, вертикальные, горизонтальные и наклонные; 3) по характеру проявления основных сил- гравитационные и центробежные; 4)по рабочему давлению- высокого, среднего и низкого; 5) по числу обслуживаемых скважин- индивидуальные и групповые; 6) по числу разделяемых фаз – двухфазный (нефть+газ), трёхфазный (нефть+газ+вода).

Вертикальные сепараторы имеют четыре секции: 1).Основная сепарационная секция –служит для интенсивного выделения газа из нефти. На работу сепарационной секции большое влияние оказывают степень снижения давления, температуры в сепараторе, физико-химические свойства нефти, особенно её вязкость, использование различных насадок для ввода продукции скважин в сепаратор (проволочной сетки, диспергаторов).

2).Осадительная секция – в которой происходит дополнительное выделение пузырьков газа, увлечённых нефтью из сепарационной секции. Для более интенсивного выделения пузырьков газа из нефти её направляют тонким слоем по наклонным плоскостям, увеличивая тем самым длину пути движения нефти, т.е. эффективность её сепарации.

3).Секция сбора нефти – занимает самое нижнее положение в сепараторе и предназначается как для сбора, так и для вывода нефти из сепаратора. Нефть может находиться здесь или в однофазном состоянии, или в смеси с газом- в зависимости от эффективности работы сепарационной и осадительной секций и времени пребывания нефти в сепараторе.

4).Каплеуловительная секция – расположена в верхней части сепаратора и служит для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых потоком газа.

В составе групповых замерных установок применение вертикальных аппаратов обеспечивает большую точность замеров дебитов.

Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки:

1.меньшая пропускная способность по сравнению с горизонтальными при одном и том же диаметре;

2.меньшая устойчивость процесса сепарации при поступлении пульсирующих потоков;

3.меньшая эффективность сепарации.

Обслуживание вертикальных сепараторов сводится к поддержанию в них установленного давления и исправного состояния регулятора уровня, предохранительного клапана, манометра.

Горизонтальные сепараторы –имеют большую пропускную способность по газу и жидкости, чем вертикальные (примерно в 2,5 раза) при одинаковых размерах. Это объясняется тем, что в горизонтальном сепараторе капли жидкости под действием силы тяжести падают вниз, перпендикулярно к потоку газа, а не навстречу, как это происходит в вертикальных сепараторах.

2. Необходимость обезвоживания нефти на нефтяных месторождениях.

Нефть, добываемая на нефтяных месторождениях, содержит большое количество пластовой высокоминерализованной воды с обводнённостью от 10 до 99% с высоким содержанием механических примесей и газосодержанием. Нефтяные месторождения обычно удалены от нефтеперерабатывающих заводов на большие расстояния. В этих условиях перекачка с нефтью больших объёмов воды приводит к большим убыткам.

Необходимость обезвоживания нефти на промыслах обусловливается образованием стойких эмульсий, трудно поддающихся разрушению на нефтеперерабатывающих заводах, а также предохранением магистральных трубопроводов от коррозии т.к. в нижней части трубопровода может скапливаться коррозионно-активная пластовая вода, приводящая этот трубопровод в аварийное состояние за короткое время. Высокое содержание воды в нефтяной эмульсии увеличивает сопротивление движению жидкости по трубе, вызывая необходимость строительства дополнительных ДНС, что ведёт к дополнительным финансовым затратам.

Обезвоживание нефти на промыслах имеет ещё важное значение для охраны окружающей среды, т.к. отделённная от нефти вода закачивается обратно в пласты для поддержания пластового давления, чем исключается использование для этих целей пресной воды и исключается опасность засолонения рек, водоёмов при её утилизации.

3.Устройства, предохраняющие сосуд, работающий под давлением от повышения давления.

Каждый сосуд должен быть снабжен предохранительными устройствами от повышения давления выше допустимого значения.

В качестве предохранительных устройств применяются:

-Пружинные предохранительные клапаны;

- Рычажно-грузовые предохранительные клапаны;

-Импульсные предохранительные устройства (ИПУ), состоящие из главного предохранительного клапана (ГПК) и управляющего импульсного клапана (ИПК) прямого действия;

-Предохранительные устройства с разрушающимися мембранами (мембранные предохранительные устройства - МПУ);

-Другие устройства, применение которых согласовано с Госгортехнадзором России.

Установка рычажно – грузовых клапанов на передвижных сосудах не допускается.

Конструкция пружинного клапана должна предусматривать устройство для проверки исправности действия клапана в рабочем состоянии, путём принудительного открывания его во время работы. Допускается устройство без приспособления для принудительного открывания, если нежелательно по свойствам среды или по условиям технологического процесса.

4. Действия персонала при обнаружении загазованности территории, установки.

Смотри действия персонала согласно ПЛА

5. Оказание до врачебной помощи при обморожении.

Повреждение тканей в результате воздействия низкой температуры называется обморожением. Причины обморожения различны, и при соответствующих условиях (длительное воздействие холода, ветер, повышенная влажность, тесная и мокрая обувь, неподвижное положение, плохое общее состояние пострадавшего – болезнь, истощение, алкогольное опьянение, кровопотери и т.д.) обморожение может наступить даже при температуре 3 –7 ºС. Более подвержены обморожению пальцы, кисти, стопы, уши, нос.

Первая помощь заключается в немедленном согревании пострадавшего, особенно обмороженной части тела, для чего пострадавшего надо как можно быстрее перевести в теплое помещение. Прежде всего необходимо согреть обмороженную часть тела, восстановить в ней кровообращение. Наиболее эффективно и безопасно это достигается, если обмороженную конечность поместить в тепловую ванну с температурой 20ºС. За 20 – 30 мин. Температуру воды постепенно увеличивают до 40ºС; при этом конечность тщательно отмывают мылом от загрязнений.

После ванны (согревания) поврежденные участки надо высушить (протереть), закрыть стерильной повязкой и тепло укрыть. Нельзя смазывать их жиром и мазями, так как это значительно затрудняет последующую первичную обработку. Обмороженные участки тела нельзя растирать снегом, так как при этом усиливается охлаждение, а льдинки ранят кожу, что способствует инфицированию (заражению) зоны обморожения; нельзя растирать обмороженные места также варежкой, суконкой, носовым платком. Можно производить массаж чистыми руками, начиная от периферии к туловищу.

При обморожении ограниченных участков тела (нос, уши) их можно согреть с помощью тепла рук оказывающего первую помощь.

Большое значение при оказании первой помощи имеют мероприятия по общему согреванию пострадавшего. Ему дают горячий кофе, чай, молоко.

Быстрейшая доставка пострадавшего в медицинское учреждение является также первой помощью. Если первая помощь не была оказана до прибытия санитарного транспорта, то ее следует оказать в машине во время транспортировки пострадавшего. При транспортировке следует принять все меры к предотвращению его повторного охлаждения.

БИЛЕТ №2

1. .Физико-химические свойства деэмульгаторов.

В производственной практике подготовки нефти широкое применение нашли реагенты- деэмульгаторы. Эти химические вещества, являются поверхностно-активными, и действуют на нефтяную эмульсию, растворяясь в нефти. Капли пластовой воды, находящиеся в раздробленном состоянии в нефтяной эмульсии окружены на поверхности раздела фаз нефть-вода тонким слоем из асфальто- смолистых веществ, механических примесей, парафинов. Этот слой называется бронирующим. Реагент- деэмульгатор действует на этот слой, уменьшает силы притяжения между молекулами воды и бронирующим слоем, за счет частичного растворения в нем. За счет уменьшения сил притяжения слой разрушается, мелкие капли воды сливаются, образуя крупные скопления, которые за счет уменьшения вязкости нефти при нагреве оседают под действием силы тяжести.

ДИН-4 – прозрачная жидкость от светло-жёлтого до светло--коричневого цвета без меха-

нических примесей, со спиртовым запахом, растворяется в воде, низших спиртах и арома-

тических растворителях.

Массовая доля активного вещества, %масс-55+(-5).

Вязкость при+20⁰С - 48спз

Температура застывания -50⁰С

Легко воспламеняющаяся жидкость с температурой вспышки 14⁰С. ПДК в воздухе- 5мг/м3.

Обладает слабо раздражающим действием на кожу, не обладает аллергенным действием,

раздражает слизистые оболочки глаз. При попадании реагента на кожу и слизистые оболочки

необходимо промыть большим количеством воды,при необходимости обратиться к врачу.

Диссольван 4490- коричневая жидкость с запахом метанола, представляет собой раствор

неионогенного ПАВ в метаноле.

Хорошо растворим в ароматических углеводородах, низших спиртах и не растворим в воде.

Температура кипения-65⁰С

Температура застывания – минус 40⁰С

Плотность при +20⁰С -0,92г/см2

Вязкость при+20⁰С - 60спз

Пожароопасен.

Предназначены для подготовки нефти для обезвоживания и обессоливания нефтяных эмуль-

сий в процессе сбора и подготовки нефти на промыслах, а также для улучшения транспорта высокообводнённых нефтяных эмульсий.

2. Понятие о пирофорных отложениях и меры борьбы с ними.

Пирофорами называются вещества, способные самовозгораться в присутствии воздуха при любой температуре атмосферного воздуха. Взрывы и пожары в резервуарах, вызванные самовозгоранием пирофорных отложений, происходят чаще всего весной и осенью, в вечерние часы, во время или вскоре после откачки жидкости.

Причиной образования пирофорных отложений на поверхности оборудования при добыче, сборе, подготовке и транспортировке сернистых нефтей является воздействие на железо и его окислы сероводорода, содержащегося в попутном нефтяном газе и парах нефти, а также элементарной серы и сероводорода, растворенного в нефти.

Пирофорные отложения на поверхности оборудования представляют собой черный осадок в виде сажи и состоят из смеси продуктов сероводородной коррозии — сернистых соединений железа, органических смолистых веществ и механических примесей.

В присутствии кислорода воздуха сульфиды железа окисляются с выделением большого количества тепла, что приводит к нагреванию их до высоких температур.

Одним из условий самовозгорания пирофорных отложений является накопление их на поверхности оборудования до определенной толщины (более 1,0 мм).

Для образования активных пирофорных отложений достаточно кратковременного воздействия сероводорода на железо или его окислы.

Самовозгорание пирофорных отложений является одной из причин взрывов и пожаров на объектах нефтяной промышленности.

На нефтегазодобывающих предприятиях практически невозможно полностью предотвратить контакт металлических поверхностей резервуаров, сепараторов, а также арматуры и трубопроводов с сероводородом и элементарной серой.

Очистка перечисленного оборудования от накопившихся на его поверхности коррозионных отложений не может полностью предохранить его от образования и самовозгорания пирофорных отложений.

При эксплуатации и ремонте указанного оборудования невозможно также избежать попадания в него воздуха.

Поэтому для предотвращения взрывов и пожаров от самовозгорания пирофорных отложений требуется осуществить комплекс мероприятий против их образования, скопления и самовозгорания.

Внутренняя поверхность резервуаров, предназначенных для хранения сернистых нефтей, должна окрашиваться антикоррозионными покрытиями. Очистка внутренней поверхности резервуара от пирофорных отложений и продуктов коррозии должна производиться регулярно по графику, утвержденному главным инженером. График составляется с учетом интенсивности скопления пирофорных и других отложений соответственно на стенках и на дне резервуаров. Для предотвращения самовозгорания пирофорных отложений на стенках резервуаров перед подготовкой к осмотру и ремонту последние должны заполняться паром по мере их освобождения.

Резервуар, подготавливаемый для очистки от пирофорных отложений, должен пропариваться при закрытом нижнем и открытом верхнем люках. Продолжительность пропаривания резервуаров, сепараторов и трубопроводов устанавливается техническим руководителем предприятия в зависимости от объема планируемой работы. Подача пара должна производиться с такой интенсивностью, чтобы в резервуаре и сепараторе все время поддерживалось давление несколько выше атмосферного, которое должно контролироваться по выходу водяного пара через верхний люк. При пропаривании резервуара должны быть приняты меры предосторожности во избежание чрезмерного повышения давления внутри него. по окончании проверки резервуар и сепаратор должны быть заполнены водой. Уровень воды следует снижать медленно (в пределах 0,5—1,0 м/ч) для обеспечения постепенного окисления пирофорных отложений по мере их высыхания. В случае невозможности заполнения резервуара водой при температуре наружного атмосферного воздуха ниже 0°С продолжительность пропарки устанавливается главным инженером и должна быть увеличена не менее чем в два раза по сравнению с вышеуказанными нормами времени на пропарку. После пропарки резервуар необходимо оставить с открытыми лазами и световыми люками для естественной вентиляции и полного охлаждения. После спуска воды из резервуара (либо после пропарки с дозировкой воздуха) и естественной вентиляции необходимо через нижний люк взять пробу воздуха для анализа. К работе внутри резервуара можно приступить, если содержание сероводорода, нефтяных газов и паров не превышает предельно допустимую концентрацию (ПДК). Очистка внутренних поверхностей резервуаров, сепараторов и трубопроводов от продуктов коррозии, в которых содержатся пирофорные отложения, должна производиться по наряду-допуску на газоопасные работы.

3. Периодичность технического освидетельствования сосудов, работающих под давлением.

Сосуды, работающие под давлением (зарегистрированные и не зарегистрированные в органах надзора), подлежат техническому освидетельствованию после монтажа, до пуска их в работу, периодически в процессе эксплуатации и в необходимых случаях внеочередному освидетельствованию.

• наружному и внутреннему осмотру - не реже, чем 1раз в два года, за исключением сосудов, работающих со средой, вызывающей коррозию металла, которые должны подвергаться внутреннему осмотру не реже, чем через 12месяцев;

• гидравлическому испытанию – не реже 1раза в 8лет.

Гидравлическое испытание производят только при удовлетворительных результатах наружного и внутреннего осмотров. Давление в испытываемом сосуде следует повышать плавно, без гидравлических ударов и контролировать двумя манометрами одного типа, предела измерения, класса точности, цены деления. Использование сжатого воздуха и других газов для подъёма давления не разрешается.

После выдержки сосуда под пробным давлением в течение 5 минут, давление снижают до расчётного, при котором производят осмотр наружной поверхности сосуда, всех его разъёмных и сварных соединений. Обстукивание стенок корпуса, сварных и разъёмных соединений во время испытаний не допускается.

При проявлении в период испытания шумов, стуков или резкого падения давления – испытание следует немедленно прекратить и возобновить толь ко после выяснения и устранения причин отклонения.

Внеочередное освидетельствование сосудов, находящихся в эксплуатации, должно быть проведено:

• если сосуд был демонтирован и установлен на новом месте;

• если произведено выправление выпучин и вмятин, а также реконструкция или ремонт с применением сварки или пайки элементов, работающих под давлением;

• перед наложением защитного покрытия на стенки сосуда;

• после аварии сосуда или элементов, работающих под давлением, если по объёму восстановительных работ требуется такое освидетельствование;

• по требованию инспектора Госгортехнадзора России или ответственного по надзору за техническим состоянием и эксплуатацией сосуда.

Техническое освидетельствование сосудов, не регистрируемых в органах Госгортехнадзора России, проводится лицом, ответственным по надзору за исправным состоянием и безопасной эксплуатацией сосудов.

4. Действия персонала при пожаре на установке.

Смотри действия персонала согласно ПЛА.

Каждый работник при обнаружении пожара или признаков горения обязан немедленно вызвать пожарную охрану по телефону 40-01, 78-42-17, немедленно сообщить о возгорании дежурному оператору, в ЦИТС, начальнику цеха, начальнику участка, организовать встречу прибывающих пожарных подразделений, приготовить первичные средства пожаротушения, принять первоочередные меры по тушению пожара в соответствии с планом ликвидации аварий, утв. главным инженером.

До прибытия пожарной охраны принять меры по:

• эвакуации людей;

• тушению пожара имеющимися средствами пожаротушения;

• сохранности материальных ценностей.

Если произошло возгорание сосуда, то принять меры к остановке аппарата.