УДК 665.622.4.013(076)

Каштанов А. А., Жуков С. С. Оператор обезвоживающей и обессолива­ющей установки: Учебн. пособие —М.: Недра, 1985. 292 с.

Рассмотрены геологические и физические основы добычи нефти и нефтя­ного газа различные способы эксплуатации скважин и воздействия на про­дуктивные горизонты. Описана современная технология комплексной подго­товки нефти Приведены устройство, принципы работы, обслуживание и ре­монт аппаратуры и оборудования обезвоживающих и обессоливающих уста­новок а также установок по комплексной подготовке нефти. Особое внима­ние уделено автоматизации технологических процессов, работе с контрольно-измерительными приборами и средствами автоматики, охране труда и окру­жающей среды.

Для учащихся профессионально-технических училищ, а также подготовки и повышения квалификации операторов обезвоживающих и обессоливающих установок.

Табл. 19, ил. 98, список лит.— 12 назв.

Р е ц е н з е н т ы : Р И Мансуров, канд. техн. наук (Всесоюзный научно-исследовательский

институт по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов), Ф. Н. Нургалиев (ПО «Татнефть»)

2504030300-489 * 043Г01V—85 © Издательство «Недра», 1985

ПРЕДИСЛОВИЕ

Успешное развитие нефтяной и газовой промышленности яв­ляется основным звеном в решении задач, поставленных Энер­гетической программой перед народным хозяйством страны. За яоследнёе время характер нефтяного производства существенно изменился.

Темпы освоения новых нефтяных и газовых месторождений, абсолютные ежегодные приросты объемов добычи нефти и газа в нашей стране не имеют аналогов в зарубежной практике. Бур­ное развитие отечественной нефтяной и газовой промышленно­сти стало возможно благодаря широкому внедрению прогрессив­ной техники и технологии при разведке новых нефтегазовых месторождений, бурении скважин, обустройстве и разработке месторождений.

Индустриальные методы строительства нефтепромысловых объектов основываются на широком использовании автоматизи­рованного блочно-комплектного оборудования, полностью изго­товленного в заводских условиях. По этой причине за послед­ние годы были разработаны и освоены серийным производством автоматизированное блочное оборудование, а также автомати­зированные технологические комплексы с законченным циклом производства.

Партия и правительство поставили перед работниками неф­тяной промышленности большие и сложные задачи по рацио­нальному и экономному использованию ресурсов нефти и газа.

В решении этих задач первостепенное значение имеет сниже­ние потерь нефти и газа как на нефтяных месторождениях, так и при их транспортировке от промыслов до нефтеперерабаты­вающих заводов. Постоянно повышаются требования к качест­ву подготовки нефти.

По всем этим направлениям нефтегазодобывающими пред­приятиями проводится систематическая и планомерная работа по дальнейшему совершенствованию систем сбора и подготовки нефти, рациональному использованию природных ресурсов, охра­не окружающей среды, учету добываемой нефти и товарной про­дукции, автоматизации производственных процессов.

Все это предъявляет повышенные требования к персоналу, обслуживающему объекты добычи, сбора и подготовки нефти. Без глубоких знаний обслуживающего персонала не может быть обеспечена нормальная безопасная и безаварийная работа объ­ектов сбора, подготовки, хранения и транспорта нефти.

Коммунистическая партия и Советское правительство посто­янно заботятся о повышении качества подготовки кадров для народного хозяйства. Ярким свидетельством этого является по­становление Пленума ЦК КПСС от 10 апреля 1974 г. «Об основ-

я

ных направлениях реформы общеобразовательной и профессио­

нальной школы». Операторы обезвоживающих и обессоливающих установок

должны знать технологические схемы подготовки нефти, а так­же схемы сбора продукции скважины, ибо процесс промысло­вого сбора нефти и газа технологически связан с процессом подготовки нефти на установках. Для ведения технологическо­го процесса подготовки нефти в оптимальном режиме следует знать физико-химические свойства нефти, газа и пластовой во­ды, водонефтяных эмульсий, методы их разрушения, порядок пуска, остановки технологического оборудования и установок, их безопасного обслуживания, основные положения по ремонту оборудования.

Рабочие, обслуживающие названные установки, должны четко знать правила устранения возможных отклонений рабо­ты оборудования и установки в целом от установленного ре­жима.

Глубокое знание физико-химических явлений, происходящих в системах сбора, внутрипромыслового транспорта и подготовки нефти, поможет операторам осмысленно и творчески решать вопросы улучшения технико-экономических показателей обезво­живания и обессоливания нефти.

Глава 1. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ

НЕФТЬ И ЕЕ НАЗНАЧЕНИЕ. МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА

Нефть — это горючая жидкость. По составу нефть представ­ляет собой сложную смесь жидких углеводородов и сернистых, кислородных и азотистых органических соединений, в которой также растворены твердые углеводороды и смолистые вещества. Кроме того, в нефти часто растворены и газообразные углево­дороды.

По внешнему виду нефть — маслянистая, чаще всего темная жидкость. Цвет ее зависит от содержания и строения смолистых веществ. Встречаются иногда красные, бурые и даже почти бес­цветные нефти.

Нефть легче воды. Взаимная растворимость нефти и воды ничтожна, однако 'при интенсивном перемешивании образуются иногда очень стойкие нефтяные эмульсии.

Вязкость нефти может быть в зависимости от состава раз­личной, но всегда значительно выше, чем у воды. Нефть — горю­чий материал. Теплота ее сгорания Q>4,2-104 Дж/кг, т. е. зна­чительно выше, чем у твердых горючих ископаемых.

Происхождение нефти до настоящего времени однозначно не доказано. Этот вопрос является одним из наиболее сложных в мировой науке. Большинство геологов и химиков являются сторонниками теории органического происхождения нефти из захороненных в осадочных породах остатков живой природы. Однако отдельные ученые считают, что углеводороды нефти об­разуются за счет различных химических превращений неорга­нических веществ.

Сущность органической теории происхождения нефти заклю­чается в том, что нефть и газ образуются из органического ве­щества, находящегося в рассеянном состоянии в осадочных породах. Эта теория подкрепляется прежде всего тем фактом, что почти все нефтяные месторождения соседствуют с осадочны­ми породами.

Основным органическим материалом для образования нефти до недавнего времени считались отмершие остатки микрофлоры и микрофауны, развивающейся в морской воде. К ним приме­шивались остатки животного мира, а также водной и прибреж­ной растительности. Одновременно в море сносились различные минеральные вещества и остатки наземной живой природы. В конечном итоге органический материал рассеивался в мине­ральном осадке на дне водоема и постепенно погружался все

глубже и глубже. Накапливающийся морской ил постепенно превращался в так называемый с а п р о п е л ь , из которого в дальнейшем в зависимости от условий образовывалась микро­нефть в рассеянном состоянии.

В верхних слоях осадочной породы захороненный органиче­ский материал подвергается воздействию кислорода и бактерий и в значительной мере разлагается с образованием газов (С02, N2, H2S, СН4 и т. д.) и растворимых в воде жидких про­дуктов.

Наиболее устойчивая к химическому и бактериальному воз­действию часть исходного органического материала остается в осадке.

В дальнейшем, по мере погружения в толщу осадочной поро­ды, эти органические вещества в течение многих миллионов лет на глубине 1,5—3 км и ниже подвергаются уже в восстанови­тельной среде действию повышенных температур (примерно до 120—150, реже 200°С) и давлений (10—30 МПа). Именно на этой стадии в результате термических процессов органические вещества превращаются в углеводороды.

Поскольку исходный органический материал находится в рас­сеянном состоянии, то очевидно, что продукты его превраще­ния— нефть и газ — также первоначально рассеяны в нефтема-теринской породе.

Вследствие своей подвижности нефть и газ способны пере­двигаться в толще пород. Эти перемещения называются м и г р а ­цией.

В результате движения по пористым пластам, а также миг­рации по вертикальным разломам тектонического характера нефть и газ скапливаются в так называемых ловушках, т. е. в таких участках пористых горных пород, откуда дальнейшая миграция невозможна или очень затруднена. Горные породы, в которых скапливается нефть, называются к о л л е к т о р а м и , а скопления нефти в этих ловушках называются нефтяными з а л е ж а м и . Если количество нефти (или газа) в залежи до­статочно велико или в данной структуре пластов горных пород имеется несколько залежей, то образуются нефтяные, нефтега­зовые или газовые м е с т о р о ж д е н и я .

Нефть и газ заполняют поры вмещающей породы. Вместе с нефтью и газом в залежах почти всегда присутствует вода. При наличии в нефтяном пласте свободного газа, нефти и воды вода располагается в нижней части пласта, так как плотность ее наибольшая, а газ, имеющий наименьшую плотность и наи­большую подвижность,— в верхней части пласта в виде газовой шапки. При отсутствии свободного газа нефть вместе с раство­ренным газом занимает повышенную часть пласта.

Для образования и сохранения нефтяных и газовых залежей требуется ряд благоприятных геологических условий, при этом немаловажное значение имеет структурная форма пласта. Неф-

по кон-

называют подошвой

Рис. 1. Схема залежи нефти и газа: / — вода; 2 — нефть; 3 — кровля залежи> 4 — нефтяная скважина; 5 — газ; 6 — по­дошва пласта

в н е ш н и м к о н т у р о м пласта — в н у т р е н н и м

тяные месторождения наибо­лее часто приурочены к струк­турам антиклинального ти­па— выпуклым складкам и куполам различной степени сложности (рис. 1).

М о щ н о с т ь ю залежи на­зывается расстояние по верти­кали от подошвы залежи до ее наивысшей точки. В о до-н е ф т я н ы м к о н т а к т о м называется поверхность раз­дела нефти и воды.

Линию пересечения верхности водонефтяного такта с кровлей пласта н е ф т е н о с н о с т и , а с к о н т у р о м н е ф т е н о с н о с т и .

Если залежь имеет газовую шапку, линия пересечения по­верхности нефтегазового раздела с кровлей пласта представля­ет собой к о н т у р г а з о н о с н о с т и .

Одним из основных свойств горных пород является по­р и с т о с т ь — наличие в них пустот (пор, каверн, трещин и т. д.). Пористость определяет способность породы вмещать в себя нефть, газ и воду.

Коэффициент пористости определяется как отношение объе­ма пор образца породы к объему этого образца, выраженное в процентах:

m = -£M0O,

где т — коэффициент пористости породы, %; Vn — объем пор образца породы; V0 — объем образца породы.

Коэффициент пористости колеблется в значительных преде­лах, так как зерна породы имеют самые различные очертания, более крупные поры могут быть заполнены мелкими зернами породы или цементирующим веществом.

Коэффициент пористости песков колеблется от 7 до 53%, песчаников — от 3 до 30 %, известняков — от 0,5 до 30 %.

Решающим фактором, характеризующим коллекторские свой­ства породы, является проницаемость. Под п р о н и ц а е ­м о с т ь ю горной породы понимают способность ее пропускать жидкость или газ. Проницаемость зависит от размеров пор и каналов, связывающих поры пласта.

Пески, песчаники, конгломераты, известняки и доломиты в большей или меньшей степени проницаемы. Однако плотные известняки и доломиты, несмотря на значительную пористость, вследствие очень малой величины отдельных пор и каналов мо­гут быть проницаемы только для газа. Глины практически не­проницаемы для жидкости и газа.

За единицу коэффициента проницаемости принимают 1 м2. Он соответствует проницаемости такой пористой среды, через поперечное сечение образца которой площадью 1 м2 при пере­паде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па-с состав­ляет 1 м3/с Чем выше проницаемость пластов, тем выше дебиты пробуренных на них скважин.

Жидкость (нефть, вода) и газ, насыщающие коллекторы, находятся под определенным давлением, которое называется п л а с т о в ы м .

Пластовое давление в начале разработки месторождения на­ходится в прямой зависимости от глубины залегания данного нефтяного или газового пласта. Чем глубже находится нефтя­ной пласт, тем больше пластовое давление, и наоборот. В боль­шинстве случаев пластовое давление приблизительно равно гид­ростатическому давлению столба воды, соответствующего глуби­не залегания пласта, т. е.

p = Hpg,

где р — пластовое давление, Па; Н — глубина залегания пла­ста, м; р — плотность жидкости, кг/м3; g — ускорение свободно­го падения, м/с2.

В некоторых случаях пластовое давление может превысить гидростатическое в 2—3 раза. Фактическое пластовое давление на месторождении определяют при помощи манометров, спус­каемых в скважины.

В Советском Союзе нефтяные месторождения открыты в раз­личных районах — в Азербайджане, Коми АССР, Урало-По-волжье, на Украине, в Белоруссии, Западной Сибири и др.

Значение нефти и газа для энергетики, транспорта, разнооб­разных отраслей промышленности, а также для удовлетворения бытовых нужд населения в наш век исключительно велико. Нефть и газ играют решающую роль в развитии экономики лю­бой страны. Природный газ — очень удобное для транспорти­ровки по трубопроводам и сжигания, дешевое энергетическое и бытовое топливо. Из нефти вырабатываются все виды жидко­го топлива, а из высококипящих фракций нефти — огромный ас­сортимент смазочных и специальных масел и консистентных смазок. Из нефти вырабатываются также парафин, сажа для резиновой промышленности, нефтяной кокс, многочисленные марки битумов для дорожного строительства и многие другие товарные продукты.

Исключительно велико значение углеводородных газов, аро­матических углеводородов, жидких и твердых парафинов и дру­гих продуктов, выделенных из нефти, как сырья для дальнейшей химической переработки.

Нефть и углеводородные газы служат универсальным сырь­ем для производства огромного количества химических продук­тов и потребительских товаров.

ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ НЕФТИ

Главные элементы, из которых состоит нефть,— углерод и во­дород. Содержание углерода и водорода в различных нефтях колеблется в сравнительно узких пределах и составляет в сред­нем для углерода 83,5—87 % и для водорода 11,5—14 %.

Наряду с углеродом и водородом во всех нефтях присут­ствуют сера, кислород и азот. Азота в нефтях мало (0,001— 0,3 % ) , содержание кислорода колеблется в пределах от 0,1 до 1 %, однако в некоторых высокосмолистых нефтях оно мо­жет быть и выше.

Значительно отличаются друг от друга нефти по содержа­нию серы. В нефтях многих месторождений серы сравнительно мало (0,1—1 % ) . Но доля сернистых нефтей с содержанием се­ры от 1 -до 3% в последнее время значительно возросла.

В зависимости от содержания серы нефти подразделяются на малосернистые (содержание серы меньше 0,5%), сернистые (0,5—2 %) и высокосернистые (более 2 %) •

В очень малых количествах в нефтях присутствуют и другие элементы, главным образом металлы — ванадий, никель, желе­зо, магний, хром, титан, кобальт, калий, кальций, натрий и др. Обнаружены также фосфор и кремний. Содержание этих эле­ментов выражается незначительными долями процента.

Из углеводородов в нефтях преобладают либо углеводороды метанового (парафинового), либо нафтенового ряда. Содержа­ние углеводородов ароматического ряда значительно меньше.

Простейшим соединением углеводородов парафинового ряда является метан. Молекула метана состоит из одного атома уг­лерода и четырех атомов водорода (СН4). Следующими соеди­нениями углеводородов парафинового ряда являются этан СгНб, пропан С3Н8, бутан С4Ню и т. д. Таким образом, каждый после­дующий член ряда отличается от предыдущего на группу СНг. Состав этих веществ можно выразить одной общей формулой. Если число атомов углерода в молекуле принять за п, то число атомов водорода в ней равно 2п+2, а общая формула углево­дородов парафинового ряда будет СпН2п+2.

Углеводороды от метана до бутана включительно при нор­мальных условиях, т. е. при давлении 0,1 МПа и температуре ^=0°С, находятся в газообразном состоянии. Из этих углево­дородов в основном и состоят нефтяные газы.

Углеводороды, содержащие от 5 до 17 атомов углерода в мо­лекуле (С5Н12—СпНзб), при нормальных условиях — жидкие ве­щества. Эти соединения входят в состав нефти. Углеводороды, в молекулах которых имеется свыше 17 атомов углерода,— твер­дые вещества.

Молекулы углеводородов нафтенового и ароматического ря­дов имеют циклическое строение. Углеводороды нафтенового ря­да отличаются по составу от соответствующих углеводородов метанового ряда тем, что в их молекулах на два атома водоро-

да меньше и общая формула углеводородов нафтенового ряда имеет вид С„Н2п. Из углеводородов нафтенового рядавнефтях были найдены циклобутан (С4Н8), циклопентан (С5Н10), цикло-гексан (C6Hi2) и др.

По физическим и химическим свойствам углеводороды наф­тенового ряда близки к метановым, плотность их приблизитель­но средняя между метановыми и ароматическими углеводо­родами.

ОСНОВНЫЕ ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ

ПЛОТНОСТЬ И УДЕЛЬНЫЙ ВЕС

П л о т н о с т ь (р)—это отношение массы вещества (т) к его объему {V), т. е.

p = m/V. Единицей ПЛОТНОСТИ является 1 кг/м3. Отношение плотностей двух веществ называется относи­

т е л ь н о й п л о т н о с т ь ю . Для жидкостей и твердых веществ она обычно определяется отношением их плотности к плотности дистиллированной воды при 4°С, а для газов —к плотности воз­духа в стандартных условиях.

У д е л ь н ы й в е с (у) — это отношение веса вещества (Р) к его объему {V), т. е. y = P/V.

Удельный вес можно также определить по формуле

где g — ускорение свободного падения. В качестве единицы удельного веса принимается 1 Н/м3. О т н о с и т е л ь н ы й у д е л ь н ы й в е с нефтяных и природ­

ных газов определяется как отношение удельного веса газа к удельному весу такого же объема воздуха при одинаковых условиях. В СССР принято определять плотность и удельный вес при 20 °С. Так как зависимость плотности нефтепродуктов от температуры линейная, то, зная плотность при температуре £, можно найти р420 по формуле

P420 = P4< + Y(*-20),

г д е у _температурная поправка к плотности (находится по таблицам).

Плотность обычно измеряется нефтеденсиметрами (ареомет­рами).

Ареометр (рис. 2) представляет собой стеклянную трубку с расширенной нижней частью, в которой помещен ртутный тер­мометр. В верхней узкой части ареометр имеет шкалу плотно­стей, а в нижней части —шкалу температур и балласт для при­ведения ареометра в вертикальное состояние. Для определения

Рис. 2. Ареометр

плотности нефти ареометр опускают в сосуд с нефтью. Чем тяжелее нефть, тем меньше ареометр погружается в нее; деление шкалы ареометра, совпадающее с верх­ним краем образовавшегося мениска, указывает плот­ность нефти.

вязкость

Одним из основных физических свойств нефти, имею­щим большое значение при проектировании системы сбора и подготовки нефти, является ее вязкость. Вяз­к о с т ь , или внутреннее трение, — это свойство жид­кости оказывать при движении сопротивление переме­щению ее частиц относительно друг друга. В зависимости от рода жидкости трение это может быть больше или меньше. В соответствии с этим все жидкости можно разделить на мало­вязкие и вязкие.

Различают динамическую и кинематическую вязкость. За единицу д и н а м и ч е с к о й в я з к о с т и принята 1 Па-с (пас-каль-секунда). К и н е м а т и ч е с к у ю в я з к о с т ь находят де­лением динамической вязкости на плотность жидкости: За еди­ницу кинематической вязкости принят 1 м2/с.

На вязкость нефти влияют температура, давление и химиче­ский состав. С повышением температуры вязкость нефти умень­шается, с повышением давления увеличивается. Высокомолеку­лярные углеводороды увеличивают вязкость нефти, по этой при­чине вязкость легких нефтей меньше, чем тяжелых. Вязкость нефти зависит также от количества растворенных в ней газов. Вязкость пластовой нефти всегда меньше вязкости дегазирован­ной нефти.

Вязкость измеряют при помощи стеклянных вискозиметров специальной конструкции, снабженных калиброванными капил­лярами.

ПРЕДЕЛЫ ВЗРЫВАЕМОСТИ

Пары всех горючих веществ в смеси с определенным коли­чеством воздуха образуют взрывчатые смеси, вспыхивающие (взрывающиеся) при наличии постороннего источника огня. По концентрации паров горючей жидкости или газа различают нижний и верхний пределы взрываемости.

Н и ж н и й п р е д е л в з р ы в а е м о с т и соответствует мини­мальной концентрации паров горючего в смеси с воздухом, при которой происходит вспышка при поднесении пламени. Верх­ний п р е д е л в з р ы в а е м о с т и соответствует максимальной концентрации паров горючего в смеси с воздухом, выше которой вспышки уже не происходит из-за недостатка кислорода возду-

11

ха. Чем уже пределы взрываемости, тем безопаснее данное го­рючее, и наоборот. У большинства углеводородов пределы взры­ваемости невелики. Самыми широкими пределами взрываемо­сти обладают водород (4—75%), ацетилен (2—81 %) и окись углерода (12,5—75%).

СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД \J

Пластовые воды встречаются в большинстве нефтяных мес­торождений и являются обычными спутниками нефти. Количе­ство пластовой воды в продукции скважин при разработке неф­тяного месторождения изменяется и достигает 95 %, а иногда и более. В начале разработки вода в продукции скважин может отсутствовать.

Основные характеристики пластовых вод, учитываемые в технологических процессах сбора, транспортировки и подго­товки эмульсионных нефтей,— плотность, общая минерализация и жесткость (склонность к солеотложению). Плотность и мине­рализация— взаимосвязанные характеристики пластовых вод. Степень минерализации пластовых вод выражается в граммах на литр (г/л) и колеблется в широких пределах.

По степени минерализации пластовые воды делятся на че­тыре группы: А — пресные (менее 1 г/л); Б — солоноватые (1— 10 г/л); В — соленые (10—150 г/л); Г—рассолы (более 150г/л).

В пластовых водах содержатся в основном различные соли натрия, калия и магния. В наибольших количествах в водах нефтяных и газовых месторождений присутствует хлористый натрий (до 80—90%). Чем выше минерализация пластовой во­ды, тем больше ее плотность.

Пластовые воды некоторых нефтяных месторождений содер­жат бром и йод в концентрациях, достаточных для их промыш­ленного извлечения.

Пластовые воды содержат в растворенном или диспергиро­ванном виде различные компоненты нефтяного газа, нефти, реа-генты-деэмульгаторы и частицы механических примесей. Со­держание их в значительной степени зависит от принятой тех­нологии и техники добычи, сбора и подготовки нефти.

Пластовые воды, отделяемые от нефти в процессе ее де-эмульсации, составляют основной объем так называемых неф­тепромысловых сточных вод.

КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ

Различают химическую и технологическую классификации нефтей. При химической классификации за основу принимают углеводородный состав нефти. Тип нефти определяют по преоб­ладанию в ней тех или иных углеводородных классов (групп). При определении группового состава выделяют три основных класса углеводородов: метановые или парафиновые (алканы),

10

полиметиленовые или нафтеновые (циклоалканы) и аро­матические. Соответственно этому выделяют три основных типа нефтей: метановые, нафтеновые, ароматические, при этом содержание основного класса углеводородов должно быть не ме­нее 50%. Кроме того, различают нефти смешанных типов, ко­торые образуются при содержании дополнительного компонента не менее 25%. Например, если в нефти содержится не менее 50 % метановых углеводородов и не менее 25 % нафтеновых, то такая нефть относится к метаново-нафтеновым.

Помимо химической классификации нефтей, существует так­же технологическая классификация, предусматривающая деле­ние нефтей на типы, существенно различающиеся по технологии их переработки. Это определяется, например, содержанием твер­дого парафина, серы, масел и др.

Приведем принятую в СССР технологическую классифика­цию нефтей.

По содержанию парафина нефти делятся на малопарафини-стые (менее 1,5% парафина), парафинистые (1,5—6%), высо-копарафинистые (более 6%).

По содержанию серы нефти делятся на малосернистые (ме­нее 0,5% серы), сернистые (0,51—2%), высокосернистые (бо­лее 2%).

По содержанию фракций, выкипающих до 350°С, нефти де­лятся на группы: 1) менее 30%; 2) 30—35%; 3) более 45%.

По содержанию масел нефти делятся на группы: 1) менее 15% масел; 2) 15—20% масел; 3) более 20% масел.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. Назовите химический состав нефти, простейшие соедине­ния метанового ряда углеводородов.

2. Что такое плотность и удельный вес? Назовите единицы измерения их величин.

3. Что такое вязкость? Назовите единицы измерения вяз­кости.

4. Расскажите о пределах взрываемости смеси горючих ве­ществ с воздухом.

5. Назовите свойства пластовых вод. Как образуются про­мысловые сточные воды?

6. Расскажите о классификации нефтей.

Глава 2. ДОБЫЧА И ВНУТРИПРОМЫСЛОВЫЙ СБОР НЕФТИ

СПОСОБЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Нефть добывается двумя основными способами: фонтанным и механизированным. Если нефть поднимается на поверхность под действием естественной энергии нефтяного пласта, способ добычи называется ф о н т а н н ы м . Если энергии пласта недо­статочно для подъема жидкости на поверхность и приходится применять дополнительное оборудование, способ добычи назы­вается м е х а н и з и р о в а н н ы м .

ФОНТАННЫЙ СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Оборудование фонтанной скважины состоит из колонны насос-но-компрессорных труб и устьевой фонтанной арматуры с вы­кидными линиями. К. вспомогательному оборудованию относят­ся отсекатель для отключения скважины в случае ее неисправ­ности, манометр для контроля за давлением, штуцер для регу­лирования дебита скважин, камера пуска шара для очистки выкидных нефтепроводов от парафина (рис. 3).

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) служат для подъема на поверхность земли продукции фонтанной скважины. Их вы­пускают с внутренним диаметром от 40,3 до 100,3 мм. Диаметр НКТ подбирают опытным путем в зависимости от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий экс­плуатации. Чем больше дебит скважины, тем больше диаметр

нкт. Для предотвращения отложения парафина в колонне НКТ

внутренние стенки их покрывают эпоксидными смолами, остек-ловывают или эмалируют.

%

Г?=Ж- Ъ=Ш\=\

X

у///м//;л

J V

=11X31= =0===IMi №

\;уу//;у ;/у.

Рис. 3. Схема обвязки устья фонтанной скважины: / — колонна насосно-компрессорных (подъемных) труб; 2 — фонтанная арматура; 3 — отсекатель скважины; 4 — устройство для запуска шаров; 5 — технический манометр

14

Для подвешивания колонны НКТ, герметизации кольцевого пространства между обсадной колонной и колонной НКТ, кон­троля за работой скважины и направления газожидкостной сме­си в выкидную линию устье скважины оборудуют стальной фон­танной арматурой, которая состоит из трубной головки и фон­танной елки.

Выпускается тройниковая и крестовая фонтанная арматура. Фонтанный способ добычи нефти наиболее дешевый и наи­

менее трудоемкий по сравнению с другими. Однако при эксплуа­тации фонтанных скважин иногда возникают осложнения. К ним относятся запарафинивание подъемных труб, отложение солей в трубах, образование песчаных пробок, появление воды и т. д.

Для предотвращения отложения парафина в выкидных лини­ях после отсекателя устанавливается устройство для периоди­ческого запуска вручную резиновых шаров. Шар движется за счет энергии потока газонефтяной смеси, по мере его продви­жения по трубам внутренние стенки их очищаются от отложе­ний парафина.

В последние годы для очистки труб от парафинов стали ши­роко применять специальные химические реагенты-ингибиторы парафинообразования, а также различные растворители на уг­леводородной основе, в том числе получаемые в качестве побоч­ного продукта на установках подготовки нефти.

МЕХАНИЗИРОВАННЫЙ СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ

При механизированном способе добычи подъем нефти из пласта на поверхность осуществляется при помощи газлифта, электроцентробежных насосов и штанговых скважинных на­сосов.

Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин схожа с фон­танным способом добычи. Отличие в том, что при фонтанирова­нии источником энергии служит газ, поступающий вместе с нефтью из пласта, а при газлифтной эксплуатации подъем жидкости осуществляется при помощи сжатого газа, нагнетае­мого в скважину с поверхности.

Оборудование газлифтной скважины почти не отличается от оборудования фонтанных скважин, только в НКТ устанавлива­ют газлифтные клапаны для подачи газа в жидкость, поступаю­щую из пласта.

В результате разгазирования плотность пластовой жидкости снижается, противодавление на пласт становится меньшим и скважина как бы начинает фонтанировать.

НАСОСНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН

При насосной эксплуатации подъем жидкости из скважин на поверхность осуществляется насосами — штанговыми и бесштан­говыми (погружными электроцентробежными).

15

Рис. 4. Схема скважин-ной насосной установки: / — приемный клапан насо­са; 2 — нагнетательный клапан насоса; 3 — колон­на штанг; 4 — тройник; 5 — сальниковое устройст­во; 6 — головка балансира; 7 — шатунно-кривошипный механизм; 8—балансир; 9— электродвигатель

Рис. о. Схема уста-, новки погружного

электроцентробеж­ного насоса: / — электродвигатель; 2 — погружной элек­троцентробежный насос; 3 — специальный кабель; 4 — колонна НКТ; 5 — металлические пояса; 6 — оборудование устья скважины; 7 — автома­тическая станция управ­ления; 8 — автотранс­форматор

Откачка нефти из скважин при помощи штанговых скважин-ных насосов получила широкое распространение в силу их прос­тоты и сравнительной дешевизны.

Основными элементами скважинной установки (рис. 4) яв­ляются: колонна насосных труб и скважинный насос с плунже­ром, подвешенным на штангах. Перечисленные элементы отно­сятся к подземному оборудованию скважины. Скважинный на­сос приводится в движение от станка-качалки, расположенного на поверхности земли и состоящего из балансира, шатунно-кри-вошипного механизма и двигателя.

Скважинный насос представляет собой обычный поршневой насос одинарного действия с проходным поршнем (плунжером). В нижней части насоса имеется приемный клапан / (см. рис.4), открывающийся только вверх. Плунжер насоса, имеющий нагне­тательный клапан 2, подвешивается на колонне насосных штанг 3. Верхняя штанга пропускается через устьевой сальник 5 и соединяется с головкой балансира 6 станка-качалки. При помощи шатунно-кривошипного механизма 7 балансир 8 пере­дает возвратно-поступательное движение колонне штанг и под­вешенному на них плунжеру. Станок приводится в действие электродвигателем 9 с помощью клиноременной передачи.

16

При ходе штанг вверх верхний клапан 2 закрыт, так как на него действует давление вышележащего столба жидкости. При этом под действием столба жидкости в кольцевом пространстве открывается приемный клапан 1 и жидкость поступает в ци­линдр насоса. При ходе плунжера вниз нижний клапан закры­вается, а верхний открывается и через полый плунжер жидкость выдавливается из цилиндра насоса в НКТ.

При непрерывной работе насоса в результате подкачки жидкости уровень последней в насосных трубах поднимается до устья и она поступает в выкидную линию через тройник 4.

Штанговые насосные установки имеют ряд недостатков: тя­желое громоздкое оборудование при больших глубинах сква­жин, частые обрывы штанг вследствие больших нагрузок, ослож­нения при добыче нефти в наклонных скважинах, недостаточная подача для отбора больших объемов жидкости. Поэтому в на­стоящее время все большее применение находят бесштанговые насосные установки.

Наиболее широко применяются погружные электроцентро­бежные насосы (ЭЦН). К преимуществам электроцентробежных насосов относятся простота обслуживания, высокая подача (до 1500 м3/сут), относительно большой межремонтный период ра­боты. Они одинаково успешно работают и в вертикальных, и в наклонных скважинах.

Погружной электроцентробежный насос (рис. 5) состоит из расположенных вертикально на общем валу многоступенчатого центробежного насоса, электродвигателя и протектора, служа­щего для защиты электродвигателя от попадания в него пласто­вой жидкости. Питание электродвигатель получает по брониро­ванному кабелю, который спускается в скважину одновременно со спуском НКТ, к нижней части которых крепится насос. Кабель крепится к трубам специальными металлическими по­ясками.

СХЕМЫ СБОРА НЕФТИ И ГАЗА НА ПРОМЫСЛАХ

Продукция нефтяных скважин представляет собой сложную смесь, состоящую из нефти, газа, воды, механических примесей. Продукцию нефтяных скважин, расположенных по всей терри­тории нефтяного месторождения, необходимо собрать на цент­ральные пункты подготовки нефти, газа и воды (ЦПС), где нефть и газ должны быть подготовлены до товарных кондиций.

Под с и с т е м о й с б о р а н е ф т и , газа и воды на нефтяных месторождениях понимают весь комплекс оборудования и тру­бопроводов, предназначенный для сбора продукции отдельных скважин и транспортировки их по ЦПС.

В зависимости от природно-климатических условий, систем разработки месторождений, физико-химических свойств пласто­вых жидкостей, способов и объемов добычи нефти, газа и воды выбираются различные системы внутрипромыслового сбора про-

2—1113 17

Рис. 6. Принципиальная схема сбора нефти, газа и воды:

|

| |i ; —скважины, дающие безводную нефть; 2 —скважины, дающие обводненную нефть;

||| 3,4 — выкидные линии; 5 — установка для измерения дебита скважины; 6, 7 — нефте-1 газосборные коллекторы; 8 — ДНС; 9 — ЦПС; 10 — газопровод подачи газа потреби-f телям; Я — нефть в магистральный нефтепровод; 12 — трубопровод пластовой воды

И!!

if дукции скважин. Однако несмотря на разнообразие системы ;|' сбора имеют общие основные принципы, к которым относятся: : возможность измерения продукции каждой скважины; возмож-! ность транспортировки продукции скважин под давлением,

имеющимся на устье скважин, на максимально возможное рас­стояние, при небольших размерах месторождений — до ЦПС; организация сброса пластовой воды на удаленных от ЦПС месторождениях (при добыче высокообводненных нефтей).

При проектировании системы сбора продукции скважин учи-1 тывается также возможность смешения нефтей различных гори­

зонтов, необходимость подогрева продукции скважин в случае добычи высоковязких и высокопарафинистых нефтей.

В общем виде схема сбора продукции скважин представле­на на рис. 6. Продукция скважин поступает на установку 5 для измерения дебита каждой отдельной скважины, далее на проме­жуточный сборный пункт или дожимную насосную станцию 8, откуда направляется на центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды 9. Затем подготовленная нефть перекачи­вается в товарные резервуары нефтепроводных управлений для дальнейшей транспортировки. Газ после соответствующей под­готовки поступает по газопроводу 10 к потребителям.

Отделившаяся на ЦПС пластовая вода после соответствую­щей подготовки по трубопроводу 12 закачивается в продуктив­ные пласты или поглощающие горизонты.

Трубопроводы 3 или 4, прокладываемые на месторождении от скважин до установок, измеряющих продукцию скважин, обычно называются в ы к и д н ы м и л и н и я м и , а трубопрово­ды 6 и 7 от установок для измерения продукции скважин до дожимных насосных станций (ДНС) и от них до ЦПС — неф-т е г а з о с б о р н ы м и к о л л е к т о р а м и . В настоящее время на нефтяных месторождениях в основном применяются о д н о т р у б н ы е с и с т е м ы с б о р а , при кото-| рых продукция скважин по выкидным линиям поступает на | установку измерения, а оттуда по одному нефтегазосборному I коллектору—до ЦПС. Помимо однотрубных систем сбора при-I 18

меняются и д в у х т р у б н ы е , когда на установке измерения или на ДНС от нефти отделяется газ и по отдельному трубо­проводу подается на ЦПС.

На некоторых месторождениях осуществляется раздельный сбор продукции безводных и обводненных скважин. В этом случае продукция безводных скважин, не смешиваясь с продук­цией обводненных скважин, поступает на ЦПС. Так же раз­дельно собирают продукцию скважин, если нежелательно сме­шение нефтей разных горизонтов, например, не содержащих и содержащих сероводород. Продукция обводненных скважин или продукция, которую нежелательно смешивать, по отдель­ным выкидным линиям 4 и нефтегазосборным коллекторам 7 транспортируется до ЦПС.

Ко всем существующим системам сбора нефти и газа предъ­является также одно из важнейших требований — предупреж­дение потерь легких фракций нефти. Для выполнения этого ус­ловия необходима полная герметизация системы от скважины до ЦПС. Наиболее полно это условие соблюдается в напорных однотрубных системах сбора, когда продукция скважин транс­портируется до ЦПС за счет давления на устье. За последние годы однотрубные напорные герметизированные системы сбора нефти, газа и воды получили наибольшее распространение. Од­нако на больших по площади месторождениях не всегда воз­можно доставить продукцию скважин на ЦПС без применения промежуточных насосных станций. В этом случае на удаленных площадях строят дожимные насосные станции и система сбора состоит как бы из двух частей: напорной герметизированной однотрубной (до ДНС) и напорной герметизированной двух­трубной (с раздельным транспортом нефти и газа от ДНС до ЦПС).

В последние годы наметилась тенденция к укрупнению пунк­тов подготовки нефти: продукция с нескольких нефтяных место­рождений (или залежей) поступает на подготовку в один цент­ральный пункт, построенный на одном из месторождений (обыч­но на самом крупном). При этом на остальных месторождениях строят лишь дожимные насосные станции, обеспечивающие по­дачу продукции скважин до ЦПС.

Системы сбора нефти, газа и воды непрерывно совершен­ствуются.

Эти усовершенствования в основном направлены на сниже­ние капиталовложений, эксплуатационных затрат, а также на предотвращение потерь нефти и газа.

Ниже рассмотрены основные схемы сбора нефти и газа, по­лучившие наибольшее распространение на нефтяных месторож­дениях нашей страны.

С а м о т е ч н а я с х е м а сбора нефти и газа раньше была широко распространена на промыслах. При самотечной схеме сбор нефти осуществляется за счет ее свободного слива по тру­бопроводам от мерников, устанавливаемых около скважин. За-

2* 19

Нагпз — >

Рис. 7. Принципиальная технологическая схема промыслового сбора и транс­порта нефти и газа Бароняна—Везирова: 1 — газлифтная скважина; 2 — станок-качалка; 3 — фонтанная скважина высокого давления; 4 — газосепаратор высокого давления; 5 — групповая замерная установка; 6 — газоотделитель (сепарация нефти); 7 — осушитель газа; S — горизонтальный отстой­ник; 9 — сборники нефти; 10 — насос; // — сырьевые резервуары установки подготовки нефти; 12 — вакуум-компрессор; 13 — газосепаратор; 14 — компрессоры высокого дав­ления

мер дебита скважин осуществлялся в мерниках объемным способом. В настоящее время эта схема не применяется. В райо­нах, где эта система была внедрена, проведены работы по ре­конструкции и переводу ее на современные герметизированные схемы.

1. С х е м а Б а р о н я н а — В е з и р о в а (рис. 7) широко рас­пространена на промыслах Азербайджанской и Туркменской ССР. В ней предусматривается двухступенчатая сепарация неф­ти: первая ступень—при давлении около 0,4 МПа и вторая сту­пень— при давлении 0,1 МПа. Внедряется с 1946 г.

Назначение отдельных аппаратов, входящих в состав систе­мы, следующее:

газосепаратор 4 устанавливают на скважинах, если давле­ние превышает 0,6 МПа;

групповая замерная установка 5 служит для замера дебита скважин, к ней подключается до 8 скважин;

в газоотделителе 6 осуществляется окончательное разгази-рование нефти перед ее поступлением в резервуары;

в горизонтальных отстойниках 8 от нефти отделяются песок, механические примеси;

вакуум-компрессоры 12 служат для отбора газа из сборни­ков нефти 9 и отстойников 8.

Рис. 8. Принципиальная технологическая схема промыслового сбора и транспорта нефти и газа института Гипровостокнефть: / нефть и газ со скважин- 2 — групповой замерный трап; 3, 4, 5 — трапы первой, второй и третьей ступени сепарации нефти; 6 — сырьевые резервуары, установки комплекс­ной подготовки нефти; 7 —• газопровод; 8 —резервуар аварийного приема нефти на ДНС; 9 —насосы; 10 — нефтегазовый сепаратор на ДНС; //— нефтепровод от групповых замерных установок

Н а п о р н а я с х е м а с б о р а н е ф т и и г а з а и н с т и т у ­та Г и п р о в о с т о к н е ф т ь (рис. 8). К особенностям этой схе­мы относятся:

ступенчатая сепарация нефти; I ступень осуществляется на групповых сепарационных установках при давлении, достаточ­ном для бескомпрессорного транспортирования газа до ГПЗили других потребителей;

возможность транспортирования нефти с частью растворен­ного газа от сепарационных установок до ЦПС за счет давле­ния сепарации или, при больших расстояниях, при помощи ДНС;

II и III ступени сепарации нефти (осуществляют на ЦПС); укрупнение пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды,

обслуживающих группу промыслов, расположенных в радиусе 50—100 км.

Из-за сложности транспортирования на большие "расстояния жирных газов второй и третьей ступеней сепарации и продуктов стабилизации нефти предлагается на одной площадке с ЦПС строить газобензиновый завод.

При напорной схеме института Гипровостокнефть давление на устье скважин должно быть достаточным для обеспечения двух- или трехступенчатой сепарации нефти. Первая ступень сепарации осуществляется на групповых замерно-еепарацион-ных установках при давлении 0,6—0,8 МПа, т. е. давлении, до-

21

к к

а 2 се <а 3

О О О)

ь •е-Е ч о m

я

•е-

Я

о о f-о

се о с

о ю

03

о

с S о

о ч о и CD Е -

сз к к се В» о (X S я" я •& я и

О» к о

о э Я s £ ft, °<

статочном для бескомпрессорной подачи газа потребителю или «я^газоперерабатывающие заводы. Затем нефть из сепараторов первой ст?п?ни вместе с частью растворенного в ней газа транс-п о К у е т с я до центрального сборного пункта, товарного парка или ц е л ь н ы х промысловых сооружений, где осуществляется Репарация второй (и третьей, если требуется) ступени. С кон-певых Трапных установок нефть поступает в технологические ГкостиРустановоУк по подготовке нефти. При больших расстоя­ниях от первой ступени сепарации и неблагоприятном рельефе местности транспортирование нефти с растворенными в ней га­зами осуществляется дожимными насосными станциями ^ Ч -

У н и ф и ц и р о в а н н ы е т е х н о л о г и ч е с к и е с х е м ы к о м п л Ф е к ? 0 в с б о р а и п о д г о т о в к и нефти, г а з ^ и воды н е ф т е д о б ы в а ю щ и х р а й о н о в (рис. 9). На осно вании анализа и обобщения опыта эксплуатации различных схем сб^ра и подготовки нефти, достижений науки и техники в этом вопросе, а также зарубежного опыта проектирования, стрЭГельстРва и эксплуатации объектов обустройства нефтяного месторождения разработаны и в настоящее время являются обязательным руководящим документом унифицированные тех-шлогические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов.

В основу этих схем положено совмещение в системе нефте-газосбора гидродинамических и ф и з и к ™ м и х ™ * " И Г Л е лля подготовки продукции скважин нефть, газ и вода), для ее разделения на фазы в специальном оборудовании повышенной производительности, при максимальном концентрировании основ­ного оборудования по подготовке нефти, газа и воды на цент­ральных нефтесборных пунктах.

При проектировании обустройства нефтедобывающего пред­приятия унифицированная технологическая схема предусмат-РИВполную герметизацию процессов сбора и транспортирования нефти, газа и воды;

изменение продукции по каждой подключенной скважине; совместное или раздельное после «Спутника» транспортиро­

вание обводненной и необводненной нефти и газа; rtTrtDvn

использование нефтесборных коллекторов для подготовки продукции скважин к дальнейшей обработке;

сепарацию газа от нефти; подготовку товарной нефти (обезвоживание и обессоли-

вание); подготовку сточных вод до нужных кондиции и передачу их

в систему ППД (поддержания пластового давления); поточные измерения количества и качества товарной нефти

и передачу ее управлениям магистральными нефтепроводами. Указанный технологический комплекс располагается, как

правило, на ЦПС. 23

Основной вариант унифицированной технологической схемы ЦПС представляет собой комплекс сооружений для последова­тельного проведения непрерывных взаимозависимых технологи­ческих процессов и включает следующие сооружения: блок до­зировки реагента для разрушения эмульсии в сборном коллек­торе БР; сепаратор первой ступени С А; отстойник предвари­тельного обезвоживания 0-1; печь для нагрева эмульсии П\\ каплеобразователь /С-1; отстойник глубокого обезвоживания 0-2; смеситель С для перемешивания пресной воды с обезво­женной нефтью для ее предварительного обессоливания; элек-тродегидратор 3-1 для глубокого обессоливания; горячий сепа­ратор третьей ступени С-3, резервуары для приема товарной нефти РА; насосы для откачки товарной нефти Я3; автомат по измерению качества и количества нефти А.

На площадке ЦПС располагается также установка подго­товки сточной воды, включающая следующие сооружения: блок очистки БО—обычно сырьевой резервуар; блок приема и откач­ки уловленной нефти БОН; мультигидроциклон МГЦ для отде­ления от сточной (дождевой) воды механических примесей; емкости шламонакопителя Е-2; блок приема и откачки стоков БОС буферной емкости ЕА для разгазирования нефти, посту­пившей вместе со сточной водой из аппаратов УПН; резервуар пластовой воды Р-2 и насос откачки чистой воды #5-

На схеме приведены следующие трубопроводы: Hi— нефть после первой ступени сепарации; Нг — нефть обезвоженная; Hi — нефть обессоленная; #5 — нефть после горячей сепарации; Н6 — некондиционная нефть; Н? — товарная нефть; Г — газ на свечу; Л — газ первой ступени сепарации; Г3 — газ третьей сту­пени сепарации; Д — газ из аппаратов подготовки нефти; В — вода пресная; В\— очищенная вода после ЦПС; В2 — вода пос­ле предварительного обезвоживания; 53 — вода после аппара­тов глубокого обезвоживания и обессоливания; В$ — загрязнен­ные сточные воды на очистку; Ш—шламопровод.

Преимущества рассмотренных герметизированных систем сбора нефти, газа и воды следующие:

полное устранение потерь легких фракций нефти, доходящих в негерметизированных системах до 3 % от объемов добычи нефти;

значительное уменьшение возможности образования и отло­жения парафина на стенках труб;

снижение металлоемкости системы; сокращение эксплуатационных затрат на обслуживание сис­

темы; возможность полной автоматизации сбора, подготовки и кон­

троля за качеством товарной нефти; возможность в некоторых случаях транспортировки нефти,

газа и воды по всей площади месторождения за счет давления на устьях скважин.

94

Однако указанные системы сбора и подготовки нефти име­ют и некоторые недостатки, к основным из которых относятся невысокая точность измерения дебита нефти и воды по отдель­ным скважинам, увеличение утечек жидкости в зазоре между плунжером и цилиндром насоса при насосной эксплуатации скважин, преждевременное прекращение фонтанирования сква­жин при поддержании высокого давления на устье.

УСТАНОВКА ДЛЯ ЗАМЕРА ДЕБИТА СКВАЖИН

В процессе разработки месторождения работа нефтяных скважин характеризуется их дебитами по нефти, газу и воде.

Измерение количества нефти, газа и воды по каждой сква­жине имеет важное значение как для техники и технологии сбо­ра и подготовки нефти, так и для анализа контроля и регулиро­вания процесса разработки месторождения.

Продукцию скважин можно измерять по-разному. Наиболее простыми и вместе с тем точными способами измерения расхо­да нефти и воды являются объемный и массовый.

О б ъ е м н ы й с п о с о б дает удовлетворительные результа­ты, когда измеряют дебит однофазной жидкости (нефть, вода, газ), м а с с о в ы й же способ используется при измерении де­бита нефтегазовых смесей, поскольку газ ввиду малой массы почти не влияет на точность измерения.

При самотечной системе сбора нефти продукцию скважин измеряли объемным способом операторы, обслуживающие это оборудование.

Количество нефти и воды, поступающих из скважины в ин­дивидуальную сепарационно-замерную установку, измерялось или в замерном трапе, или в открытом мернике. Продукцию скважины в мернике замеряли рейкой с делениями или при по­мощи уровнемерных стекол, установленных на мерниках.

Для определения дебитов скважин по изменению уровней нефти и воды в мернике необходимо знать так называемую цену деления мерника, которая определяется по формуле

V = 0 , 0 1 1 - ^ » 0.00785LD2,

где D — внутренний диаметр мерника, м; L — единица высоты мерника, м.

Объем жидкости (в м3), поступающей в мерник за 1 мин, Уж = 0,007850%, где h — увеличение уровня жидкости в мернике за 1 мин.

Если наполнение мерника продолжать п минут, то суточный дебит скважины по жидкости составит

1 ^ 0 , 0 1 ^ - 1 ^ = 1 1 , 3 - ^ , же ' Д о П

где 1440— число минут в сутках.

Для пересчета объемных единиц в весовые пользуются сле­дующей формулой: Q = Vp,

где р — плотность нефти, кг/м3. С целью ускорения измерения дебитов скважины по уровню

в мернике каждый мерник тарируется и составляется отдельная таблица.

Зная обводненность нефти, определяют дебит скважины по нефти и по воде.

С внедрением герметизированной системы сбора продукции скважины описанный способ измерения дебита стал невозмо­жен. Для замера дебита нефтяных скважин при герметизиро­ванных схемах сбора нефти и газа внедрено множество различ­ных замерных установок, у которых имеется один общий при­знак—они рассчитаны на подключение группы нефтяных сква­жин, поэтому эти установки получили название г р у п п о в ы х з а м е р н ы х у с т а н о в о к .

В качестве примера групповых замерных установок рассмот­рим принцип работы установки типа АГМ-3, которая приме­няется в составе системы сбора нефти и газа Бароняна —Вези-рова. Она позволяет осуществлять автоматическое программное подключение скважин к замерному сепаратору и раздельно из­мерять дебит скважины по нефти и воде. Результаты измерения дебитов передаются на диспетчерский пункт. Предусмотрены телесигнализация на диспетчерский пункт и телеуправление с диспетчерского пункта.

Основными элементами установки АГМ-3 (рис 10) являют­ся пневматические трехходовые клапаны 3, осуществляющие подключение скважин к измерительному сепаратору 10 (их чис­ло соответствует числу скважин, подключаемых к данной груп­повой установке); сепаратор 10 для измерения продукции сква­жины раздельно по нефти и воде, пневматический распредели­тельный блок электропитания 6, датчики нижнего 17 и верхнего аварийного 8 уровней жидкости в сепараторе, клапан с мемб­ранным приводом для слива жидкости из сепаратора На дис­петчерском пункте (ДП) установки монтируются пульт управ­ления 13 и регистратор дебита 14. я р

Принцип действия установки заключается в следующем Продукция от скважин по выкидным линиям 2 подходит к груп­повой установке и попадает в общий коллектор 1. По команде с диспетчерского пункта или с помощью программного устрой­ства один из распределительных клапанов 3 отключает соответ­ствующую скважину от общего коллектора и направляет ее продукцию к измерительному сепаратору 10. После окончания измерения жидкость из сепаратора через клапан 16 сливается в общий коллектор. Время подключения скважины к сепарато­ру, время измерения, опорожнения сепаратора и последователь­ность измерения устанавливаются с помощью программного

Рис. 10. Принципиальная схема автоматизированной групповой замерной установки АГМ-3

устройства. Газ для пневматического распределителя 4 отби­рается из сепаратора, проходит фильтр 7 и регулятор дав­ления 5.

По прошествии заданного программным устройством време­ни с помощью перечисленных устройств происходит отключение скважины от измерительного сепаратора и перевод потока жидкости в общий коллектор. При этом автоматически вклю­чается телевизионное устройство 9 и с помощью датчиков уров­ня начинается процесс измерения уровней нефти и воды в се­параторе.

В сепараторе вмонтирована труба // из немагнитного мате­риала, в которую на тросике 15 опускается индикатор датчика уровня. Вдоль трубы, прослеживая уровни нефти и воды, пере­мещаются два поплавка 12 с встроенными в них постоянными магнитами. Масса поплавков подобрана таким образом, что один из них (нижний) всегда плавает на разделе нефть —вода, а другой (верхний)—на поверхности нефти. Номера скважины фиксируются на диспетчерском пункте в регистрирующем уст­ройстве.

После окончания измерения уровней и слива жидкости из сепаратора к нему подключается следующая скважина и т. д.

Для условий эксплуатации высокодебитных месторождений объединением «Грознефть» была разработана автоматизирован-

27

ная групповая замерная установка АГЗУ-2000-64, рассчитанная на подключение пяти скважин с дебитами от 160 до 2000 т/сут и на работу при давлении 6,4 МПа.

АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ ЗАМЕРНЫЕ ГРУППОВЫЕ УСТАНОВКИ ТИПА «СПУТНИК»

При проектировании обустройства нефтяных месторождение необходимо учитывать их специфические условия, что, однако,, приводит к большому разнообразию и разнотипности как схем сбора нефти и газа, так и элементов этих схем. Это затрудняет заводское изготовление оборудования с максимальным исклю­чением монтажных работ на нефтяном месторождении. В связи с этим было принято решение об упорядочении схем сбора неф­ти и газа с максимальным применением блочного оборудования заводского изготовления.

Недостатки ранее разработанных установок были устранены в блочных автоматизированных замерных установках типа «Спутник». В настоящее время имеются следующие типы уста­новок: «Спутник-А», «Спутник-Б», «Спутник-В». В разработке находятся другие модификации, при этом «Спутник-А» является базовой конструкцией этой серии блочных автоматизированных замерных установок.

Блочная автоматизированная замерная установка типа «Спутник-А» предназначена для автоматического измерения де­бита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа и для контроля за их работой.

Установки «Спутник-А» рассчитаны на рабочее давление 1,6,. 2,5 и 4 МПа, на дебиты скважин до 400 и до 1500 м3/сут, на число подключаемых к установке скважин от 10 до 24, на об­щую пропускную способность до 4000 и до 10000 м3/сут. Сущест­вуют три модификации этих установок: «Спутник-А-16-14/400», «Спутник-А-25-10/1500», «Спутник-А-40-14/400». В указанном шифре первая цифра обозначает рабочее давление, на которое рассчитана установка, вторая —число подключенных к установ­ке скважин, третья — наибольший измеряемый дебит (в м3/сут). Конструктивное исполнение этих установок в виде закрытых блоков с обогревом позволяет эксплуатировать их в районах с суровыми климатическими условиями (они рассчитаны на ра­боту при температуре окружающей среды от —55 до 50 °С).

Установка типа «Спутник» состоит из двух блоков: замерно-переключающего и блока КИП и А. Оба блока монтируются на специальных рамных основаниях для возможности транспор­тирования железнодорожным, автомобильным и водным транс­портом. Замерно-переключающий блок установки «Спутник-А» состоит из переключателя скважин многоходового ПСМ, гид­равлического привода ГП, отсекателя коллекторов ОКГ или КПР замерного гидроциклонного сепаратора с механическим регулятором уровня, турбинного счетчика ТОР, вентилятора,

28

Рис. 11. Технологическая схема уста­новки «Спутник>: 1 — обратные клапаны; 2 — задвижка; 3— переключатель скважин многоходовой (ПСМ); 4 — роторный переключатель сква­жин; 5 — общая линия; 6 — замерная линия; 7 — отсекатели потока; 8 — коллек­тор обводненной нефти; 9, 12 — задвиж­ки закрытые; 10, 11 — задвижки открытые; 13 — гидроциклонный сепаратор; 14 — рас­ходомер газа; 15 — регулятор перепада давления; 16, 16 а — золотники; П — дат­чик уровнемера поплавкового типа; 18 — расходомер жидкости ТОР-1; 19 — поршне­вой клапан; 20 — влагомер; 21 — гидро­привод; 22 — электродвигатель; 23 — сборный коллектор; т — выкидные линии от скважин; БМА — блок местной авто­матики

Рис. 12. Объемный расходомер типа ТОР: / — патрубок корпуса; 2 — обтекатель; 3— магнитоиндукционный датчик; 4 — отра­жатель; 5 — понижающий редуктор; 6 — станина; 7 — муфта съема показаний; 8 — механический счетчик; 9 — диск; 10 — магнитная муфта; // — лопатка крыль­чатки; 12 — крышка; 13 — регистратор

соединительных трубопроводов и запорной арматуры. В щито­вом помещении блока КИП и А размещаются блок местной ав­томатики БМА-30, состоящий из блока управления и силового блока, блок питания счетчика ТОР, два электрических нагре­вателя.

29

П р и н ц и п д е й с т в и я . Жидкость любой скважины, постав­ленной на замер, направляется в многоходовой переключатель скважин (ПСМ) 4, а затем — в гидроциклонный сепаратор 13 (рис. 11). На выходе газа из сепаратора установлен регулятор перепада давления 15, поддерживающий постоянный перепад между сепаратором и расходомером газа 14. Постоянный пере­пад давления передается золотниковыми механизмами 16 и 16а на поршневой клапан 19.

Количество жидкости по каждой скважине измеряется сле­дующим образом. Когда датчик поплавкового уровнемера 17 находится в крайнем нижнем положении, верхняя вилка по­плавкового механизма нажимает на верхний выступ золотника 16, в результате чего повышенное давление от регулятора 15 передается на правую часть поршневого клапана 19 и прикры­вает его, подача жидкости прекращается и турбинный расходо­мер 18 перестает работать. С этого момента уровень жидкости в сепараторе повышается. Как только он достигнет крайнего верхнего положения и нижняя вилка поплавкового механизма нажмет на выступ золотника 16а, повышенное давление от ре­гулятора 15 действует на левую часть поршневого клапана 19 и открывает его. Начинается течение жидкости в системе, и тур­бинный расходомер отсчитывает количество прошедшей через него жидкости. Для определения обводненности нефти на «Спут­нике» установлен влагомер 20, через который пропускается вся продукция скважины.

Турбинные расходомеры типа ТОР, устанавливаемые на «Спутниках», предназначаются для измерения жидкости вяз­костью не более 80-10~5 м 2/с Расходомеры типа ТОР обеспечи­вают как местный отсчет показаний, так и передачу показаний при помощи электромагнитного датчика на БМА. Расходомер (рис. 12) работает по принципу турбинного преобразователя. Число оборотов крыльчатки прямо пропорционально количеству прошедшей жидкости. Вращательное движение крыльчатки пе­редается через понижающий редуктор на механический счетчик со стрелочной шкалой (цена деления 0,005 м 3). Одновременно выдается электрический сигнал, который регистрируется в бло­ке регистрации.

Диапазон измерения колеблется от 3 до 30 м3/ч. Паспортная погрешность измерения при расходе от 3 до 5 м3/ч равна ±5 %, от 5 до 30 м3/ч — +2,5 %.

Расход чистой нефти, прошедшей через ТОР, определяется автоматически как разность между показаниями ТОР и датчи­ка влагомера.

Из других модификаций автоматизированных блочных за­мерных установок на нефтяных месторождениях применяются «Спутник-Б», «Спутник-ВР» и «Спутник» с массовыми вибра­ционными расходомерами.

На установках «Спутник-Б» принцип измерения продукции скважин тот же, что на установках «Спутник-А», в то время как

30

на установке «Спутник-В» и более совершенной его модифика­ции «Спутник-ВР» используется массовый принцип измерения и в качестве переключающих устройств вместо ПСМ приме­няются трехходовые клапаны. В «Спутнике» с массовыми виб­рационными расходомерами, в отличие от остальных автома­тизированных блочных замерных установок, отсутствуют сепа-рационный узел и переключающее устройство и для измерения продукции каждой скважины используется принцип затухания свободных колебаний защемленной трубки, по которой проте­кает нефтегазовая смесь.

Установки «Спутник-Б» выпускаются в двух модификациях: «Спутник-Б-40-14/400» и «Спутник-Б-40-24/400». Первая моди­фикация рассчитана на подключение 14 скважин, вторая — 24.

В отличие от «Спутника-А» в «Спутнике-Б» предусмотрены: возможность раздельного сбора обводненной и необводненнои продукции скважин, определение содержания воды в ней, изме­рение количества газа, отсепарированного в измерительном се­параторе, а также дозирование химических реагентов в поток нефти и прием резиновых шаров, запускаемых на скважинах для депарафинизации выкидных линий.

Для определения содержания воды на установках «Спут­ник-Б» используется комплекс приборов, состоящий из влаго­мера, расходомера типа ТОР и вторичной электронной аппара­туры. Для измерения количества газа в измерительном сепара­торе применяется расходомер типа «Агат», который одновремен­но с измерением расхода, давления и температуры осуществляет также приведение измеряемого объема газа к объему при нор­мальных условиях.

Подача химического реагента на установках типа «Спут­ник-Б» непосредственно в нефтегазосборный коллектор способ­ствует предотвращению образования стойких нефтяных эмуль­сий и соответственно снижает гидравлические сопротивления и улучшает условия работы установок подготовки нефти.

На установках типа «Спутник-В» и «Спутник-ВР» дебит скважины измеряется в вертикальном сепараторе по показаниям нижнего и верхнего датчиков уровня и датчика веса вибрацион-но-частотного типа. При этом регистрируется время заполнения измерительного сепаратора. По истечении одного цикла запол­нения взвешенная порция жидкости выдавливается в общий коллектор, и цикл измерения повторяется. Данные по измере­нию дебита жидкости передаются в пересчетное устройство, и окончательные результаты измерений в единицах массы по­ступают в накопительное устройство телемеханики.

Установки «Спутник-В» и «Спутник-ВР» имеют ряд преиму­ществ по сравнению с установками «Спутник-А» и «Спутник-Б». Использование трехходовых переключающих клапанов вместо многоходовых позволяет легко разделять продукцию безводных и обводненных скважин. Измерение дебита в единицах массы

31

точнее, к тому же не требуется пересчета объемных величин s массовые.

Принцип измерения продукции скважин, принятый на уста­новке «Спутник» с массовыми вибрационными расходомерами, позволяет отказаться на автоматизированных блочных замер­ных установках от монтажа громоздкого сепарационного узла и переключающего устройства со сложной обвязкой, что значи­тельно упрощает компоновку установки и повышает ее надеж­ность. Измерительное устройство на установке «Спутник» с мас­совыми вибрационными расходомерами работает следующим образом. На каждой выкидной линии от скважины распола­гается измерительная трубка с грузиком на конце. Один конец этой трубки защемлен, в нижней части трубки против грузика устанавливаются индуктивный датчик и электромагнит. При прохождении нефтегазовой смеси через трубку электромагнит сообщает концу ее с грузиком импульс возбуждения, в резуль­тате которого трубка совершает свободные затухающие колеба­ния. Измерение расхода нефтегазовой смеси сводится к опреде­лению коэффициента затухания свободных колебаний трубки, пропорциональному массовому расходу протекающей по ней нефтегазовой смеси.

СЕПАРАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ

В процессе подъема жидкости из скважин и транспортирова­ния ее до центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и воды постепенно снижается давление в системе сбора, и из нефти выделяется газ. Объем выделившегося газа по мере сни­жения давления в системе увеличивается, и поток в нефтегазо-сборных коллекторах, включая и верхние участки НКТ, состоит из двух фаз: газовой и жидкой. Такой поток называется д в у х ­ф а з н ы м или н е ф т е г а з о в ы м п о т о к о м .

Жидкая фаза может, в свою очередь, состоять из нефти и пластовой воды, содержание которой в потоке может изме­няться от нуля до значительных величин. Следовательно, в слу­чае содержания воды в продукции скважин мы имеем дело с т р е х ф а з н ы м или н е ф т е в о д о г а з о в ы м п о т о к о м , который состоит из нефти, газа и воды.

Нефть и выделившийся из нее газ при нормальных условиях не могут храниться или транспортироваться вместе. Поэтому на нефтяных месторождениях совместный сбор нефти и газа и совместное транспортирование их осуществляют только на определенные экономически целесообразные расстояния, а за­тем нефть и выделившийся газ транспортируют раздельно.

Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором происходит отделение газа от жидкой про­дукции скважин, называют н е ф т е г а з о в ы м с е п а р а т о ­р о м . Так как в нефтегазовом сепараторе происходит отделение газовой фазы от жидкой, такой сепаратор называют д в у х ф а з ­

н ы м . Однако в некоторых случаях в нефтегазовых сепараторах осуществляется к тому же отделение и сброс свободной воды. В этом случае нефтегазовый сепаратор называют н е ф т е в о д о -г а з о с е п а р а т о р о м или т р е х ф а з н ы м с е п а р а т о р о м .

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 с т у п е н ь ю с е п а р а ц и и газа. Ступеней се­парации может быть несколько, и окончательное отделение неф­ти от газа завершается в концевых сепараторах или в резервуа­рах под атмосферным давлением.

Многоступенчатая сепарация применяется при высоких дав­лениях на устье скважин для лучшего разделения нефти и газа при последовательно снижающихся давлениях в сепараторах. Нефтегазовую смесь из скважины направляют сначала в сепа­ратор высокого давления, в котором из нефти выделяется основ­ная масса газа, состоящего главным образом из метана и этана.

Из сепаратора высокого давления нефть поступает в сепара­торы среднего и низкого давления для окончательного отделе­ния от газа.

Сепараторы первой ступени в зависимости от конкретных ус­ловий на месторождении могут быть рассредоточены в несколь­ких пунктах по его территории или сосредоточены наряду с ос­тальными ступенями сепарации на центральном пункте сбора и подготовки нефти, газа и воды. В последнем случае на место­рождении не строятся газосборные трубопроводы. Транспорти­рование же газа всех ступеней сепарации от ЦПС до газоком­прессорной станции или до газоперерабатывающего завода обычно осуществляется по одному газопроводу.

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 (гидроциклонные); 4) по рабочему давлению — высокого (6,4 МПа и более), среднего (2,5—6,4 МПа), низкого (0,6— 2,5 МПа) давления и вакуумные; 5) по числу обслуживаемых скважин—индивидуальные и групповые; 6) по числу ступеней сепарации — первой, второй, третьей ступени и т. д.; 7) по чис­лу разделяемых фаз — двухфазный (нефть+газ), трехфазный (нефть+газ+вода).

В е р т и к а л ь н ы е с е п а р а т о р ы имеют четыре секции (рис. 13).

О с н о в н а я с е п а р а ц и о н н а я с е к ц и я / служит для интенсивного выделения газа из нефти. На работу сепарацион-ной секции большое влияние оказывают степень снижения дав­ления, температура в сепараторе, физико-химические свойства

нефти, особенно ее вязкость, конструктивное оформление ввода продукции скважин в сепаратор (радиальное, тангенциальное, использование различных насадок — проволочной сетки, диспер-гаторов, турбулизирующих ввод газонефтяной смеси с предвари­тельным отделением газа от нефти).

О с а д и т е л ь н а я с е к ц и я Я, в которой происходит до­полнительное выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции. Для более интенсивного выделения пузырьков газа из нефти ее направляют тонким слоем по на­клонным плоскостям, увеличивая тем самым длину пути дви­жения нефти, т. е. эффективность ее сепарации.

С е к ц и я с б о р а н е ф т и ///, занимающая самое нижнее положение в сепараторе и предназначенная 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 осади-тельной секций и времени пребывания нефти в сепараторе.

К а п л е у л о в и т е л ь н а я с е к ц и я IV, расположенная в верхней части сепаратора, служит для улавливания мельчай­ших капелек жидкости, уносимых потоком газа.

В составе групповых замерных установок применение вер­тикальных аппаратов обеспечивает большую точность замеров расхода жидкости в широком диапазоне дебитов скважин, вклю­чая малодебитные.

Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки:

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

2) меньшая устойчивость процесса сепарации при поступле­нии пульсирующих потоков;

3) меньшая эффективность сепарации. Обслуживание вертикальных сепараторов сводится к поддер­

жанию в них установленного давления и исправного состояния регулятора уровня, предохранительного клапана, манометра. В случае использования уровнемерных стекол в замерном сепа­раторе, особенно при вязких нефтях и низких температурах, требуется время от времени промывать соляровым маслом за­грязненные стекла, отключая их соответствующими кранами от сепаратора.

Г о р и з о н т а л ь н ы е с е п а р а т о р ы имеют большую про­пускную способность по газу и жидкости, чем вертикальные. По некоторым данным, пропускная способность горизонтального се­паратора при одинаковых размерах примерно в 2,5 раза боль­ше, чем вертикального. 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.

Большинство горизонтальных сепараторов изготавливается из одной горизонтальной емкости со сферическими днищами

Рис. 13. Вертикальный сепаратор: / основная сепарационная секция; // — осадительная секция; /// — секция сбора нефти; IV — секция каплеуловительная; / — ввод продукции скважин; 2 — разда­точный коллектор; 3 — регулятор уровня «до себя»; 4 — каплеуловительная насад­ка; 5 — предохранительный клапан; 6 — наклонные полки; 7 —- датчик регулятора уровня поплавкового типа; 8—исполни­тельный механизм; 9 — сливной патрубок; 10 — перегородки; 11—уровнемерное стек­ло; 12 — отключающие вентили; 13 — дре­нажная трубка

(одноемкостные сепараторы), иногда применяют двухъем-костные горизонтальные сепа­раторы.

Область применения гори­зонтальных сепараторов весь­ма обширна. Они используют­ся для оснащения дожимных насосных станций, для первой, второй и третьей ступеней се­парации на центральных пунк­тах сбора и подготовки нефти, газа и воды. Пропускная спо­собность горизонтальных се­параторов, применяемых для первой, второй и третьей сту­пеней сепарации, может до­стигать 30 000 т/сут по жид­кости на каждой ступени.

Горизонтальные сепараторы широко применяются также для отделения и сбора свободной воды из продукции скважин на первой или последующих ступенях сепарации, что исключает попадание значительных объемов воды на установку по подго­товке нефти. В этом случае они выполняют роль трехфазных сепараторов.

Горизонтальные сепараторы некоторых конструкций для по­вышения пропускной способности и улучшения качества сепара­ции нефти оборудуются гидроциклонами. Отделение газа от нефти в гидроциклонах происходит за счет центробежных сил. Нефть, имеющая большую плотность, отбрасывается к стенкам гидроциклона, а газовый вихрь, вращаясь, движется в центре. Из гидроциклона нефть и газ отдельно поступают в емкости (рис. 14).

Газонасыщенная нефть поступает на сливные полки 15 и да­лее по стенке в нижнюю часть емкости. Сливные полки умень­шают пенообразование. Движение нефти тонким слоем по пол­кам способствует отделению нефти от газа. В емкости монти­руется механический регулятор уровня 14, связанный с испол­нительным механизмом — заслонкой 12, установленной после сепаратора на нефтяной линии. Регулятор обеспечивает в емко-

на У ПН

сти необходимый уровень жидкости, предотвращающий прорыв свободного газа в нефтяной коллектор.

Наибольшей пропускной способностью по жидкости и газу характеризуются горизонтальные сепараторы, в которые жид­кость и газ, предварительно отделенные в подводящих трубо­проводах, вводятся раздельно. Такие аппараты получили назва­ние с е п а р а т о р о в с п р е д в а р и т е л ь н ы м о т б о р о м г а з а (рис. 15). Работает данный сепаратор следующим обра­зом. Нефтегазовая смесь подводится к корпусу сепаратора по наклонным участкам трубопроводов 1 я 2. Уклон трубопрово­да 1 может колебаться в пределах от 30 до 40°, а трубопрово­да 2 — от 10 до 15°. К трубопроводу 2 вертикально привари­ваются три-четыре газоотводных трубки 3 диаметром 50— 100 мм. Верхние концы этих трубок приварены к сборному кол­лектору (депульсатору) газа 5, подводящему этот газ к корпусу каплеуловителя 8, в котором устанавливаются выравнивающая поток газа перфорированная перегородка 6 и жалюзийная кас­сета 7. Капельки нефти, уносимые основным потоком газа по сборному коллектору 5, проходя жалюзийную кассету 7 (или любую другую), прилипают к стенкам жалюзи и, скапливаясь

як

Рис. 16. Схема сепаратора с предварительным отбором газа типа УБС: / — ввод в сепаратор продукции скважин; 2 — депульсатор; 3 — трубопровод предва­рительного отбора газа; 4 — каплеуловитель; 5—газопровод для отвода газа; 6—• сепаратор; 7 — трубопровод для выхода нефти (жидкости); в — счетчик нефти (жид­кости); 9 — патрубок для размыва осадка; 10 — дренажный трубопровод

на них, в виде сплошной пленки стекают вниз в корпус сепара­тора. Из корпуса каплеуловителя 8 газ направляется под соб­ственным давлением 0,6 МПа на газоперерабатывающий за­вод (ГПЗ).

Нефть, освобожденная от основной массы газа в трубопро­воде 2, поступает в корпус сепаратора через нижний патрубок ввода 4, в котором установлены сплошная перегородка 14, успо­коитель уровня 13 и две наклонные полки 10, увеличивающие путь движения нефти и способствующие выделению из нефти окклюдированных пузырьков газа, не успевших скоалесциро-ваться и выделиться в наклонном трубопроводе 2. Давление вы­делившегося из нефти газа повышают при помощи эжектора 9, затем газ транспортируется на ГПЗ.

Для регулирования вывода нефти из сепаратора имеется датчик уровнемера поплавкового типа 11 с исполнительным ме­ханизмом 12.

Раздельный ввод газа и жидкости в аппарат имеет ряд преи­муществ. При совместном вводе нефтегазового потока в сепа­ратор с перепадом давления и перемешиванием фаз количество в нефти пузырьков газа размером 2—3 мкм примерно в 4 раза больше, чем в случае раздельного ввода нефти и газа в аппарат без перепада давления. Пузырьки газа таких размеров обычно находятся во взвешенном состоянии и не успевают выделиться из нефти за время ее движения в сепараторе. Таким образом, в сепараторах с раздельным вводом жидкости и газа унос сво­бодного газа вместе с нефтью в несколько раз меньше, чем в се­параторах с совместным вводом продукции, и обычно не превы­шает 1 % от объема жидкости.

При раздельном вводе нефти и газа резко уменьшается так­же объем пены, образующейся в сепараторе в результате удер-

37

Т а б л и ц а 1

Модификация установки

Пропускная способность

по сырью (м'/сут), не более

Рабочее давление (МПа), не

более

Газовый фактор нефти (м3/м3),

не более

Масса (кг), не более

УБС-1500/6 УБС-3000/6 УБС-6300/6 УБС-6300/16 УБС-10000/6 УБС-10000/16 УБС-16000/6 УБС-16000/16

1500 3000 6300 6300

10 000 10 000 16 000 16 000

0,6 0,6 0,6 1,6 0,6 1,6 0,6 1,6

60 60 60

120 60

120 60

120

10 000 15 000 25 000 31000

3000 38 000 40 000 50 000 '

жания части газа и жидкости во взвешенном состоянии, что осо­бенно важно при подготовке нефтей, склонных к ценообразова­нию. Как известно, ввод продукции в сепаратор с перепадом давления в случае нефтей, склонных к пенообразованию, может привести к заполнению газового пространства пеной. При за­полнении сепаратора пеной отказывает в работе регулятор уров­ня и пена поступает как в газопровод, так и в выкидную линию для жидкости.

В настоящее время разработан ряд блочных сепараторов ти­па УБС с предварительным отбором газа на пропускную спо­собность от 1500 до 16 000 м3/сут. Объем емкости составляет от 30 до 160 м3 (рис. 16). Технические данные сепараторов типа УБС приведены в табл. 1.

Т р е х ф а з н ы е с е п а р а т о р ы . По мере роста обводненно­сти продукции скважин, поступающей в сепараторы, начинают преобладать капли воды больших размеров, которые могут лег­ко коалесцировать и отделяться в виде свободной воды.

Количество выделившейся из нефтяной эмульсии свободной воды зависит от физико-химических свойств нефти и воды, тем­пературы потока, продолжительности транспортирования, интен­сивности перемешивания потока (до поступления в сепаратор) и от многих других причин. Предварительная подача реагента в поток на определенном удалении от сепарационных установок способствует выделению свободной воды из эмульсии.

В нефтепромысловой практике отделяемую свободную воду стремятся сбросить как можно раньше — до поступления про­дукции на установки подготовки нефти, так как нагрев этой воды связан с большим расходом теплоты. Предварительный сброс свободной воды осуществляется в трехфазных сепарато­рах. В настоящее время разработаны трехфазные сепараторы для работы на первой и последующих ступенях сепарации. Осо­бенностью таких аппаратов (рис. 17) является использование в одной емкости двух отсеков: сепарационного и отстойного, со­общающихся между собой через каплербразователь.

38

Рис. 17. Трехфазный сепаратор: 1 — ввод продукции скважин в сепарационный отсек; 2 — регулятор давления; 3 — сливные полки; 4, 5 —патрубки; 6, 7 — узел отбора нефти; 8 — регулятор уровня'; 9 — исполнительный механизм; 10 — узел отбора воды; И — узел ввода эмульсии в от­стойный отсек; 12 — каплеобразователь

Сепаратор работает следующим образом. Смесь нефти, воды и газа по патрубку 1 поступает в сепарационный отсек. Отсепа-рированный газ подается на ГПЗ, а смесь нефти и воды с не­большим количеством газа из сепарационного отсека по капле-образователю 12 перетекает в отстойный отсек, где нефть отде­ляется от воды и газа. Нефть по верхнему патрубку 7отводится на УПН, вода через исполнительный механизм 9, работающий за счет датчика регулятора уровня поплавкового типа 8, сбра­сывается из сепаратора в резервуар-отстойник или под соб­ственным давлением транспортируется на блочную кустовую насосную станцию (БКНС). Если в трехфазный сепаратор по­ступает нефть в виде стойкой эмульсии, то в каплеобразователь 12 подводится с УПН горячая отработанная вода, содержащая поверхностно-активные вещества (ПАВ) для интенсификации разрушения этой эмульсии.

Э ф ф е к т и в н о с т ь р а б о т ы с е п а р а т о р а любого типа характеризуется следующими двумя основными показателями: 1) количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции, и 2) количеством пузырьков газа, уносимых потоком нефти из секции сбора нефти. Чем меньше эти показатели, тем эффективнее работа нефтегазового сепара­тора. В хорошо сконструированных нефтегазовых сепараторах обычно унос капелек жидкости вместе с газовым потоком не превышает 15 см3 на 1000 м3 отсепарированного газа, или око­ло 10 г жидкости на 1000 кг продукции, поступающей в сепа­ратор.

По такой технологической схеме сконструированы и серий­но изготовляются автоматизированные блочные установки пред­варительного сброса пластовой воды типа УПС (рис. 18).

ДОЖИМНЫЕ НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ

Когда давления на устьях нефтяных скважин недостаточны для транспортирования нефти или нефтяной эмульсии на боль­шие расстояния до ЦПС, где должна подготавливаться нефть, тогда приходится строить дожимные насосные станции (ДНС). В состав ДНС входят нефтегазовые сепараторы, иногда буфер­ная емкость для отсепарированной нефти, насосы для откачки нефти, электротехническое оборудование (трансформаторная подстанция, станции управления). Дожимные насосные стан­ции, как правило, работают в автоматическом режиме. При по­мощи средств автоматики в зависимости от количества посту­пающей нефти, объема сепаратора или буферной емкости и по­дачи установленных насосов устанавливается режим откачки нефти с ДНС. Он может быть непрерывный и периодический.

Управление периодической откачкой нефти осуществляется при помощи специальных средств автоматики, называемых ав­томатами откачки. От датчиков этих приборов в зависимости от уровня жидкости в сепараторе или буферной емкости подается команда на включение или отключение насосов.

В составе ДНС, особенно удаленных от ЦПС на большие расстояния, при значительной обводненности нефти (более 30%) часто предусматриваются установки по частичному обезвожи­ванию нефти или предварительному сбросу пластовой воды.

В распоряжении нефтяников имеются эффективные химиче­ские реагенты (деэмульгаторы), позволяющие осуществлять предварительный сброс пластовой воды без нагрева водонефтя-ной эмульсии, т. е. частичное обезвоживание нефти осущест­вляется при низких температурах (от 5 до 20°С).

Рис. 18. Технологическая схема установок УПС-3000/6м и УПС-6300/6м: А — сепарационный отсек; Б — отстойный отсек; трубопровод: / — водогазонефтяной смеси; 2 — газа; 3 — пластовой воды; 4 — оборотной воды; 5 — водогазонефтяной сме­си и оборотной воды; в — предварительно обезвоженной нефти; 7 —дренаж

Нефть на УПК

Рис. 19. Схема дожимной насосной станции с предварительным сбросом пла­стовой воды

Дожимная насосная станция с предварительным сбросом пластовой воды (рис. 19) работает следующим образом. Нефте-газоводяная смесь из сборного коллектора через патрубок / по­ступает в трехфазный сепаратор 2. Газ, отделившись от жидко­сти, через регулятор давления «до себя» 3 и расходомер 4 по­ступает в газопровод и под собственным давлением транспор­тируется на ГПЗ, а смесь (эмульсия) воды с нефтью сначала поступает в каплеобразователь 14, а затем перетекает во вто­рой отсек сепаратора, где происходит разрушение эмульсии за счет подачи эффективного деэмульгатора из емкости 11 дози­ровочным насосом 12. Вода через исполнительный механизм 5 сбрасывается в буферную емкость 6, откуда насосами 10 от­правляется на БКНС, а обезвоженная нефть поступает в расхо­домер объемного типа 7, а затем на прием центробежных насо­сов 8 и транспортируется до ЦПС. Откачка воды регулируется в зависимости от положения уровня «нефть — вода» регулято­ром 13 и исполнительным механизмом 5.

Система автоматики предусматривает попеременную работу насосных агрегатов, автоматическое включение резервного на­соса при выходе из строя рабочего агрегата, а также автома­тическую остановку насосов откачки при срыве подачи. Все эти операции осуществляются при помощи электроконтактных ма­нометров 9, установленных на выкидных линиях насосов и при­боров местной автоматики, связанных с пусковыми устрой­ствами.

Для ускорения строительства ДНС разработаны и серийно изготовляются блочные сепарационные установки с насосной откачкой БН-500-21, БН-1000-25, БН-2000-26.

Сепарационная установка с насосной откачкой типа БН со­стоит из следующих транспортабельных блоков: технологическо­го, щитового, канализации и свечи аварийного сброса газа.

41

Рис. 20. Принципиальная технологическая схема установки типа БН: / — гидроциклонные вводы нефти в сепаратор; 2 — корпус сепаратора; 3 — датчик мак­симального уровня жидкости; 4 — насосные агрегаты для откачки нефти; 5, 6 — газопро­воды; 7 — нефтепровод; 8 — дренажная линия; 9 — газ на факел

Технологический блок установки состоит из гидроциклонно­го сепаратора, технологической емкости, насосных агрегатов, технологической обвязки и арматуры, средств КИП и А, ос­нования.

Для северных районов страны насосные агрегаты устанавли­ваются в здании каркасного типа с панельными стенами (в дру­гих случаях — на открытом воздухе). В каждом технологиче­ском блоке предусматривается два насоса типа ЗМС-10, 4М.С-10 или 5МС-10 в зависимости от пропускной способности блока и требуемого напора. Блочные насосные подачей более 2000 м3/сут комплектуются из нескольких технологических бло­ков подачей по 2000 м3/сут каждый.

Предусматривается два режима работы насосных агрегатов: непрерывный и периодический. Для равномерной загрузки уста­новок подготовки нефти предпочтителен непрерывный режим работы.

Установка типа БН работает следующим образом (рис. 20). Нефтегазовый поток по сборному коллектору поступает в два гидроциклонных ввода нефти в сепаратор 1, врезанных в кор­пус сепаратора 2, пропускная способность каждого из них со­ставляет до 150 м3/ч по жидкости с газовым фактором до 120 м3/м3.

Газ, отделившийся в гидроциклонном сепараторе, через верх­ний патрубок поступает в большой отсек технологической емко­сти, где происходит отделение капель жидкости от газа, откуда через заслонку механического регулятора уровня, установлен­ного в патрубке технологической емкости, поступает в газосбор­ный коллектор й под давлением-сепарации транспортируется потребителю. 42

Малый отсек / технологической емкости отделен от основно­го отсека II перегородками. Он служит для задержания меха­нических примесей, пены. В нем поддерживается также некото­рый уровень жидкости, куда погружается нижний патрубок гидроциклонного сепаратора. Большой отсек технологической емкости служит основным буфером перед насосами. Нефть из этого отсека через приемный патрубок насосами 4 откачивается в напорный нефтепровод. Для определения общей производи­тельности установки по жидкости на выкидном коллекторе пос­ле насосов устанавливается счетчик. Для замера производитель­ности установки по газу в коллекторе выхода газа устанавли­вается камерная диафрагма. Расход газа на установке заме­ряется периодически переносным дифманометром. Сепараторная емкость оснащена датчиками максимального уровня 3, датчи­ком автомата откачки и отсекателем газовой линии для предотвращения перелива нефти в газопровод.

В последнее время начали серийно выпускать более совер­шенную модификацию сепарационной установки с насосной от­качкой типа УБСН. В ее состав входят блочная сепарацион-ная установка типа УБС, блок коллекторов, блок измерения и регулирования, насосные блоки и блок автоматики.

Система автоматики обеспечивает поддержание заданного уровня нефти и заданного давления в технологической емкости, сигнализацию о достижении предельных значений контролируе­мых параметров, перепуск нефти с выхода на вход нефтяных насосов (при достижении нижнего регулируемого уровня в тех­нологической емкости), а также аварийную сигнализацию и бло­кировку.

Разработаны установки УБСН производительностью 3000 и 6300 м3/сут, на давление 2,5 и 4 МПа, в обычном и антикорро­зийном исполнении.

ПРОМЫСЛОВЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

Трубопроводы, транспортирующие продукцию скважин на территории нефтяных месторождений, подразделяются:

1) по назначению — на нефтепроводы, газопроводы, нефте­газопроводы, нефтегазоводопроводы и водопроводы;

2) по напору — на напорные и безнапорные; 3) по рабочему давлению — на трубопроводы высокого

(6,4 МПа и выше), среднего (1,6—6,4 МПа) и низкого (0,6— 1,6 МПа) давления;

4) по способу прокладки — на подземные, наземные и под­водные;

5) по функции — на выкидные линии, идущие от устьев скважин до групповой замерной установки (ГЗУ), нефтяные, газовые, водяные и нефтегазоводяные сборные коллекторы и межпромысловые нефтепроводы.

43

Выкидные линии и нефтесборные коллекторы обычно не пол­ностью заполнены нефтью, т. е. часть сечения выкидных линий или коллектора занята газом, выделившимся или в процессе движения нефти по ним, или увлеченным нефтью из сепарато­ров в связи с их плохой работой.

В самотечных нефтепроводах нефть движется под действием гравитационных сил, обусловленных разностью вертикальных отметок в начале и в конце нефтепровода.

Нефть и ее примеси транспортируются по выкидным линиям до ГЗУ за счет перепада давления между устьем скважины

' и ГЗУ. Выкидные линии прокладываются под землей, их диа­метр в зависимости от дебита скважин составляет от 75 до

' 150 мм. Протяженность выкидных линий определяется технико-экономическими расчетами и может достигать 3—4 км.

От ГЗУ до ДНС или ЦПС обычно прокладывается сборный коллектор диаметром от 150 до 500 мм и протяженностью от 5 до 10 км.

При сооружении нефтепромысловых коммуникаций применя­ют стальные трубы из малоуглеродистой и низколегированной стали, обладающие хорошей свариваемостью. Эти трубы вы­пускаются бесшовными, электросварными, спирально-сварными и т. д. Сварные трубы больших диаметров имеют продольный или спиральный шов, а трубы малых диаметров — продольный шов.

П е р е д с т р о и т е л ь с т в о м любого трубопровода, прокла­дываемого на нефтяных месторождениях, прежде всего согла­суют с землепользователем временное отчуждение земли, по ко­торой должен прокладываться трубопровод. После этого роют траншеи на глубину ниже уровня промерзания почвы и подво­зят плети труб к этой траншее. Затем сваривают вручную (диа­метр до 800 мм) или автоматически (диаметр более 800 мм) стыки труб, поддерживаемых на весу трубоукладчиками, тща­тельно очищают наружную поверхность труб от грязи и окали­ны и наносят на нее битумное покрытие, крафтбумагу и ленту гидроизоляции, предохраняющие трубопровод от почвенной кор­розии.

После проведения всех этих работ сваренный и изолирован­ный трубопровод погружается трубоукладчиками на дно тран­шеи и закапывается той же землей, которая была вынута из траншеи. Затем грейдерами выравнивается поверхность земли на трассе данного трубопровода и осуществляется рекультива­ция почвы, т. е. восстановление ее плодородия.

О п р е с с о в к а т р у б о п р о в о д а . После окончания строи­тельных работ все промысловые трубопроводы, уложенные в траншеи или проходящие по поверхности земли, подвергают­ся гидравлическому испытанию (опрессовке).

Цель гидравлических испытаний трубопроводов — проверка на герметичность сварных (или резьбовых) соединений и испы­тание на механическую прочность.

44

Гидравлическое испытание на герметичность и прочность трубопровода осуществляется следующим образом: на трубо­проводе с обоих концов устанавливаются (привариваются) за­глушки с краниками для выпуска воздуха, после чего трубо­провод заполняется водой. К заполненному водой трубопроводу подсоединяют насос (обычно поршневой) и создают необходи­мое давление (давление опрессовки), которое выдерживают в течение 30 мин. Если за это время давление в трубопроводе не снизилось или снизилось не более чем на 0,05 МПа, то тру­бопровод считается герметичным. Необходимое давление опрес­совки должно превышать рабочее в 1,25—1,5 раза, в зависимо­сти от назначения трубопровода.

С о е д и н е н и е т р у б . Нефтепроводные трубы соединяют между собой при помощи резьбовых соединений, фланцев, элек­тро- и газосварки. Последний широко распространен и приме­няется чаще для труб большого диаметра.

Существуют три способа сварки труб: 1) электродуговая сварка постоянным током (от передвиж­

ных генераторов) или переменным током (от сварочных транс­форматоров, присоединенных к промысловым электросетям);

2) газовая сварка кислородно-ацетиленовым пламенем; 3) газопрессовая сварка под давлением. При злектродуговой и газовой сварке шов между стыками

труб заполняется расплавленным металлом (от электрода); при газопрессовой сварке сварной шов образуется в результате сплавления кромок стыка.

При сооружении внутрипромысловых нефтепроводов наибо­лее часто применяется электродуговая сварка постоянным током.

З а п о р н а я а р м а т у р а . В качестве запорной арматуры на нефтяных месторождениях применяются задвижки, вентили, краны, обратные клапаны. Запорная арматура устанавливается обычно в начале и конце каждого трубопровода, в отдельных промежуточных точках трубопроводов большой протяженности, на приемной и нагнетательной линиях насосов, резервуаров, емкостей и т. п.

Наиболее распространенным видом запорной арматуры, при­меняемой на нефтяных месторождениях, являются з а д в и ж к и . Они предназначены для перекрытия нефтепроводов, разобщения их отдельных участков при ремонтных работах, перекрытия ли­ний поступления продукции в сепараторы, отстойники, резер­вуары и др. Диаметр условного прохода наиболее распростра­ненных задвижек составляет 50—400 мм, но иногда применяют­ся задвижки и большего диаметра.

В зависимости от условий работы применяются чугунные или стальные задвижки. Чугунные задвижки изготавливаются на давление, не превышающее 1,6 МПа, стальные — н а давление 1,6 МПа и более. Стальные задвижки устанавливаются лишь на трубопроводах высокого давления, а также на отдельных

45

врезках трубопроводов низкого давления, где имеется повышен­ная опасность механического повреждения.

Любая задвижка состоит из корпуса, крышки, выдвижного шпинделя, маховика, двух дисковых плашек и распорного клина (у чугунных задвижек) или сплошного клина (у стальных за­движек). Необходимая герметичность в чугунных задвижках обеспечивается плотным прилеганием плашек к седлам, что до­стигается с помощью распорного клина, который, упираясь в днище корпуса при крайнем нижнем положении плашек, раз­двигает и прижимает их к седлам. В стальных задвижках сплошной клиновой затвор плотно прилегает к седлам в корпу­се, также имеющим клиновидные поверхности.

В тех случаях, когда необходимо предотвратить возможность движения потока жидкости по трубопроводу в обратном направ­лении, рядом с задвижками ставят о б р а т н ы е к л а п а н ы . Обратные клапаны обычно устанавливают также перед распре­делительным коллектором установок «Спутник», на нагнетатель­ных линиях насосов и т. д. Наиболее распространены обратные клапаны, снабженные поворотной хлопушкой.

В трубопроводах малого диаметра в качестве запорной ар­матуры применяются краны и вентили.

К р а н представляет собой запорное устройство, проходное сечение которого открывается или закрывается при повороте пробки вокруг своей оси. Краны изготавливают из чугуна или бронзы на рабочее давление не выше 4 МПа с диаметром про­ходного сечения не более 50 мм.

В е н т и л и отличаются от задвижек и кранов тем, что за­порное устройство в них насажено на шпиндель, при повороте которого оно перемещается вдоль оси седла. Вентили изготав­ливают из чугуна, бронзы и стали на рабочее давление до 16 МПа с диаметром условного прохода до 150 мм.

Уход за запорной арматурой практически сводится к перио­дическому осмотру и устранению обнаруженных пропусков неф­ти и газа.

В промысловой практике засорение выкидных линий и неф-тесборных коллекторов происходит в основном по следующим причинам.

1. Ввиду недостаточной скорости потока твердые частицы, выносимые из скважины вместе с нефтью на поверхность, осе­дают в нефтепроводе, уменьшая его проходное сечение.

2. В определенных термодинамических условиях при совмест­ном транспортировании нефти, газа и воды выпадают различ­ные соли и парафин, создавая твердый осадок, трудно поддаю­щийся разрушению.

3. При интенсивной коррозии оборудования его внутренние стенки разрушаются, в результате чего образуется окалина, осе­дающая в трубопроводе и уменьшающая его сечение.

Нефть, транспортируемая по сборным коллекторам, почти всегда представляет собой эмульсию (нефть+вода), содержа-

46

щую большее или меньшее количество взвешенных механиче­ских частиц. В процессе движения жидкости из этой эмульсии выпадают свободная вода, кристаллы парафина, солей, механи­ческие примеси и др.

Условия осаждения воды, кристаллов парафина и солей, ми­неральных частиц и других примесей в потоке иные, чем в спо­койной жидкости, так как в потоке действуют подъемные силы. Засоряющий режим возникает тогда, когда частицы механиче­ских примесей и парафинового шлама вследствие малых ско­ростей потока жидкости не увлекаются потоком и оседают в трубе.

Возникновение засоряющего режима в сборных коллекторах вызывает осложнения в работе нефтепроводов. При расчете диаметра трубопроводов следует избегать скоростей, вызываю­щих возникновение этого режима. Кроме того, необходимо учи­тывать, что при расслоении эмульсии с выделением свободной воды нижняя часть трубы интенсивно подвергается коррозии пластовыми водами.

Рекомендуемая средняя скорость потока в трубе при пере­качке нефти составляет от 1 до 2,2 м/с.

При эксплуатации промысловых нефтепроводов основные осложнения вызываются отложениями парафина на внутренней поверхности труб и коррозией трубопроводов.

О т л о ж е н и е п а р а ф и н а . Основные факторы, влияющие на отложение парафина в трубопроводах, следующие.

1. Состояние поверхности стенки нефтепровода, соприкасаю­щейся с нефтью. Шероховатые стенки труб способствуют отло­жению парафина, так как интенсифицируют перемешивание по­тока при турбулентном режиме движения и способствуют выде­лению газа из нефти непосредственно у стенок труб.

2. Растворяющая способность нефти по отношению к пара­финовым соединениям. Практикой установлено, что чем тяже­лее нефть, тем хуже она растворяет парафиновые соединения и тем, следовательно, интенсивнее может выделяться из такой нефти парафин и отлагаться на стенках труб.

3. Концентрация парафиновых соединений в нефти. Чем вы­ше концентрация этих соединений, тем интенсивнее будет отло­жение парафина при прочих равных условиях.

4. Температура кристаллизации парафина. Как известно, кристаллизация парафина, т. е. образование твердой фазы, про­ходит при разных температурах. Образование парафинов, крис­таллизующихся при высоких температурах, и отложение их на стенках труб наступает раньше, чем парафинов, кристаллизую­щихся при низких, температурах.

5. Темп снижения давления в потоке нефти. Чем больше пе­репад давления, тем интенсивнее происходит образование и вы­деление из нефти новой фазы — газа, способствующее пониже­нию температуры нефтегазового потока. Кроме того, разгазиро-

47

вание нефти влечет за собой выделение легких фракций, являю­щихся наилучшим растворителем парафиновых соединений.

6. Скорость нефтегазового потока. Многочисленными опыта­ми установлено, что чем ниже скорость движения нефти, т. е. чем меньше дебит скважин, тем больше образуется парафино­вых отложений.

7. Наличие в нефти воды. В промысловых условиях можно рекомендовать следующие

основные методы, предотвращающие образование отложений парафина.

1. Применение высоконапорной (1 —1,5 МПа) системы сбо­ра, значительно снижающей разгазирование нефти.

2. Использование различных нагревателей для подогрева нефти в трубопроводах.

3. Покрытие внутренней поверхности трубопроводов различ­ными лакамщ эпоксидными смолами и стеклопластиками, суще­ственно снижающими шероховатость поверхности труб.

4. Применение специальных ингибиторов парафинообразо-вания.

5. Применение поверхностно-активных веществ, подаваемых к забоям или устьям скважин в поток обводненной нефти. По­дача ПАВ в обводненные скважины полностью предотвращает образование нефтяной эмульсии, в результате чего стенки вы­кидных линий контактируют не с нефтью, способствующей при­липанию твердых частиц парафина, а с пластовой водой, отри­цательно действующей на отложение парафина.

6. Применение теплоизоляции, которая одновременно явля­лась бы и антикоррозийным покрытием.

7. Применение резиновых шаров, периодически вводимых в выкидные линии.

К о р р о з и я н а р у ж н о й и в н у т р е н н е й п о в е р х н о ­с т е й т р у б о п р о в о д о в . Срок службы и надежность работы промысловых трубопроводов во многом определяются степенью

'защиты их от разрушения при взаимодействии с внешней И внутренней средой.

Процесс разрушения трубопроводов под воздействием внеш­ней окружающей (песок, глина, суглинок и т. д.) и внутренней (пластовая вода, эмульсия, нефти, содержащие сероводород) среды называется к о р р о з и е й .

Среда, в которой трубопровод подвергается коррозии, назы­вается коррозионной или агрессивной.

По характеру взаимодействия металла труб со средой раз­личают два основных типа коррозии: 1) химическую и 2) элек­трохимическую.

Х и м и ч е с к о й к о р р о з и е й называется процесс разруше­ния всей поверхности металла при его контакте с химически аг­рессивным агентом, при этом он не сопровождается возникнове­нием и прохождением по металлу электрического тока. Приме­ром химической коррозии может служить разрушение внутрен-

48

ней поверхности резервуара или трубопровода при хранении или перекачке сернистых нефтей, которые при контакте с ме­таллом приводят, его к разрушению.

Э л е к т р о х и м и ч е с к а я к о р р о з и я — это процесс раз­рушения металла, сопровождающийся образованием и прохож­дением электрического тока. При электрохимической коррозии, в отличие от химической, на поверхности металла образуется не сплошное, а местное повреждение в виде пятен и. раковин (каверн) различной глубины.

Сущность электрохимической коррозии заключается в том,, что в результате взаимодействия металла с окружающей средой (почвой, водой) происходит растворение и разрушение металла,

сопровождающееся прохождением электрического тока. Кроме того, в нефтегазоводосборной системе трубопроводов

могут возникать биокоррозия и электрокоррозия под воздейст­вием блуждающих токов, обусловленных утечками их с рельсов электрифицированного транспорта.

Б и о к о р р о з и я трубопроводов вызывается активной жиз­недеятельностью микроорганизмов. В настоящее время биокор­розии уделяется огромное внимание, так как на ее долю прихо­дится значительное число коррозионных разрушений эксплуата­ционных колонн скважин нефтяных и газовых месторождений.

Различают анаэробные бактерии-, жизнедеятельность кото­рых может протекать при отсутствии кислорода, и аэробные — только в присутствии кислорода. В природе наиболее широко распространены сульфатвосстанавливающие анаэробные бакте­рии, обычно обитающие в сточных водах, нефтяных скважинах и продуктивных горизонтах. Наиболее благоприятной средой для развития этих бактерий являются воды продуктивных гори­зонтов нефтяных месторождений. В результате жизнедеятельно­сти сульфатвосстанавливающих бактерий образуется сероводо­род, который, соединяясь с железом, образует сульфиды желе­за, выпадающие в осадок.

П а с с и в н а я и а к т и в н а я з а щ и т а т р у б о п р о в о ­д о в от к о р р о з и и . Существует два способа защиты трубо­проводов от почвенной коррозии: 1) пассивный и 2) активный.

К п а с с и в н о й з а щ и т е трубопроводов и резервуаров относятся изоляционные покрытия с различными материалами.

Наиболее широко в. промысловой практике применяют би-тумно-резиновые покрытия и покрытия из, полимерных лент, на­носимых на трубопроводы с помощью специальных очистных механизмов и машин.

Ко всякому антикоррозийному внешнему покрытию труб должны предъявляться следующие требования: 1) водонепрони­цаемость; 2) прочность сцепления покрытия с металлом; 3) хо­рошая изоляция от электрического тока; 4) достаточная проч­ность и способность сопротивляться механическим воздействиям при засыпке траншеи; 5) низкая стоимость.

4—шз 49

Рис. 21. Схема катодной защиты трубо­провода от коррозионного разрушения

При длительной экс­плуатации трубопрово­дов, защищенных только изоляционными покры­тиями, могут возникать сквозные коррозионные повреждения уже через 5—8 лет после укладки трубопроводов в грунт на участках с почвенной коррозией, а при наличии блуждающих токов (электрокоррозии) — че­рез 2—3 года.

Поэтому для долго­вечности, кроме защиты

поверхности промысловых трубопроводов антикоррозийными по­крытиями, применяют активный способ защиты, к которому от­носятся в основном катодная и протекторная защиты.

К а т о д н а я з а щ и т а (рис. 21). Сущность катодной защи­ты сводится к созданию отрицательного потенциала на поверх­ности трубопровода 6, благодаря чему предотвращаются утечки электрического тока со стенок трубы, сопровождающиеся ее коррозионным разъеданием. С этой целью к трубопроводу под­ключают отрицательный полюс источника постоянного тока 3, а положительный полюс присоединяют к специальному электро-ду-заземлителю 1, установленному в стороне от трубопровода 6. Таким образом, трубопровод становится катодом, а электрод-заземлитель — анодом.

В результате достигается так называемая катодная поляри­зация, т. е. односторонняя проводимость, исключающая обрат­ное течение тока, при которой токи текут из грунта в трубу, как показано на схеме пунктирными стрелками 8. Исключение уте­чек токов из трубы прекращает ее коррозию.

Как видно из схемы, ток от постоянного источника тока 3 по кабелю 2, анодному заземлению / поступает в почву и через поврежденные участки 4 изоляции 5 и 7 на трубу 6. Затем че­рез точку дренажа Д возвращается к источнику постоянного то­ка 3 через отрицательный полюс. В результате вместо трубо­провода разрушается анодный заземлитель /.

Станция катодной защиты (СКЗ) представляет собой уст­ройство, состоящее из источника постоянного тока или преобра­зователя переменного тока в постоянный, контрольных и регу­лирующих приборов и подсоединительных кабелей. В качестве анодных заземлителей применяются железокремнистые и гра-фитированные электроды. Расстояние между трубопроводом и анодом принимают равным 100—200 м. Одна СКЗ обычно об­служивает трубопровод протяженностью 10—15 км.

50

П р о т е к т о р н а я з а щ и т а . Для защиты трубопроводов, резервуаров и резервуарных парков, когда нельзя использовать катодную защиту из-за отсутствия источников электроснабже­ния, может применяться протекторная защита. Она осуществ­ляется при помощи электродов (протекторов), закапываемых в грунт рядом с защищаемым сооружением.

Протекторная защита имеет те же теоретические основы, что и катодная. Разница заключается лишь в том, что необходи­мый для защиты ток создается не станцией катодной защиты, а самим протектором, имеющим более отрицательный потенци­ал, чем защищаемый объект. Для изготовления протекторов в основном используют магний и цинк.

Для предохранения трубопроводов от внутренней коррозии применяют различные лаки, эпоксидные смолы, цинко-силикат-ные покрытия и ингибиторы.

Среди антикоррозийных средств в настоящее время, бесспор­но, первое место принадлежит ингибиторам коррозии, способ­ным создавать барьер между коррозионной средой и металлом. Несмотря на то, что эффективность защиты ингибиторами зави­сит от множества факторов, применение их технически и эко­номически оправдано как при углекислотной и сероводородной коррозии, так и при любых других видах внутреннего корро­зионного разрушения промыслового оборудования. Следует об­ратить внимание на то, что необходимо тщательно подбирать 'ингибиторы для конкретных условий эксплуатации оборудова­ния на промысле. От этого в значительной мере зависят эффек­тивность и экономичность защиты.

Эффективность ингибитора зависит также и от способа его ввода в скважины и нефтегазосборную систему.

В настоящее время синтезировано и внедрено множество ингибиторов для различных условий. Самые эффективные из них —ингибиторы И-1-А, ИКБ-4 и ИКСГ-1, ИКАР-1. Эффек­тивность их защитного действия в среднем составляет 80—98 %.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. Какие бывают способы добычи нефти? Расскажите кратко о фонтанном и механизированных способах добычи нефти.

2. Назовите основные принципы построения схем сбора про­дукции скважин на нефтяных месторождениях.

3. В каких случаях применяются однотрубная и двухтруб­ная схемы сбора нефти и газа?

4. Расскажите о схеме сбора нефти и газа Бароняна — Ве-зирова.

5. Расскажите о схеме сбора продукции скважин института Гипровостокнефть.

6. Расскажите об унифицированной технологической схеме сбора и подготовки нефти, газа и воды на промыслах.

7. На каком принципе работают автоматизированные уста­новки типа «Спутник»?

8. Для чего осуществляется сепарация нефти на промыслах? Сколько применяется ступеней сепарации нефти?

9. Расскажите о принципе работы сепараторов. 10. Опишите устройство сепарационных установок типа УБС 11. Расскажите о трехфазных сепараторах типа УПС. Опи­

шите их устройство и принцип работы. 12. Из каких основных узлов состоят дожимные насосные

станции (ДНС)? Расскажите о принципе их работы. 13. Назовите назначение промысловых трубопроводов. Какие

способы соединения труб вы знаете? Перечислите виды запор­ной арматуры.

14. Что такое коррозия? Какие имеются способы защиты тру­бопроводов от коррозии?

Г л а в а 3. ПРОМЫСЛОВАЯ ПОДГОТОВКА НЕФТИ

НЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ И УСЛОВИЯ ИХ ОБРАЗОВАНИЯ

Вода в нефти появляется в результате 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 и дробление. Процесс дробле­ния одной жидкости в другой называют д и с п е р г и р о в а н и:

е м. В результате диспергирования одной жидкости в другой об­разуются эмульсии.

Э м у л ь с и е й называется такая система двух взаимно нера­створимых или не вполне растворимых жидкостей, в которых одна содержится в другой во взвешенном состоянии в виде мно­гочисленных капель (глобул). Жидкость, в которой распределе­ны глобулы, называется д и с п е р с и о н н о й с р е д ой,.а вторая жидкость, распределенная в дисперсионной среде, — д и с п е р с -н о й ф а з о й .

T - T p r J ) T a m , T P Ч М \ Г 7 Т К Г Ы М Й и п а ш т n n \ 7 V ТТДГТПП- * п л п р о ттогК'птт-.ч T I

«нефть в воде». Почти все эмульсии, встречающиеся при добыче нефти, являются эмульсиями типа «вода в нефти». Содержание пластовой воды в таких эмульсиях колеблется от десятых долей процента до 90 % и более.

Для образования эмульсии недостаточно только перемешива­ния двух несмешивающихся жидкостей. Необходимо еще нали­чие в нефти особых веществ — природных эмульгаторов. Такие

52

природные эмульгаторы в том или ином количестве всегда содер­жатся в пластовой нефти. К ним относятся асфальтены, смолы, нефтерастворимые органические кислоты и такие мельчайшие механические примеси, как ил и глина.

Адсорбируясь на поверхности эмульсионных глобул, они обра­зуют своеобразную броню, препятствующую слиянию капель воды.

Образованием пленки на поверхности глобулы воды объясня­ется «старение» эмульсии. Под процессом ста р е н и я понима­ют упрочение пленки эмульгатора с течением времени. 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 легкорасслаивающиеся, сред­ней стойкости и стойкие.

На стойкость водонефтяных эмульсий влияют и некоторые другие факторы: температура, содержание парафина, условия об­разования эмульсии, количество и состав эмульгированной воды.

Стойкость эмульсии при добыче нефти скважинными штанго­выми насосами ниже, чем при эксплуатации погружными электро­центробежными насосами.

ОСНОВНЫЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

Для правильного выбора метода разрушения нефтяных эмуль­сий важно знание их основных физико-химических свойств.

Д и с п е р с н о с т ь э м у л ь с и и — это степень раздробленно­сти дисперсной фазы в дисперсионной среде. Дисперсность — ос­новная характеристика эмульсии, определяющая их свойства. Размеры капелек дисперсной фазы в нефтяных эмульсиях изме­няются от 0, Г до 100 мкм (10~5—10~2см).

В я з к о с т ь э м у л ь с и и зависит от вязкости самой нефти, температуры, при которой получается эмульсия, количества во­ды, содержащейся в нефти, степени дисперсности, присутствия механических примесей. Вязкость нефтяных эмульсий не облада­ет аддитивным свойством, т. е. вязкость эмульсии не равна сум­ме вязкости нефти и воды.

С увеличением обводненности до определенного значения вяз­кость эмульсии возрастает и достигает максимума при критиче­ской обводненности, характерной для данного месторождения. При дальнейшем увеличении обводненности вязкость эмульсии резко уменьшается. Критическое значение коэффициента обвод­нения называется точкой инверсии, при которой происходит об­ращение фаз, т. е. эмульсия типа «вода в нефти» превращается в эмульсию, типа «нефть в воде». Значение точки инверсии для разных месторождений колеблется от 0,5 до 0,95.

Плотность эмульсии можно рассчитать, если известны плот­ность нефти и воды и их содержание в эмульсии, по следующей

53

формуле:

где рн — плотность нефти, кг/м3; рв — плотность воды, кг/м3; W — содержание воды в объемных долях.

Э л е к т р и ч е с к и е с в о й с т в а э м у л ь с и й . Нефть и вода в чистом виде — хорошие диэлектрики. Электропроводность неф­ти колеблется от 0,5-10~"6 до 0,5• 10 - 7 Ом-м - 1 , пластовой воды — от Ю - 1 до 10 Ом-м - 1 . Даже при незначительном содержании в воде растворенных солей или кислот электропроводность ее уве­личивается в десятки раз. Поэтому электропроводность нефтяной эмульсии обусловливается не только количеством содержащейся воды и степенью ее дисперсности, но и количеством растворенных в этой воде солей и кислот.

В нефтяных эмульсиях, помещенных в электрическом поле, капельки воды располагаются вдоль его силовых линий, что при­водит к резкому увеличению электропроводности этих эмульсий. Это объясняется тем, что капельки чистой воды имеют приблизи­тельно в 40 раз большую диэлектрическую проницаемость, чем капельки нефти ( е = 2 ) .

Свойство капелек воды располагаться в эмульсиях вдоль силовых линий электрического поля и послужило основной при­чиной использования этого метода для разрушения нефтяных эмульсий.

У с т о й ч и в о с т ь н е ф т я н ы х э м у л ь с и й и и х с т а р е ­н и е . Самым важным показателем для нефтяных эмульсий явля­ется их устойчивость (стабильность), т. е. способность в течение определенного времени не разрушаться и не разделяться на нефть и воду.

На устойчивость нефтяных эмульсий большое влияние оказы­вают дисперсность системы; физико-химические свойства эмуль­гаторов, образующих на поверхности раздела фаз адсорбцион­ные защитные оболочки; температура смешивающихся жидко­стей.

ДЕЭМУЛЬГАТОРЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ДЛЯ РАЗРУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

Наряду с мероприятиями по снижению образования эмульсий большое внимание уделяется разрушению образовавшихся эмульсий с последующим отделением нефтяной фазы от воды. Для разрушения нефтяных эмульсий широко применяются раз­личные химические р еа г е н т ы - д е э м у л ь г а т о р ы, которые в отличие от природных эмульгаторов способствуют значительному .. снижению стойкости нефтяных эмульсий.

В качестве реагентов-деэмульгаторов используются поверх­ностно-активные вещества (ПАВ).

Деэмулъгаторы должны удовлетворять следующим основным требованиям: хорошо растворяться в одной нз фаз эмульсии (в

54

нефти или воде); иметь достаточную поверхностную активность, чтобы вытеснить с границы раздела «нефть — вода» естественные эмульгаторы, образующие защитную пленку на капельках воды; обеспечивать достаточное снижение межфазного натяжения на границе фаз «нефть — вода» при малых расходах реагента; не коагулировать в пластовых водах; быть инертными по отношению к металлам.

Одновременно с этим деэмульгаторы должны быть дешевыми, транспортабельными, не должны изменять своих свойств при из­менении температуры, ухудшать качество нефти после обработки и обладать определенной универсальностью, т. е. разрушать эмуль­сии различных нефтей и вод.

Воздействие деэмульгатора на нефтяную эмульсию основано на том, что деэмульгатор, адсорбируясь на поверхности раздела фаз «нефть — вода», вытесняет и замещает менее поверхностно-активные природные эмульгаторы. Пленка, образуемая деэмуль-гатором, не прочная. В результате этого мелкие диспергирован­ные капельки воды, сливаясь, образуют большие капли. Процесс слияния капелек воды называется к о а л е с ц е н ц и е й .

По характеру поведения в водных растворах деэмульгаторы делятся на ионогенные и неионогенные. Первые в' растворах дис­социируют на катионы и анионы, вторые ионов не образуют. Ис­следования, проведенные в СССР и за рубежом, показали, что наилучшим деэмульгирующим действием обладают неионогенные вещества. Расход неионогенных деэмульгаторов в несколько де­сятков раз ниже, чем при применении ионогенных веществ.

Неионогенные ПАВ в настоящее время находят самое широ­кое применение в процессах обезвоживания и обессоливания неф­ти. Их расход исчисляется граммами — от 5—10 до 50 — 60 г на 1 т нефти. Это значительно снижает стоимость транспортиров­ки деэмульгатора и общую стоимость процессов обезвоживания и обессоливания. Неионогенные ПАВ не реагируют с солями, со­держащимися в пластовой воде, и не вызывают образования осадков. При использовании неионогенных ПАВ содержание неф­ти в сточных пластовых водах значительно ниже, чем при обра­ботке эмульсий ионогенными ПАВ.

Из неионогенных деэмульгаторов широкое применение при подготовке нефти нашли импортные деэмульгаторы — дисолваны 4411 и 4490, сепаролы 25, 29 и 5084, прохинор, доуфакс, реагент R-11, прогалиты, прогамины.

В ближайшие годы предусматривается массовое внедрение 01сч.с^1£>сниыл дсэшу Jim a i u p u B ^днириг^аишп-JL<_M , ириК^апил-Оич,

проксамин НР-71, реапон и др). При работе с деэмульгаторами всегда следует помнить, что

для предотвращения их загустевания при низких (минусовых) температурах окружающего воздуха в качестве разбавителя в них добавляется до 35 % метилового спирта, который является высокотоксичной жидкостью, поэтому при обращении с деэмуль-гатором нужно соблюдать особые меры предосторожности.

55

НЕОБХОДИМОСТЬ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ. ТРЕБОВАНИЯ К КАЧЕСТВУ ПОДГОТОВЛЕННОЙ НЕФТИ

Как уже отмечалось, нефть, добываемая на нефтяных место­рождениях, содержит значительное количество пластовой, чаще всего высокоминерализованной воды. Нефтяные месторождения обычно удалены от нефтеперерабатывающих заводов на большие расстояния. Так, например, основное количество нефти, добывае­мой на месторождениях Западной Сибири, перекачивается по нефтепроводам для ее переработки в европейскую часть СССР. В этих условиях перекачка вместе с нефтью огромных объемов пластовой воды приводит к большим убыткам.

Необходимость обезвоживания нефти на промыслах обуслов­ливается образованием стойких эмульсий, трудно поддающихся разрушению на нефтеперерабатывающих заводах, а также пред­охранением магистральных нефтепроводов от коррозии.

При перекачке необезвоженной нефти по магистральному неф­тепроводу в нижней части его может скапливаться коррозионно-активная минерализованная пластовая вода, приводящая этот трубопровод в аварийное состояние в сравнительно короткое вре­мя.

Обезвоживание нефти на промыслах имеет важное значение для охраны окружающей среды. Пластовая вода, отделенная от нефти на нефтяном промысле, закачивается обратно в нефтесо-держащие горизонты для поддержания в них технологически не­обходимого пластового давления, чем исключается использова­ние для этих целей огромных количеств пресной воды, запасы ко­торой на земном шаре не безграничны.

Утилизация же пластовых высокоминерализованных вод в районах расположения нефтеперерабатывающих заводов всегда сопровождается опасностью засолонения вблизи рек, загрязне­ние которых отрицательно сказывается также на состоянии мо­рей, в которые эти реки впадают.

Т а б л и ц а 2

Показатели качества подготовленной нефти

Массовая доля остаточной воды в нефти, не более, % Содержание в нефти хлористых солей (мг/л), не более Массовая доля механических примесей в неф­ти, не более, % Давление насыщенных паров нефти (Па), не более

Группы нефти

I

0,5

100

0,05

66 650

и | Ш

1

300

0,05

66 650

1

1800

0,05

66 650

56

Качество нефти, поставляемой на нефтеперерабатывающие заводы, в Советском Союзе регламентируется специальным ГОСТом, который устанавливает три группы нефтей в зависимо­сти от степени их подготовки (табл. 2).

В составе I группы выделяется подгруппа нефти с содержани­ем хлористых солей до 40 мг/л и массовой долей воды до 0,5%.

СПОСОБЫ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ И ОБЕССОЛИВАНИЯ НЕФТИ

Существуют следующие основные методы разрушения нефтя­ных эмульсий: гравитационный отстой; центрифугирование; фильтрация; термохимический метод и деэмульсация нефти с применением электрических полей.

Г р а в и т а ц и о н н ы й о т с т о й происходит за счет разности плотностей пластовой воды (1050—1200 кг/м3) и нефти (790— 960 кг/м3) в отстойниках или резервуарах. Гравитационный от­стой может осуществляться без нагрева эмульсии, когда нефть и вода не подвергаются сильному перемешиванию, в нефти практи­чески отсутствуют эмульгаторы (особенно асфальтены) и обвод­ненность нефти достаточно велика (более 50-—60%). Гравита­ционный отстой в чистом виде (т. е. без нагрева и применения деэмульгаторов) применяется очень редко.

Этот способ обычно предшествует окончательной обработке нефти. Если в эмульсию ввести большое количество воды при од­новременном перемешивании, то происходит диспергирование нефти в воде, т. е. обращение фаз, и при создании определенных условий — немедленное расслаивание нефти и воды. Капли воды, сливаясь, оседают. Вымывание капель в воде происходит тем быстрее, чем вязкость нефти больше вязкости воды. При этом сокращается время отстоя. Этим способом можно отделять основ­ную массу пластиковой воды от нефти.

При применении описанного способа можно исключить сов­местное транспортирование большого количества балласта с нефтью и осуществить без значительных капиталовложений по­дачу ее на большие расстояния до центральных узлов подготовки нефти.

Характерной особенностью способа следует считать почти пол­ное исключение расхода теплоты на технологические нужды. Принципиальную схему проведения данного процесса можно представить в следующем виде. Нефтяная эмульсия из промежу­точной емкости системы сбора нефти поступает на прием насо­сов, куда в необходимом количестве подаются также деэмульга-тор и пластовая вода для осуществления обращения фаз. Обра­щенная эмульсия поступает в отстойники, в которых отстаивает­ся основное количество пластовой воды. Отстоявшаяся нефть при обводненности 5 — 6 % под остаточным давлением отводится по трубопроводам для последующей обработки. Отстоявшаяся вода с реагентом, необходимые для обращения фаз эмульсии, вновь

поступают на смешение со свежей эмульсией, избыток пластовой воды из отстойника сбрасывается в канализационные коллекторы для последующей очистки и закачки в поглощающие или продук­тивные горизонты.

Для деэмульсации используется также ц е н т р и ф у г и р о в а ­н и е . Сущность этого способа заключается в следующем. Нефтя­ная эмульсия подается в центрифугу, в которой размещается быстро вращающийся направляющий аппарат, придающий ей оп­ределенное направление движения. Благодаря центробежной си­ле капли воды, как более тяжелые, приобретают большую ско­рость и стремятся выйти из связанного состояния, концентриру­ясь и укрупняясь вдоль стенок аппарата и стекая вниз. Обезво­женная нефть и вода отводятся по самостоятельным трубам.

Этот метод пока не нашел промышленного применения. К на­стоящему времени разработаны опытные образцы гидроциклон­ных аппаратов.

Ф и л ь т р а ц и я . В практике эксплуатации нефтяных место­рождений при движении в промысловых коллекторах наблюдает­ся расслаивание нефтяных эмульсий при большой обводненности нефти, а иногда и при малой, если эмульсия нестойкая. При этом нередко даже укрупнившиеся капли воды находятся во взвешен­ном состоянии, что характерно для эмульсий с незначительной разностью плотностей. Для деэмульсации таких нефтей иногда пользуются способом фильтрации, основанным на явлении селек­тивного смачивания. Фильтрующее вещество должно отвечать следующим основным требованиям.

Иметь плотность и упругость, достаточные для того, чтобы глобулы воды при прохождении растягивались и разрушались.

Обладать хорошей смачиваемостью, благодаря чему осущест­вляется сцепление молекул фильтрующего вещества и воды, что обусловливает изменение относительной скорости движения эмульсии и, как следствие, разрыв оболочки глобул воды.

Фильтрующие вещества должны иметь противоположный по знаку заряд, чем у глобул воды. Тогда при прохождении эмуль­сии через фильтр происходит снятие заряда с глобул воды, чем устраняется отталкивающая сила между ними. Укрупнившиеся капли воды стекают вниз, а нефть, свободно пройдя фильтр, вы­водится с установки. В качестве фильтрующих веществ использу­ются такие материалы, как гравий, битое стекло, древесные и ме­таллические стружки, стекловата и т. д. Особенно успешно при­меняется стекловата, обладающая хорошей смачиваемостью во­дой и несмачиваемостью нефтью, большой устойчивостью и дол­говечностью.

Принципиальная схема установки (или ступени) с фильтраци­онной деэмульсацией представляется следующим образом. Подо­гретая до 70 — 90 °С эмульсия прокачивается через фильтры. При прохождении эмульсии через фильтры отделившиеся капли воды укрупняются и стекают вниз, откуда сбрасываются в канализа­цию. Нефть из верхней части колонны либо последовательно по-

58

дается еще в одну колонну (если это требуется по условиям де­эмульсации), либо через группу сырьевых теплообменников отво­дится с установки в емкость, либо поступает на обеосоливание.

Деэмульсация фильтрацией не получила широкого распрост­ранения и применяется очень редко вследствие громоздкости оборудования, малой производительности и необходимости час­той смены фильтров.

Т е р м о х и м и ч е с к о е о б е з в о ж и в а н и е и о б е с с о л и ­в а й и е. Процессы обезвоживания и обессоливания технологиче­ски идентичны и сводятся к разрушению глобул водонефтяной эмульсии и созданию благоприятных условий для их слияния и последующего отстоя. Практика показала, что все существующие методы подготовки нефти без применения теплоты и деэмульга-торов малоэффективны, а иногда практически неосуществимы.

На промыслах Советского Союза наиболее распространено разрушение эмульсий термохимическими способами. Такое широ­кое распространение эти способы получили благодаря присущим им таким преимуществам, как возможность менять деэмульгато-ры без замены оборудования и аппаратуры, предельная простота способа, нечувствительность режима к любым колебаниям содер­жания воды.

Наряду с указанными достоинствами термохимический способ имеет и ряд существенных недостатков, к числу которых следует отнести большие затраты на деэмульгаторы, чрезмерно большие потери легких фракций нефти от испарения при отстаивании подо­гретой эмульсии в обычных негерметизированных резервуарах, повышенный расход теплоты, обусловленный большими потеря­ми его в окружающую среду.

Т е р м о х и м и ч е с к и е у с т а н о в к и , р а б о т а ю щ и е п о д а т м о с ф е р н ы м д а в л е н и е м , следует признать самыми простыми в нефтедобывающей промышленности.

Собранная на промысле и освобожденная от газа нефтяная эмульсия по сборным коллекторам поступает в приемные (сырье­вые) резервуары, откуда насосами подается через подогреватели в отстойные резервуары. Перед поступлением на подогреватели в эмульсию вводится деэмульгатор, а иногда и рециркулируемая отстойная вода. Деэмульгатор подается дозировочным насосом, допускающим регулирование и обеспечивающим равномерное по­ступление его в нефть. Дозирование и учет деэмульгатора осуще­ствляются при помощи мерников, однако в последнее время мер­ники все чаще заменяют приборами автоматического регулиро­вания расхода.

На термохимических установках для подогрева нефтяной эмульсии применяют различные подогреватели, в частности труб­чатые подогреватели с плавающей головкой, подогреватели типа «труба в трубе». Иногда нефть подогревают непосредственным смешением с паром. Такой способ подогрева можно рекомен­довать для сильно обводненных нефтей. В последнее время все более успешно применяется огневой подогрев эмульсии в трубча-

59

тых печах. Нагретая и обработанная деэмульгатором эмульсия отстаивается в обычных вертикальных резервуарах, предназна­ченных для хранения нефти.

Предельно допускаемое давление в этих резервуарах 2000 Па. Отстой нефти в резервуарах можно осуществлять по трем схе­мам.

1. С периодическим отключением отдельных резервуаров на отстой по мере их заполнения. Продолжительность цикла (запол­нение, отстой, дренаж и откачка деэмульгированной нефти) опре­деляется временем для отстоя, емкостью резервуаров, их числом, количеством нефти. Обычно период отстоя колеблется в пределах от нескольких часов до нескольких суток.

2. С полунепрерывным отстоем обработанной эмульсии. Пос­ледняя поступает в нижнюю часть резервуара, в котором поддер­живается слой горячей воды (так называемая водяная подушка). Нефть, пройдя через слой воды, собирается в верхней части ре­зервуара для окончательного отстоя. Высота слоя воды в первом резервуаре меняется в связи с интенсивностью отделения основ­ной части воды из поступающей эмульсии. Поэтому вода перио­дически (автоматически или вручную) спускается в канализацию. Опыты показали, что высота слоя воды должна составлять 40 — 60 % от общей высоты жидкости в резервуаре. При промывке эмульсии через слой горячей воды эффективнее используется де-эмульгатор, поэтому на установках с такой схемой работы расход деэмульгатора несколько снижается.

3. С непрерывным отстоем в группе резервуаров с автоматиче­ским сбросом отстаивающейся воды в канализацию. В резервуа­рах необходимо поддерживать уровень раздела нефти и воды.

При сильной обводненности для более полного использования неотработанного деэмульгатора иногда целесообразно проводить деэмульсацию в две ступени с предварительной обработкой неф­ти горячей водой, сбрасываемой из отстойных резервуаров.

Очень часто схемы сбора нефти на промыслах предусматри­вают сооружение промежуточных сборных пунктов, в резер­вуарах или емкостях которых из поступающей эмульсии при ее высокой обводненности осуществляется частичное отделение сво­бодной воды. На промежуточных сборных пунктах можно сбра­сывать до 70 % добытой вместе с нефтью воды.

Вся отделившаяся в ходе деэмульсации вода вместе с увле­ченными ею включениями неразложившейся эмульсии поступает на очистные сооружения.

Т е р м о х и м и ч е с к и е у с т а н о в к и , р а б о т а ю щ и е п о д и з б ы т о ч н ы м д а в л е н и е м . Стремление к сокращению рас­ходов топлива на подогрев нефтяных эмульсий, повышению тем­ператур процессов обезвоживания и обессоливания и, как следст­вие, сокращению потерь легких фракций при отстое в резервуа­рах привело к необходимости проведения указанных процессов . под повышенным давлением.

60

Рис. 22. Схема установки термохи­мического обезвоживания нефти: / — сырая нефть; // — обезвоженная нефть; III — вода; Р-1 — сырьевой резер­вуар; Н-1 — сырьевой насос; Е-1 — емкость деэмульгатора; Н-2 — реагентный насос; Т-1 — теплообменник; Е-2 — отстойник нефти; Е-3 — ловушка нефти; Н-3 — на­сос, откачки воды; А-1 — скважина для закачки воды в пласт; Р-2 — резервуар с товарной нефтью

При осуществлении обезвоживания и обессоливания под дав­лением в герметизированных емкостях повышаются эксплуатаци­онные качества данных установок.

К преимуществам этих установок можно отнести следующие. 1. Отстой подогретой нефтяной эмульсии в герметизированных

емкостях с давлением до 1 МПа, а иногда и выше (в зависимости от свойств нефтей) позволяет почти полностью ликвидировать потери легких фракций.

2. Повышение температуры обрабатываемых эмульсий до 80 — 90°С дает возможность.резко снизить их вязкость, что поз­воляет сократить время отстоя до 0,5 — 2 ч, ухменынить прочность защитных слоев глобул эмульгированной воды, способствуя этим проникновению в них вводимых химических веществ (деэмульга-торов), а также снижая при этом расход последних.

3. Снижение расходуемой на подогрев эмульсии теплоты за счет регенерации основной части теплоты потоков нефти.

4. Способ характеризуется большой устойчивостью и надеж­ностью ведения процессов, возможностью широко регулировать режим при различных обводненности и стойкости эмульсий: сле­дует отметить чрезвычайную простоту технологической схемы и аппаратурного оформления, удобство обслуживания с примене­нием необходимых средств автоматизации.

Принципиальная схема теплохимической установки, работаю­щей под давлением, представлена на рис. 22.

Нефть, собранная на промысле, поступает в резервуары Р-1, откуда насосом Н-1 вместе с деэмульгатором, подаваемым из емкости Е-1, прокачивается через теплообменник Т-1 в отстойник Е-2. В отстойнике под давлением 0,5 — 0,7 МПа нефть при ее ди­намическом отстое находится в течение 0,2 — 2 ч. Обезвоженная нефть через теплообменник Т-1 направляется в резервуар Р-2. В резервуаре нефть дополнительно отделяется от воды. Отстояв­шаяся вода сбрасывается в ловушку нефти Е-2, а затем закачи­вается в скважину А-1.

В качестве подогревателя можно использовать теплообменни­ки с паровым или водяным теплоносителем или различные огне­вые нагреватели нефти.

Теплообменник Т-1 при термохимическом обезвоживании при­меняют для предварительного подогрева нефти за счет теплоты

Т-1

Е-1

Н-2 Ы н-з

< \ Е-3

ml

•ш \А-1

61

отходящей с установки обезвоженной нефти и одновременного ох­лаждения подготовленной нефти перед откачкой ее в магистраль­ный нефтепровод.

Как видно из описания принципиальных схем теплохимиче-ских установок, основной аппаратурой для осуществления про­цессов служат нагреватели и отстойники. При выборе конструк­ции отстойника необходимо иметь в виду, что в этих аппаратах должно происходить:

1) слияние мелкодисперсных капелек воды в более крупные под действием сил взаимного притяжения после разрушения за­щитных пленок под воздействием теплоты и химических реаген­тов;

2) осаждение укрупнившихся капель под воздействием сил тяжести и разности плотностей нефти и воды.

Кроме того, в основу разработки конструкций отстойной ап­паратуры, помимо указанных и прочих обычных условий, долж­ны быть положены еще и условия сокращения времени отстоя.

При определенном столбе жидкости капли воды, опускаясь в нижние слои, на своем пути сталкиваются, укрупняясь при этом. Практикой доказано, что при увеличении слоя эмульсии (до оп­ределенных пределов в зависимости от физико-химических свойств нефтей) время отстоя резко сокращается.

В зависимости от принятой схемы термохимической установ­ки различают отстойники, работающие без избыточного давления и с повышенным давлением. Первые конструктивно представля­ют собой простейшие емкости, преимущественно вертикальные.

Наиболее распространены обычные вертикальные резервуары, отличающиеся лишь внутренним устройством, приспособлением для вывода нефти (распределительные маточники, способствую­щие равномерному распределению вводимой в резервуар эмуль­сии, газовые якоря для отвода выделяющихся газов и т. д.). Как уже было указано, отстойники, работающие без давления, могут эксплуатироваться как периодически, так и непрерывно с поддер­жанием уровней нефти и раздела фаз нефть — вода. Для отвода отстоявшейся нефти очень часто пользуются нижншм штуцером, что нельзя признать рациональным, так как при откачке в чистую нефть попадают включения загрязненной нефти. Этот недостаток устраняется при откачке нефти при помощи шарнирного устрой­ства, подъемная труба которого при работе жестко связывается с поплавком на поверхности нефти.

Сброс из резервуара отстоявшейся воды, как правило, осуще­ствляется при помощи специального регулирующего прибора (на­пример, РУМФ-1) либо сифонного устройства (рис. 23). Высота сифонной трубы (водоотводящей) специально подсчитывается с таким расчетом, чтобы при наивысшем уровне нефти в отстойни­ке столб этой нефти высотой #i и удельным весом YI И воды (со­ответственно Яг и Y2) уравнивался столбом воды в сифоне высо­той #з удельным весом -уг:

62

газ

Рис. 23. Сифонное устройство для сброса воды из резервуара

Рис. 24. Силовые линии в электри­ческом поле: а — в чистой нефти; б — в нефти с поляр­ными каплями воды

Отстойники, работающие под давлением, выполняются конст­руктивно (по внутреннему оборудованию) полыми и секционны­ми, по конфигурации вертикальными, горизонтальными и сфери­ческими. Отличаются они пропускной способностью.

Э л е к т р и ч е с к о е о б е з в о ж и в а н и е и о б е с с о л и в а -ние. Электрический способ деэмульсации нефтей достаточно из­вестен как эффективный и широко распространенный способ в промысловой и особенно заводской практике. Электрический спо­соб имеет ряд преимуществ перед другими, одно из которых — возможность сочетать его с другими способами (термическим, хи­мическим и др.).

При удачно подобранных режимах разрушаются эмульсии практически любого типа.

Наиболее эффективно электрическому воздействию поддают­ся эмульсии типа «вода в нефти», так как электрическая прово­димость воды, да еще и соленой, во много раз превышает прово­димость нефти. Электрообработка эмульсии типа «нефть в воде», как правило, невозможна в связи с постоянной угрозой коротко­го замыкания электродов через эмульсию.

Применяемые электрические способы обезвоживания и обес-соливания различаются конструкциями применяемой аппаратуры и видом напряжения (постоянным и переменным, промышлен­ной и высокой частоты).

Механизм разрушения эмульсий, помещенных в электриче­ском поле, следующий.

Если безводную нефть налить между двумя плоскими парал­лельными электродами, находящимися под высоким напряжени­ем, то возникает однородное электрическое поле, силовые линии которого параллельны друг другу (рис. 24,а). При замене без-

р.ъ

водной нефти эмульсией типа «вода в нефти» расположение си­ловых линий меняется и однородность поля нарушается (рис. 24, б). В результате индукции электрического поля диспергиро­ванные капли поляризуются и вытягиваются вдоль силовых ли­ний с образованием в вершинах капель воды электрических за­рядов, противоположных зарядам на электродах. Под действием основного и дополнительного электрических полей происходит сначала упорядоченное движение, а затем столкновение капель воды под действием электрических сил.

С увеличением напряжения, приложенного к электродам, уменьшением вязкости скорость перемещения капель воды воз­растает, повышается вероятность деформации, разрыва и слия­ния их в крупные. Изменение градиента электрического поля не­обходимо, чтобы преодолеть существующие силы отталкивания у капель с одноименными зарядами. Кроме того, благодаря элект­рической индукции между каплями, соприкасающимися в цепоч­ках, возникают свои элементарные поля, приводящие к пробою и разрывам оболочек капель и их слиянию.

Под воздействием приведенных факторов капли воды беспре­рывно сливаются, оседают, начинается интенсивное расслоение эмульсии.

Для разработки схемы деэмульсационной установки с исполь­зованием электрического поля необходимо знать следующие ос­новные факторы, повышающие эффективность процесса: дисперс­ность, содержание воды в эмульсии, плотность и вязкость нефти (существенно влияющие на сроки отстаивания), электропровод­ность эмульсии, прочность поверхностных слоев капель воды. Влияние каждого из перечисленных факторов можно в той или иной степени изменить подогревом эмульсии до соответствующей температуры, введением химических реагентов и деэмульгаторов, ускоряющих процессы электродеэмульсации. Однако основным фактором, способствующим протеканию рассматриваемого про­цесса, остается напряженность электрического поля.

В 'настоящее время из электрических способов деэмульсации наиболее широко применяется способ, использующий переменные токи промышленной частоты 50 Гц. Для осуществления этого процесса разработаны электродегидраторы с открытыми электро­дами.

Э л е к т р о о б е з в о ж и в а ю щ и е и о б е с с о л и в а ю щ и е у с т а н о в к и , р а б о т а ю щ и е н а т о к а х п р о м ы ш л е н н о й ч а с т о т ы , получили широкое распространение в практике оиес-соливания нефтяных эмульсий. Несмотря на высокие качествен­ные показатели при обессоливании нефтей, установки эти очень чувствительны к колебаниям содержания воды в исходной нефти, что ограничивает их применение на ступенях обезвоживания про­мысловых установок. Как показала практика, наиболее эффек­тивным следует считать способ обессоливания, в котором для обеспечения постоянства обводненности нефти перед электроде-гидраторами вводится термохимическая ступень (рис. 2о).

ЛА -

Рис. 25. Схема установки электрообессоливания нефти: / — сырая нефть; / / — деэмульгатор; III — пресная вода; IV— пластовая вода; V — обессоленная нефть; VI — смесь пластовой и пресной воды; V// —уловленная нефть; Н-1 — сырьевой насос; Н-2 — реагентный насос; Н-3 — насос уловленной нефти; Г-/— теплообменники; П-1 — подогреватели; 0-1 — нефтяной отстойник; Э-1, Э-2 — электро­дегидраторы первой и второй ступеней соответственно; Е-1 — отстойник для воды

Обводненная нефть /с промысла поступает на прием насосов Н-1, куда также подается и деэмульгатор и через теплообменни­ки Т-1 и подогреватели П-1 подается в отстойники 0-1 термохи­мической ступени. В теплообменниках нефть за счет теплоты от­ходящей обессоленной нефти подогревается до 30 — 40 °С, а в подогревателях — до 70 — 90 °С (в зависимости от типа нефтяной эмульсии). Отстоявшаяся нефть обводненностью до 1 — 2 % по­ступает под остаточным давлением в подэлектродное прост­ранство электродегидраторов Э-1, перед электродегидраторами в поток нефти добавляется пресная вода III в количестве 5— 10 % от объема нефти.

В электродегидраторах промышленной частоты применяются открытые неизолированные электроды, находящиеся под высоким напряжением. Эмульсионная нефть поступает в межэлектродное пространство. Капли воды, укрупнившиеся в электрическом поле, оседают в нижнюю часть дегидратора, где окончательно отстаи­ваются в виде слоя свободной воды. В верхней части дегидрато­ра, куда поднимается обработанная нефть, размещены проходные и подвесные изоляторы электродов. Таким образом, в электро-дегидраторе совмещены два процесса — обработка эмульсии в электрическом поле и отстой нефти от воды.

Для улучшения контакта вводимых воды и деэмульгаторов перед электродегидраторами устанавливается эмульсионный кла­пан. Из дегидраторов обессоленная нефть через сырьевые тепло­обменники Т-1 направляется в резервуары товарной нефти. Плас­товая вода, отделившаяся в отстойнике и электродегидраторах,

5-1113 65

сбрасывается в канализацию. При обработке стойких эмульсий тяжелых нефтей в схему иногда вводится еще вторая электриче­ская ступень. Тогда, как и на первой ступени обессоливания, в нефть вводится пресная вода.

ОСОБЕННОСТИ ПОДГОТОВКИ ВЫСОКОВЯЗКИХ, ВЫСОКОСЕРНИСТЫХ И СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖАЩИХ НЕФТЕЙ

В последнее время открыто и введено в разработку много мес­торождений с высоковязкой и высокосернистой нефтью, а также месторождений, нефти которых характеризуются повышенным содержанием свободного сероводорода.

Подготовка таких нефтей значительно сложнее, чем так назы­ваемых легких или средних нефтей, вязкость которых не превы­шает 0,2 — 0,5 см2/с, а содержание серы составляет не более 2 —• 3 % .

Подготовка высоковязких и высокосернистых нефтей, кото­рые, как правило, отличаются высокой плотностью (более 900 кг/м3) и поэтому еще называются тяжелыми нефтями, осуще­ствляется при более высоких температурах (80—100 °С, а иног­да и выше). Для подготовки тяжелых нефтей эффективны только отдельные деэмульгаторы, расход которых часто превышает 100— 150 г на 1 т нефти.

Время отстоя тяжелой нефти также больше, нежели легких или средних нефтей. С целью обеспечения более жестких техно­логических параметров для подготовки тяжелых нефтей разраба­тываются специальные огневые нагреватели нефти (до 100 — 120 °С), электродегидратО'ры (например 2ТЭД-400) и другое оборудование.

Сбор и подготовка сероводородсодержащих нефтей должны производиться с применением специального оборудования, стой­кого против сероводородной коррозии. В настоящее время разра­ботаны и производятся серийно различные виды такого оборудо­вания— сепараторы, деэмульсаторы и др.

В обозначении (шифре) такого оборудования проставляется буква А. Например, сепараторы УБС-А, сепарационные установ­ки с насосной откачкой УБСН-А, деэмульсаторы УД-А на раз­личную производительность.

При смешивании сероводородсодержащих нефтей с другими нефтями, которое иногда допускается при сборе, часто образуют­ся эмульсии, трудно поддающиеся деэмульсации.

Кроме этого, для подготовки смеси нефтей приходится приме­нять оборудование в антикоррозийном исполнении, что приводит к удорожанию объектов подготовки нефти. Для предотвращения этих отрицательных факторов целесообразно осуществлять раз­дельный сбор и подготовку сероводородсодержащих нефтей.

66

СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ

После промысловой сепарации в нефти остается значительное количество углеводородов Q — С4, значительная часть которых может быть потеряна при перекачках из резервуара в резервуар, при хранении и транспортировке нефти.

Чтобы ликвидировать потери легких бензиновых фракций, предотвратить загрязнение воздуха, необходимо максимально извлечь углеводороды Ci — С4 из нефти перед тем, как отправить ее на нефтеперерабатывающие заводы. Эта задача решается на установках стабилизации нефти, расположенных обычно в непо­средственной близости от места ее добычи.

Повышенные потери легких углеводородов объясняются тем, что им свойственны низкие температуры кипения — значительно ниже температуры нефти, при которой она находится в резервуа­рах. Ниже приведены температуры кипения некоторых низших углеводородов.

Углеводород Метан Этан Пропан Бутан Пентан Гекса СН4 C2He C3HS C^Hxo C6H!2 C6Hi4

Температура кипе­ния при 0,1 МПа, °С , . . , . . —162 —89 —42 —0,5 +36 +69

"• Легкие углеводороды, испаряясь из нефти, увлекают за собой более тяжелые, т. е. являются инициаторами интенсивного испа­рения нефти из резервуаров. Способность нефтей к испарению ха­рактеризуется давлением их насыщенных паров.

Д а в л е н и е м н а с ы щ е н н ы х п а р о в или упругостью па­ров жидкости (в нашем случае нефти) называется давление па­ров данной жидкости, находящихся с жидкостью в равновесном состоянии, при равной с жидкостью температуре.

При наличии двухфазной системы в условиях равновесия не происходит ни конденсации паров в жидкость, ни испарения по­следней, т. е. при динамическом равновесии число молекул, пе­реходящих в единицу времени из жидкой фазы в паровую, равно числу молекул, перешедших из паровой фазы в жидкую. Обычно теоретически определить упругость паров нефтяных фракций трудно из-за невозможности получения полных данных о составе и процентном содержании углеводородов. Нефть, как известно, представляет собой сложнейшую углеводородную смесь, и давле­ние ее паров определяется как сумма парциальных давлений от­дельных компонентов, входящих в ее состав.

Упругость паров возрастает с повышением температуры, за­висит от состава жидкой и паровой фазы.

Упругость насыщенных паров нефти определяют в лаборато­рии на специальных аппаратах.

Как уже отмечалось, давление насыщенных паров нефти рег­ламентируется ГОСТом.

5*

и

/

Ч/V П-1

BK-i X-Z

'

(

'

c-z

*-

) ш

* •

///////////,

Рис. 26. Схема горячей сепарации нефти: / — нестабильная нефть; // — газ; /// — газовый конденсат; IV — стабильная нефть; V — вода или холодная нефть; П-1— нагреватель нефти; С-1 — нефтегазовый сепара­тор; ВК-1 — вакуумные компрессоры; Х-1 — теплообменники для охлаждения нефти; Х-2 — теплообменники для охлаждения парогазовой смеси; С-2 — сепаратор

С целью снижения давления насыщенных паров и на этой ос­нове сокращения потерь нефти от испарения производят стаби­л и з а ц и ю нефти.

Существуют различные методы стабилизации нефти. Наиболь­шее распространение получили методы ректификации и горячей сепарации нефти. Метод горячей сепарации является наиболее простым (рис. 26). Нефть с установки подготовки нефти при тем­пературе подготовки нефти или после дополнительного подогре­ва в нагревателях П-1 поступает в сепараторы С-1 горячей сту­пени. Температура сепарации в зависимости от состава нефтей и заданного значения упругости паров стабильной нефти обычно выбирается в пределах от 40 до 80 °С.

Давление сепарации в аппарате С-1, как правило, устанавли­вается близким к атмосферному. С помощью компрессоров ВК-1, отсасывающих паровую фазу, давление в сепараторе может быть снижено до 0,085 — 0,098 МПа.

R г - А п р п о т п п о ( " - I rmr\ur>Yn7TiIT п п т т п т т я т н п с » Н С П Я П Й Н Н О T I P F I ^ I T Y

фракций нефти. Стабильная нефть из сепаратора через холодиль­ник Х-1 отводится в резервуарный парк. Паровая ф.аза отбирает­ся из сепаратора компрессором или эжектором и через холодиль­ник Х-2 направляется в бензосепаратор С-2. В результате охлаж­дения более тяжелые углеводороды конденсируются и собирают­ся в бензосепараторе, откуда конденсат откачивается насосом. Несконденсировавш'иеся газы из сепаратора С-2 направляются в газовую систему.

68

Метод горячей сепарации имеет ряд недостатков. К ним отно­сятся низкая степень стабилизации нефти и низкое качество полу­ченного конденсата.

Стабилизация нефти не является только средством сокраще­ния потерь нефти. Перед процессом стабилизации ставится и дру­гая не менее важная задача — создание на основе этого процес­са прочной сырьевой базы развивающейся нефтехимической промышленности нашей страны. Поэтому товарной продукцией не может быть просто произвольная смесь углеводородов, полу­чаемая одно- или двукратным испарением нефти без какого бы то ни было обоснования, а определенная фракция — наиболее ценная часть нефти для нефтехимической промышленности. Часто в не­посредственной близости от нефтяных месторождений размеще­ны нефтехимические предприятия, предусматривающие получе­ние изопреновых каучуков, исходным сырьем для которых слу­жит широкая фракция от переработки нефтяных газов и стабили­зации нефтей. Перед нефтестабилизационными установками ста­вится задача по извлечению определенной части пентановых фракций, достаточной для удовлетворения потребности этих нефтехимических производств.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. Назовите физико-химические свойства нефтяных эмульсий. 2. Для чего предназначены деэмульгаторы? Какие требования

предъявляются к деэмульгаторам? 3. Чем обусловлена необходимость обезвоживания и обессо-

ливания нефти на промыслах? 4. Какие требования предъявляются к нефтям, поставляемым

на нефтеперерабатывающие заводы? 5. Перечислите способы обезвоживания нефти. 6. Как производится термохимическое обезвоживание нефти

при атмосферном давлении? 7. Расскажите о технологической схеме термохимического

обезвоживания нефти под давлением. 8. Расскажите о технологической схеме обезвоживания и

обессоливания нефти. 9. Для чего применяется стабилизация нефти? Какие применя­

ются методы стабилизации нефти на промыслах?

Г л а в а 4. АППАРАТУРА И ОБОРУДОВАНИЕ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ИХ ОБСЛУЖИВАНИЕ

ОТСТОЙНИКИ НЕФТИ

Отстойник ОГ-200С предназначен для разделения нефтяных эмульсий на нефть и пластовую воду (рис. 27). Техническая ха­рактеристика ОГ-200С приведена ниже.

Пропускная способность по нефти, т/сут, не менее . . . . . 3000 Обводненность нефти, %, не более:

на входе 30 на выходе 1

Рабочее давление, МПа 0,6 Температура рабочей среды, СС, не более 100 Объем аппарата (сосуда), м3 2С0

Емкость отстойника разделена на сепарационный и отстой­ный отсеки, которые сообщаются друг с другом при помощи двух коллекторов-распределителей, расположенных в нижней части корпуса.

В верхней части сепарационного отсека установлены рас­пределитель эмульсий со сливными полками и сепаратор газа.

В нижней части отстойного отсека расположены два трубча­тых перфорированных коллектора, над которыми размещены

7 1ГГ--Е—и

,~ . 4

Рис. 27. Принципиальная схема отстойника ОГ-200С: / — сепарационный отсек; // — отстойный отсек; / — корпус; 2 — регулятор уровня; 3— каплеотбойник; 4 — перегородка; 5 — сборник нефти; 6 — регулятор межфазного уров­ня; 7 — переливное устройство; 8 — коллектор пропарки; 9 — штуцер зачистки; 10 — коллектор распределителей; 1 — обводненная нефть; 2 — обезвоженная нефть; 3 — пластовая вода; 4 — нефтяной газ

70

распределители эмульсии коробчатой формы. В этой части имеются также два коллектора для пропарки аппарата. В верх­ней части отсека расположены четыре сборника нефти, соеди­ненные со штуцером выводы нефти из аппарата. В передней части корпуса перегородкой и переливными устройствами выде­лена водосборная камера, в которой помещен регулятор меж­фазного уровня. I

Отстойник оснащен приборами контроля за параметрами технологического процесса, регуляторами уровней раздела фаз, предохранительной и запорной арматурой.

Для удобства обслуживания приборов, расположенных в верхней части корпуса, аппарат снабжен площадкой обслужи­вания.

Отстойник работает следующим образом. Подогретая эмульсионная нефть с введенным в нее реаген-

том-деэмульгатором поступает в распределитель эмульсии сепа­рационного отсека и по сливным полкам и стенкам корпуса стекает в нижнюю часть отсека. Выделившийся из нефти в ре­зультате ее нагрева и снижения давления газ проходит через сепаратор и при помощи регулятора уровня «нефть — газ» вы­водится в газосборную сеть.

Нефтяная эмульсия поступает из сепарационного в отстой­ный отсек по двум перфорированным коллекторам, проходит че­рез отверстия коробчатых распределителей и поднимается в верхнюю часть отсека. При этом происходит промывка нефти пластовой водой и ее обезвоживание. Обезвоженная нефть по­ступает в сборный коллектор и выводится из аппарата.

Отделившаяся от нефти вода через переливные устройства поступает в водосборную камеру и с помощью регулятора уров­ня «вода — нефть» сбрасывается в систему подготовки дренаж­ных вод.

Отстойник оснащен приборами контроля и автоматического регулирования, позволяющими контролировать давление среды в аппарате, уровень раздела фаз в каждом из отсеков, а также обеспечивающими автоматическое поддержание уровней разде­ла фаз.

Для контроля за давлением среды в аппарате на верхней части его корпуса устанавливается технический манометр.

Контроль за уровнями раздела фаз «нефть — газ» и «нефть— пластовая вода» в отсеках аппарата осуществляется визуально при помощи четырех указателей уровня.

Автоматическое поддержание уровня раздела фаз «нефть—• газ» в первом отсеке отстойника и уровня раздела газ «нефть—• вода» во втором отсеке осуществляется при помощи регулято­ров межфазного уровня.

На принципе вертикального движения жидкости (аналогич­ном отстойному отсеку ОГ-200С) сконструированы и произво­дятся отстойники типа ОВД-200.

71

О т с т о й н и к н е ф т я н о й ОБН-3000/6 предназначен для разделения водонефтяной эмульсии, сброса выделившейся воды и получения кондиционной нефти. Техническая характеристика ОБН-3000/6 приведена ниже.

Номинальная пропускная способность по товарной нефти, т/сут Обводненность поступающей эмульсии, %, не более . Обводненность нефти на выходе, %, не более Рабочее давление, МПа Температура рабочей среды, "С, не более Вязкость эмульсии, см3/с, не более Плотность эмульсии, г/см3 . . . . . . •, Содержание газа в нефтяной эмульсии, м3/м3, не более Содержание механических примесей, мг/л, не более .

У с т р о й с т в о и р а б о т а о т с т о й н и к а . Отстойник вы­полнен в моноблоке и состоит из блока отстоя, площадки обслу­живания, запорно-регулирующей арматуры и системы контроля и управления.

Блок отстоя представляет собой технологическую емкость диаметром 3400 мм (объем 200 м3), устанавливаемую при помо­щи трех опор на фундаменте. Для более полного использования объема емкости она оснащена распределительным устройством для ввода водонефтяной эмульсии, смонтированным по оси от­стойника. Сборник воды (длинная перфорированная труба) расположен внизу емкости, а сборник нефти — поперек емко­сти в ее верхней части. На сборнике имеются два штуцера для выхода нефти, позволяющие вести технологический процесс в режимах полного и неполного заполнения. В емкости имеются люки-лазы, предохранительный клапан, дренажная система.

Отстойник оснащен приборами контроля и регулирования — манометрами, термометрами, блоком регулирования межфазно­го уровня «нефть — вода», а также подачи водонефтяной эмуль­сии в отстойник.

О б с л у ж и в а н и е о т с т о й н и к а . Для пуска отстойника необходимо:

открыть задвижки на линии отвода выделившейся воды и от­стоявшейся нефти;

открыть задвижку на линии ввода эмульсии; включить систему контроля и управления; отрегулировать задатчик прибора и перевести его на авто­

матический режим. При работе отстойника оператор обязан: периодически контролировать ход технологического процес­

са по контрольно-измерительным приборам; периодически осматривать установку и средства автоматики; проверять работоспособность предохранительных клапанов

1 раз в смену. Для остановки отстойника необходимо: отключить систему автоматического контроля и управления;

3000 30

0,5 0,6 100 0,1

0,86—0,98 5

100

72

закрыть задвижку на линии ввода сырой продукции; закрыть задвижки на линиях отвода выделившейся воды

и отстоявшейся нефти.

ЭЛЕКТРОДЕГИДРАТОРЫ ДЛЯ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ И ОБЕССОЛИВАНИЯ НЕФТИ

Наиболее эффективное оборудование для обезвоживания и обессоливания нефти — электродегидраторы; в них разруше­ние эмульсий проводят в электрическом поле переменного то­ка. Электродегидратор любого типа состоит из корпуса, в кото­ром размещены подвешенные на изоляторах электроды, уст­ройств для ввода и распределения эмульсии и отвода отстояв­шейся воды и нефти. Ток на электроды подается от индивиду­ального трансформатора высокого напряжения. В межэлектрод­ном пространстве под влиянием электрического поля высокой напряженности капли укрупняются и под действием гравитаци­онных сил осаждаются. Процессу разрушения пленки эмульга­тора, обволакивающей капли воды, способствуют вводимые в эмульсию деэмульгаторы.

Взаимодействие между диспергированными в нефти каплями воды зависит от напряженности электрохимического поля и ре­гулируется напряжением тока или расстоянием между элек­тродами.

Важный узел электродегидратора — изоляторы. В одних конструкциях оба электрода отделены от корпуса подвесными изоляторами и через проходные изоляторы присоединены к раз­ным фазам повышающего трансформатора. В других аппаратах имеются один высокопотенциальный и один заземленный элек­троды; в этом случае изоляторы предусмотрены только у высо­копотенциального электрода.

Качество обработанной нефти в значительной мере зависит от организации движения потоков в электродегидраторе, опре­деляемой устройством для ввода нефти и конструкцией корпу­са. Существуют аппараты с горизонтальным, вертикальным вос­ходящим и комбинированным потоком нефти.

На промыслах и нефтеперерабатывающих заводах эксплуа­тируются электродегидраторы различных конструкций — верти­кальные, шаровые и горизонтальные.

На промыслах наибольшее распространение получили гори­зонтальные электродегидраторы типа ЭГ160 и 1ЭП60, на НПЗ —типа 23П60.

В последние годы созданы более крупные аппараты типа ЭГ200: ЭГ200-10 — для обработки легких и средних нефтей (плотностью до 890 кг/м3) и 1ЭГ200-2Р —для средних и тяже­лых нефтей (плотностью до 910 кг/м3). От аппаратов 1ЭП60, кроме размеров корпуса, они отличаются конструкцией распре-

делительного устройства и более совершенным электрообору­дованием.

Техническая характеристика электродегидраторов приведе­на ниже.

Номинальная пропускная способ­ность, м3/ч Объем, м3

Рабочее давление, МПа . . . .

1ЭП60

400 160

1

ЭГ200-10

500 200

1

1ЭГ200-2Р

500 200

1

Конструкция электродегидратора 1ЭГ200-2Р обеспечивает возможность регулирования соотношения подачи сырья в меж­электродное и подэлектродное пространства в зависимости от свойств поступающей эмульсии, оптимизируя этим работу ап­парата, поскольку более устойчивые эмульсии лучше разру­шаются при подаче их непосредственно в межэлектродное про­странство, а менее устойчивые—в подэлектродное пространство.

Для промысловой подготовки высокосернистых нефтей с со­держанием сероводорода и углекислого газа в продукции сква­жин до 6% ВНИИнефтемаш разработал блоки электродегид­раторов из стали марки 20ЮЧ, стойкой к сероводородному кор­розионному растрескиванию. Аппараты, изготовленные из этой стали, в отличие от других электродегидраторов не требуют внутреннего антикоррозийного покрытия. Из этой стали выпол­няют и технологические трубопроводы, входящие в комплект поставки блока вместе с запорной и регулирующей арматурой, средствами контроля и автоматизации, площадками обслужи­вания и лестницами. Техническая характеристика электроде­гидраторов для высокосернистых нефтей приведена в табл. 3.

Рассмотрим более подробно работу электродегидраторов 1ЭГ-160, которых на промыслах пока больше, нежели электро­дегидраторов других конструкций (рис. 28)..

Электродегидратор оборудован двумя электродами, подве­шенными параллельно и имеющими форму решетчатых прямо­угольных" рам. Электроды через проходные изоляторы подсоеди­нены к высоковольтным выводам двух трансформаторов ОМ-66/35 мощностью по 50 кВ-А, установленных в верхней час-

Т а б л и ц а 3

Показатели ЭП00-10-20ЮЧ ЭГ200-10-20ЮЧ

Расчетная пропускная способность аппара­та по сырью (при средней плотности неф­ти), т/ч Объем, м3

Рабочее давление, МПа Установленная мощность трансформатора, кВ-А

250

100 0.7 160

500

200

Я н

•н <и Я

я к

о н я Е п о

++ о и

о, л ь*

о о :

со к ь

4 I

£ <Т|

Я

<1J

п

к т

Я Я

«) О а*

О о CD и

<П

о. о F-СО U , 1=1 Я 0J

(=( о и . н У.

О)

л н

•Н-и

| "-ч

я я и

эму

ти аппарата. Переключением выводов трансформатора на элек­трод можно подать напряжение 11, 16,5 или 22 кВ. Первичные обмотки трансформаторов подключаются к противофазе, поэто­му напряжение между электродами удваивается (вследствие разных полярностей). Таким образом, напряжение между элек­тродами может иметь значения 22, 33 и 44 кВ.

Для ограничения силы тока и защиты электрооборудования от короткого замыкания в цепь первичной обмотки трансформа­торов включены реактивные катушки типа РОС-50/05. Их уста­навливают на площадке рядом с трансформаторами. Благода­ря большой индуктивности реактивных катушек при увеличении силы тока происходит перераспределение напряжений.

Работает аппарат следующим образом. Эмульсионная нефть через два отдельных распределительных устройства поступает под слой отделившейся воды. После перехода через границу раздела (межфазный слой) поток эмульсионной нефти освобож­дается от основной массы пластовой воды и, двигаясь в верти­кальном направлении, последовательно подвергается обработке в зоне низкой напряженности электрического поля, образующе­гося между уровнем отделившейся воды и нижним электродом, затем в зоне высокой напряженности, между электродами (верхним и нижним), расстояние между которыми может изме­няться от 20 до 40 см.

ЭЛЕКТРОКОАЛЕСЦЕРЫ

По мере истощения нефтяных месторождений возрастает до­ля устойчивых нефтяных эмульсий, трудно поддающихся разру­шению в электродегидраторах традиционных конструкций. В свя­зи с этим в последние годы разработаны электрокоалесцирую-щие устройства, обеспечивающие устойчивость электрического поля на высокообводненных устойчивых эмульсиях и их эффек­тивное разрушение.

К электрокоалесцерам предъявляются следующие требова­ния: работа при более высокой, чем в обычных электродегидра­торах, напряженности электрического поля; создание условий, исключающих пробой между электродами.

Для обработки на промыслах высокообводненных (содержа­щих воды более 10%) эмульсий создан трехходовой электроде-гидратор, представляющий собой комбинацию электрокоалесце-ра с изолированными электродами и отстойника. Аппарат (рис. 29) снабжен заземленным цилиндром 8, стержневым 9 и к'олоколообразным 10 электродами, отделенными от цилиндра изоляторами 6.

В аппарате осуществляется двукратный резкий поворот эмульсий, в результате чего из нее выпадают крупные капли воды, осаждающиеся в нижней части емкости. Кольцевые зазо­ры между стержневым электродом и цилиндром, цилиндром и колоколообразным электродом, а также между последним

76

10 S

Рис. 29. Схема трехходового электро-дегидратора: / — патрубок для вывода нефти; 2 — пе­регородки (верхняя и нижняя); 3 — пере­пускная труба; 4 — корпус узла электро-дегидратора; 5 — отстойная емкость; 6 — изоляторы; 7 — патрубок сброса воды; 8— заземленный электрод (цилиндр); 9 — центральный (стержневой) электрод; 10 — колоколообразный электрод

Рис. 30. Схема электрокоалесцера с перфорированным диэлектрическим экра­ном ЭКУ-3

и корпусом уменьшаются в направлении от стержневого элек­трода к корпусу. Это обеспечивает обработку эмульсии в раз­ных по напряженности электрических полях при условии трех­кратного протока ее через межэлектродные пространства с из­менением направления движения потока при переходе из одной зоны в другую. В каждой' последующей зоне эмульсия стано­вится менее обводненной и по мере освобождения от крупных капель воды приобретает более равномерную мелкодисперсную структуру.

Из зоны электрообработки нефть по перепускной трубе 3 по­ступает в отстойную зону аппарата, из которой удаляется через штуцер /. Вода из нижней части емкости 5, обтекая перегород­ки 2, направляется к выпускному патрубку 7. Предусмотрена автоматическая регулировка вывода воды из аппарата.

Пропускная способность трехходового электродегидратора, совмещенного с отстойником в емкости объемом 200 м3, дости­гает 6000 т/сут.

Высокую надежность и эффективность показал в процессе опытно-промышленной эксплуатации электрокоалесцер ЭКУ-3 с ограниченной областью формирования токопроводящих цепо­чек, созданный Казанским педагогическим институтом, ВНИИ-нефтемашем и объединением «Татнефть» (рис. 30).

Высокое напряжение от трансформатора / через проходной изолятор 2 подается на электрод 4, размещенный по оси цилин­дрического заземленного корпуса 5, служащего вторым элек­тродом. Между электродами установлена перфорированная тру­ба 6 из диэлектрического материала. Диаметр отверстий пер-

77

форации в несколько раз меньше толщины стенки трубы. Пере­городка 3 разделяет входную и выходную полости аппарата.

Поток сырья / поступает внутрь перфорированной трубы, где эмульсия обрабатывается электрическим полем большой на­пряженности вблизи высокопотенциального электрода 4. Затем эмульсия через отверстия, называемые областями ограниченного формирования цепочек, поступает на дообработку в зону с мень­шим значением напряженности электрического поля вблизи за­земленного корпуса. Разрушенная эмульсия с укрупненными каплями воды // удаляется через нижний штуцер и направляет­ся в отстойник или электродегидратор для отделения воды.

Расчленение потока водонефтяной эмульсии на элементар­ные струйки при помощи отверстий в трубе способствует тому, что количество воды в каждом элементарном канале ограничи­вается, исключается втягивание капель воды из прилегающего объема, токопроводящая цепочка получается малого сечения и большого сопротивления; ток элементарного короткого замы­кания через цепочку, прежде чем достигнуть критической вели­чины, вызывает вскипание эмульсии и блокировку каналов па­рогазовыми пузырьками. В результате достигается самоблоки­ровка тока в каждом отверстии и не возникает короткого замы­кания между электродами.

Аппарат позволяет поддерживать высокую напряженность поля и обеспечивает эффективную коалесценцию капель пласто­вой воды на стадии обезвоживания нефти, а также эффектив­ную коалесценцию капель пластовой и пресной воды на стадии обессоливания нефти. Применение такого аппарата также це­лесообразно для разрушения ловушечных эмульсий в промыс­ловых и заводских условиях.

ПУСК, ОБСЛУЖИВАНИЕ И ОСТАНОВКА ЭЛЕКТРОДЕГИДРАТОРОВ 1ЭГ-160 И ЭГ-200

Подготовка электродегидратора к заполнению

До включения электродегидратора в эксплуатацию необхо­димо убедиться в правильности наладки и работоспособности:

а) сигнализатора уровня напряжения, автоматически отклю­чающего напряжение при исчезновении или резком снижении внешнего напряжения;

б) регулятора уровня, автоматически поддерживающего по­стоянный уровень раздела фаз и стабильность электрического режима в аппарате;

в) двух реле максимального тока, автоматически отключаю­щих напряжение при возникновении перегрузки в любой фазе;

г) предохранительного клапана, срабатывающего при уве­личении рабочего давления до расчетного (1 МПа);

д) манометров для контроля за рабочим давлением; е) термометра для контроля за температурой;

78

ж) пробоотборных клапанов для визуального контроля за процессом обессоливания в электродегидраторе.

Необходимо проверить также систему сигнализации, положе­ние контактора, наличие напряжения в цепях аварийных отклю­чений электродегидратора.

Перед заполнением электродегидратора жидкостью прове­ряется и фиксируется межэлектродное расстояние. Для этого проводится специальный осмотр плоскостей электродов. Высту­пающие прутки и концы шпилек подвесных изоляторов должны быть обрезаны. Оставлять посторонние предметы и монтажный инструмент на электродах недопустимо. Затем проводится осмотр состояния проходных и подвесных изоляторов, а также всех токонесущих элементов.

Поверхности всех изоляторов тщательно очищаются спиртом (ацетоном), высушиваются и покрываются сухим трансформа­

торным маслом.

Опрессовка электродегидратора и заполнение его нефтью

От правильного заполнения нового или вводимого после ре­монта электродегидратора во многом зависит последующая ра­ботоспособность проходных и подвесных изоляторов аппарата. На поверхности изоляторов некоторое время сохраняются кап­ли среды, которой он перед этим заполнялся. Это необходимо учитывать при опрессовке аппарата водой и последующем вы­теснении его нефтью.

С целью предохранения поверхности изолятора от контакта с водой при опрессовке изоляторы покрывают сухим трансфор­маторным маслом. Лучшие результаты может обеспечить вазе­линовое или силиконовое масло. Однако срок сохранности мас­ляной пленки на поверхности изолятора ограничен, поэтому ре­комендуется:

время заполнения и выдержки электродегидратора с водой по возможности сократить;

использовать для опрессовки холодную пресную воду; нагре­тая дренажная вода, содержащая моющие ПАВ, опасна для масляной пленки.

Вслед за опрессовкой необходимо заполнить электродегид­ратор нефтью, lie рекомендуется оставлять аппарат заполнен­ным водой.. В случае необходимости длительной выдержки ап­парата с водой верхнюю часть (четверть) объема электродегид­ратора желательно заполнить обезвоженной или обессоленной нефтью, вытеснив воду нефтью через трубопровод выхода про­дукта с одновременным дренированием воды. Заполнение про­водится постепенно, при открытом воздушнике на факел. Для исключения образования газовой подушки в штуцерах вводов высокого напряжения газ следует отвести через специальный

79

штуцер и патрубок на выкидной коллектор нефти или в линию сброса предохранительных клапанов. Пуск электродегидратора на поток недопустим до опробования и установления рабочих параметров электрической части. Через 30—60 мин после вытес­нения всего воздуха из аппарата подают напряжение на один из трансформаторов. После того как установлена сила тока на нем, подают напряжение на второй трансформатор. После ста­билизации тока начинают постепенно прикрывать задвижку на обводной линии (байпасе), увеличивая загрузку электродегид­ратора не более чем на 20—30 м3/ч за один прием и не более чем на 50 м3 в течение часа. Контроль за стабильностью элек­трического режима ведут по силе тока. При подаче напряжения уровень раздела фаз должен быть не выше 1 м от нижней об­разующей корпуса. Оптимальный уровень раздела фаз зависит от свойств эмульсии и определяется в процессе эксплуатации опытным путем.

При работе электродегидратора следует выбирать рабочее давление, исключающее образование газовой подушки. Изме­нение производительности следует осуществлять постепенно, а регулирование сброса дренажной воды — плавно.

ОПРОБОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ЭЛЕКТРОДЕГИДРАТОРА

Перед подачей напряжения на электроды необходимо прове­рить сопротивление утечки каждого из электродов. Оно прове­ряется мегомметром с выводов проходных изоляторов относитель­но корпуса аппарата. Сопротивление 80—100 кОм считается хо­рошим. При сопротивлении утечки менее 20 кОм подавать напряжение не рекомендуется, если сопротивление утечки пони­жено, рекомендуется дополнительный отстой нефти в аппарате в течение 8—10 ч.

Опробование подачи напряжения на электроды необходимо начинать с минимальной величины (11 кВ).

Перед подачей напряжения проверяется подключение реак­тивной катушки. Она должна быть подключена на отпайке «длительная работа».

Электроды опробуются по одному. При этом сила тока на одном электроде не должна превышать 40—50 А. Следует иметь в виду, что при включении обоих электродов сила тока на каж­дом станет больше примерно в 2 раза.

Относительно высокая сила тока при первоначальном вклю­чении пары электродов может быть вызвана наличием остаточ­ной воды в нефти, которой заполнен аппарат. В таком случае напряжение подают спустя 30—60 мин.

Если силы установившихся токов при включении обоих элек­тродов не более 50—70 А, напряжение трансформаторов можно последовательно повысить до 16,5 или 22 кВ.

80

У аппаратов с нижним вводом сырья сила тока нижнего электрода на 10—20 % больше силы тока верхнего электрода, а у электродегидратора с межэлектродным вводом эта разность меньше.

ВКЛЮЧЕНИЕ ЭЛЕКТРОДЕГИДРАТОРА НА ПОТОК И ЕГО ЭКСПЛУАТАЦИЯ

При включенных электродах в электродегидратор подают обезвоженную нефть.

При исправной системе контроля за токами производитель­ность электродегидраторов доводится до рабочей. Сила тока при этом не должна превышать 70 А. После этого подается пресная вода (до 5 % от объема нефти).

Дренаж отстоявшейся воды необходимо проводить постоянно с тем, чтобы не создавать чрезмерно большой водяной подушки. Уровень воды в электродегидраторе с центральным вводом оп­ределяется чистотой сбрасываемой воды. Оптимальная высота слоя дренажной воды подбирается в процессе эксплуатации.

Дальнейшая эксплуатация электродегидраторов осущест­вляется по правилам для высоковольтных установок, сосудов, работающих под давлением, и согласно технологической карте установки.

При увеличении силы токов на нижнем электроде до близ­ких к максимальным (120 А) необходимо проверить уровень во­дяной подушки и понизить его до нижнего контрольного кра­ника. Если уровень водяной подушки нормальный, а сила тока растет, это означает, что в аппарат поступает стойкая эмульсия. В этом случае необходимо выяснить и устранить причину обра­зования и попадания в аппарат этой эмульсии (типичные вари­анты— температура промывочной воды низкая, мала дозировка реагента, большое количество механических примесей, большое содержание воды в сырье). Если обводненность сырья более 15 %, необходимо уменьшить количество промывочной жидкости.

В случае если произошло отключение электродов из-за воз­растания силы тока, необходимо попытаться осуществить по­вторное включение двумя электродами сразу же после отклю­чения. Если повторное включение двумя электродами не удает­ся, то надо включить электродегидратор в работу только одним верхним электродом. Если и в этом случае сила тока растет, то ттогчЛ vn Т111\яг\ UG птгг тттгчтто сг о ттАТГтпт.цтсь/^trrw тталттт o c i w m . i T L гтптю\т_ и v^4_/Ол-чу/л,^!i»i w j i i Vc У-Г i i\.<;i I\J х а л ^ i / i \ < m . L I I I i w i v v i i T . U \ , I i i j a u i v i / XJX i и u p jfrx\-. tYi

выкид электродегидратора, т. е. перейти на схему работы, ми­нуя электродегидраторы, и следить за силами токов на верх­нем электроде. В остановленном аппарате сила тока должна по­степенно уменьшаться. При уменьшении силы тока до 50—70 А надо попытаться включить второй (нижний) электрод. Если при длительном пребывании нефти в аппарате сила тока не умень­шается, необходимо сдренировать аппарат и поставить на про­мывку (циркуляцию) обезвоженной нефтью.

6—1ПЗ 81

Работа электродегидратора не допускается (должна быть прекращена):

а) если давление в электродегидраторе поднимается выше разрешенного, несмотря на соблюдение всех требований, указан­ных в инструкции;

б) при неисправности предохранительных клапанов, средств контроля и автоматики, предусмотренных проектом для электро-дегидраторов;

в) если в основных элементах сосуда обнаружены трещины, выпучины, значительные утончения стенок, пропуски или поте­ния в сварных швах, течи во фланцевых соединениях, разрывы прокладок;

г) при возникновении пожара, непосредственно угрожающе­го электродегидратору;

д) при неисправности манометра и невозможности определе­ния давления по другим приборам;

е) при неисправности или неполном комплексе крепежных деталей, крышек и люков;

ж) при неисправности указателя уровня жидкости; з) при неисправности предохранительных устройств и в слу­

чаях, оговоренных технологической картой.

ТРУБЧАТЫЕ ОГНЕВЫЕ ПОДОГРЕВАТЕЛИ НЕФТИ

Для подогрева водонефтяных эмульсий и нефти в нефтяной промышленности широко используются трубчатые огневые по­догреватели.

ТРУБЧАТЫЕ ПЕЧИ БЕСПЛАМЕННОГО ГОРЕНИЯ

Трубчатая печь, как правило, состоит из радиантной части, в которой сгорает топливо и размещаются радиантные трубы, и конвекционной, в которую поступают продукты сгорания (ды­мовые газы) и где размещаются конвекционные трубы и трубы котла-утилизатора или пароперегревателя (если последние требуются по условиям технологического процесса и процесса регенерации теплоты).

В радиантной части печи трубы воспринимают теплоту, из­лучаемую факелом сгорания, или радиантную теплоту, охлаж­дая при этом дымовые газы примерно до 750—800 °С. В конвек­ционной части трубы воспринимают теплоту конвекцией (непо­средственное соприкосновение горячих газов и труб) и частич­но радиацией.

Последовательность движения нефтяной эмульсии в печи следующая. Поток нефти поступает в конвекционную камеру, а затем в радиантную, где нагревается до заданной темпера­туры, и отводится по специальному трубопроводу.

Применяют огневые подогреватели следующих основных ти­пов: односкатные и двускатные однопоточные и многопоточные трубчатые печи.

82

Институтом ВНИИнефтемаш разработаны печи беспламен­ного горения с излучающими стенками топки (рис. 31). Новое в этих печах•—-теплоотдача радиантными трубами от стенок топки, целиком составленных из беспламенных панельных го­релок (рис. 32), конструкция которых позволяет регулировать теплоотдачу излучающего экрана.

ПУСК, ОСТАНОВКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПЕЧЕЙ ТИПА ПБ

Пуск печи

П о д г о т о в и т е л ь н ы е р а б о т ы . Перед пуском необхо­димо произвести внешний осмотр блока.

Между горелками должны быть поставлены асбестовые лис­ты. Щели между огнеупорными призмами соседних горелок должны быть заделаны огнеупорной мастикой. Во избежание сгорания концов распределительных трубок горелок последние не должны выходить внутрь туннелей огнеупорных призм. За­зоры между трубами и отверстиями в огнеупорных призмах должны быть заделаны огнеупорной мастикой заподлицо с тор­цами трубок.

В туннелях призм не должно быть строительной крошки, му­сора и т. п.

6* 83

Необходимо проверить манометры, убедиться, что отводы и манометры не забиты строительной крошкой, ржавчиной и т. д.

Все разъемные соединения должны быть плотно затянуты, а вентили — плотно закрыты.

З а п о л н е н и е т о п л и в н ы м г а з о м о б в я з о ч н ы х т р у б о п р о в о д о в . При заполнении трубопроводов газом при­сутствие людей в печи запрещается.

Заполнение топливным газом обвязочных трубопроводов раз­решается после опрессовки рабочего змеевика печи.

Средства пожаротушения должны быть полностью уком­плектованы, смонтированы и находиться в состоянии готовности.

Проверить работу шиберов и полностью их открыть. Плотно закрыть воздушные заслонки на горелках. Убедиться, что давление газа в подводящем трубопроводе

находится в пределах, указанных в режимной карте. Открыть полностью вентиль от заполняемого коллектора

к продувочной свече. Через дренажные вентили продувочной свечи спустить ско­

пившийся в коллекторе конденсат, после чего дренажные вен­тили плотно закрыть.

Включить все манометры обвязки блока и плавно открыть задвижку на стояке заполняемого и подводящего газопровода.

Газопровод и коллектор продуть на свечу не менее 10 мин, после чего плотно закрыть задвижки на стояке заполняемого коллектора и отводе к продувочной свече.

В описанном порядке последовательно один за другим за­полнить топливным газом все коллекторы обвязки печи.

Убедиться, что газ не поступает в топку, для чего прове­рить все вентили горелок на плотность закрытия. Вентили, про­пускающие газ, легко обнаружить по характерному шипению.

Р о з ж и г п а н е л ь н ы х г о р е л о к должны вести два че­ловека.

Тщательно продуть топку паром в течение 15 мин после по­явления пара из дымовой трубы.

Ввести зажженный растопочный факел и поместить перед одной из горелок. Убедиться через смотровое стекло, что он го­рит и находится вблизи панельной горелки.

Открыть вентиль подачи газа в разжигаемую горелку и убе­диться через смотровое окно, что горелка зажжена.

Постепенно открывать воздушную заслонку до установлен­ного опытным путем зазора между заслонкой и диффузором го­релки (до появления светлого пламени).

От горящей горелки зажечь соседнюю с ней по ряду горелку открытием вентиля газа, затем воздушной заслонки.

По принципу «последующая от предыдущей» последователь­но зажечь все горелки блока.

При розжиге горелок постоянно следить за давлением газа в коллекторах. При падении давления газа на коллекторах ни-

84

же 0,06 МПа или повышении более 0,25 МПа розжиг должен, быть прекращен.

Э к с п л у а т а ц и я б л о к а . Систематически наблюдать за процессом горения. Из дымовой трубы должны выходить совер­шенно прозрачные продукты сгорания.

Следить за давлением газа в коллекторах, за температурой наружных стенок распределительных камер горелки. Резкое повышение температуры свидетельствует о том, что горение идет в распределительной камере. При этом следует отключить го­релку и продуть сопло. При возникновении хлопков необходимо отключить горелку и прочистить сопло.

В процессе эксплуатации по цвету пламени необходимо про­вести корректировку установленного зазора между заслонкой и диффузором для каждой горелки.

Пламя горелки, подача воздуха к которой отрегулирована правильно, должно иметь вид коротких голубоватых язычков.

Недостаточное открытие воздушной заслонки (мало возду­ха) характеризуется желтым пламенем, иногда с копотью.

Появление у нормально отрегулированной горелки длинно­го синего пламени свидетельствует о наличии в топливном газе большого количества углеводородного конденсата.

Остановка печи

Для остановки печи необходимо закрыть задвижку на стоя­ках и газовой линии перед печью и выключить каждую горелку в следующем порядке:

плотно закрыть воздушную заслонку; плотно закрыть газовый вентиль; убедиться через смотровое окно, что доступ газа в горелку

прекращен. Оставшийся в газовых коллекторах печи газ необходимо вы­

жечь в одной или двух горелках, после чего плотно закрыть вен­тили на этих горелках.

Циркуляцию нефти через печь продолжать до снижения тем­пературы нефти до 40 °С, после чего закрыть задвижки на входе нефти в печь.

Аварийная остановка печи

Печь должна быть немедленно остановлена при: внезапном прекращении подачи электроэнергии, сырья, во­

ды, пара; выходе из строя ретурбенда, вальцовки или пробки; прогаре труб, пропуске сварного шва на змеевике печи; разрушении кладки печи. Аварийная остановка печи производится в следующем по­

рядке: закрываются задвижки входа газа;

85

/\ Рис. 33. Схема гурьевской печи: / — корпус печи (кирпичная кладка); 2— отражательный экран (из огнеупорного кирпича); 3 — конвективные трубы; 4 — радиантные крекинговые трубы; 5 — взрывные клапаны; 6 — продувочная га­зовая свеча; 7 — дымовая труба; 8 — ды­моход; 9 — горелки ФГМ-95; 10 — газопро­вод к горелкам; //— люк-лаз; 12 — смот­ровая щель

подается пар в аварийную емкость; закрываются задвижки на входе и выходе нефти из печи; открывается линия сброса нефти со змеевика печи в аварий­

ную емкость; в топку печи подается пар; после снижения давления в змеевике ниже давления пара по

показанию манометра на паровой линии пар подается в змеевик; закрываются газовые вентили и воздушные заслонки на го­

релках, открываются вентили на свечи.

ПЕЧИ «ЭМБАНЕФТЕПРОЕКТ» (ГУРЬЕВСКИЕ ПЕЧИ)

Печи этой конструкции нашли широкое применение в соста­ве термохимических установок подготовки нефти (рис. 33). Гурьевские печи служат для подогрева нефти до 60—90 °С. На печи установлено четыре горелки среднего давления типа ФГМ-95. В качестве топлива используется нефтяной или при­родный газ.

Подготовка печи к растопке

Перед пуском печи в работу необходимо: проверить внешним осмотром поверхность печи, запальник,

продувочную свечу, исправность контрольно-измерительных при­боров;

убедиться в отсутствии посторонних предметов в топке; проверить исправность подлежащего включению газопрово­

да и установленных на нем кранов и задвижек (краны должны быть закрыты, а продувочные свечи открыты);

86

проверить плотность резьбовых, фланцевых и сварных соеди­нений, а также герметичность кранов мыльным раствором; поль­зоваться открытым огнем запрещается;

в течение 10 мин продуть подключаемый участок газопро­вода через продувочную свечу.

Давление газа перед горелками ФГМ-95 должно быть в пре­делах от 0,05 до 0,1 МПа.

Пуск печи в работу

Открыть задвижки на линиях входа и выхода нефти из печи, установить нормальный расход нефти через змеевик, убедиться в герметичности змеевика и ретурбендов.

Перед зажиганием горелок провентилировать камеру сгора­ния, в течение 20 мин при полном открытии шибера дымохода. Разрежение в топке печи должно быть не менее 20—50 Па.

Зажечь переносной запальник. Горящий запальник ввести через смотровое отверстие в топ­

ку, к выходному отверстию зажигаемой горелки. При этом воз­душная заслонка должна быть закрыта.

Убедившись, что пламя переносного запальника горит устой­чиво, плавно открыть рабочий кран перед горелкой и зажечь газ, выходящий из горелки.

После воспламенения газа на горелке начинают подавать воздух. Это осуществляется постепенным открытием воздушно-регулировочной заслонки.

Подачу газа и воздуха следует регулировать до получения устойчивого бездымного горения, факел горелки должен быть спокойным, прозрачным и иметь синеватую окраску в ядре, жел­тую— в конце факела. Увеличивая нагрузку на горелку, снача­ла необходимо увеличивать подачу газа, а потом воздуха. Если газ не загорелся, необходимо немедленно закрыть кран перед горелкой и устранить причину неисправности.

Повторное зажигание горелки разрешается только после устранения неисправности и повторного вентилирования топки.

Зажигание горелок производить последовательно. При вводе запальника в топку и зажигании горелок следует

стоять сбоку смотрового окна во избежание ожога от случайно­го выброса пламени.

Растопка печи должна производиться на малом горении с последующим плавным увеличением нагрузки на горелку. По­вышать температуру нагрева нефти следует постепенно на 20—30 °С в час.

Контроль за работой печи

В процессе работы печи дежурный персонал обязан сле­дить за:

а) режимом горения газа;

б) температурой нефти на выходе из печи; в) давлением нефти в змеевике; г) состоянием труб змеевика, при наличии отдулин в тру­

бах работать запрещается; д) состоянием ретурбендов — при наличии пропуска нефти

через них работать запрещается; е) разрежением в топке по тягомеру и поддерживать его на

заданном уровне при помощи шибера; ж) цветом дыма, из дымовой трубы в летнее время должны

выходить совершенно прозрачные продукты сгорания, а в зим­нее время — дым белого цвета.

Для нормальной работы печи необходимо поддерживать оп­ределенную температуру дымовых газов — она не должна пре­вышать 500 °С. При более высокой температуре возможен пере­жог жаровых труб. В зимнее время, во избежание конденсации водяных паров, образования льда, ухудшения или полного пре­кращения тяги, температура дымовых газов должна быть не ни­же i2o°c:

Температуру уходящих газов следует контролировать по по­казаниям термометров на дымовых трубах.

Если при работе печи погаснет одна из горелок, следует немедленно прекратить подачу газа в горелки, провентилиро­вать топку и дымоходы, установить причину нарушений режима горения и снова разжечь горелки.

Исправность действия взрывных клапанов следует прове­рять 1 раз в смену.

Необходимо систематически следить за герметичностью газо­вой обвязки при помощи мыльной пены.

Нормальная остановка печи

Постепенно снизить подачу воздуха, а затем газа к горелкам с таким расчетом, чтобы температура нефти на входе снижа­лась на 20—25 °С в час.

При достижении температуры нефти на выходе 30 °G отклю­чить горелки. Закрыть на газопроводах рабочие и контрольные краны, открыть кран на продувочные свечи.

Закрыть задвижки по входу нефти. При снижении темпера­туры нефти до 20 °С закрыть задвижки на выходе нефти. При необходимости нефть из змеевика сбросить в аварийную емкость.

Осмотреть состояние змеевика, ретурбендов, дымовых труб, камеры сгорания, газовой обвязки.

Аварийная остановка печи

Оператор обязан немедленно остановить печи и сообщить об этом начальнику установки или диспетчеру цеха в случае:

падения давления газа у горелок ниже допустимого предела или полного прекращения поступления газа к горелкам;

яя

повреждения газопровода или арматуры на нем; резкого повышения давления газа у горелок, что может быть

при неисправности регулятора; самопроизвольного погасания горелок; пожара на установке; обнаружения течи в змеевике, ретурбендах; прекращения циркуляции нефти в системе (отключение элек­

троэнергии, насосов). При аварийной остановке необходимо: немедленно закрыть задвижку на подводящем газопроводе; открыть задвижку сброса нефти в аварийную емкость; закрыть рабочие, контрольные задвижки печей и открыть

кран на продувочные свечи.

БЛОК НАГРЕВА БН-5,4

Блок нагрева предназначен для нагрева нефтяных эмульсий в процессе деэмульсации нефти термохимическим способом. Кро­ме того, блок нагрева можно использовать для подогрева высо­ковязких парафинистых нефтей с целью их нормальной транс­портировки по трубопроводам. Техническая характеристика БН-5,4 приведена ниже.

Номинальная производительность блока по жидкости, т/сут 2500—5000 Максимальная температура, °С gg До 80 Номинальная тепловая мощность, ГДж/ч , 22,7 Рабочее давление, МПа 0,6 Расход топливного газа при номинальной тепловой мощно­сти, м3/ч, не более 800

Блок БН-5,4 (рис. 34) состоит из четырех последовательно соединенных по нагреваемому продукту нагревательных элемен-

Рис. 34. Схема блока нагрева БН-5,4: / — эмульсия; // — топливный газ; / — жаровая труба; 2 —оребрение жаровой трубы} 3 — кожух жаровой трубы; 4 — линзовый компенсатор; 5 — дымовая труба; 6 — горелки

«9

тов, дымоходы которых выведены в общую дымовую трубу. Каж­дый элемент представляет собой жаротрубный нагреватель типа «труба в трубе», который включает в себя корпус, жаровую тру­бу и блок газовых горелок БГ-2П. Со стороны горелочных бло­ков нагревательные элементы помещены в укрытие, в котором расположены узел регулирования топливного газа, приборы КИП и А.

Нефтяная эмульсия нагревается в межтрубном пространстве, образованном корпусом и жаровой трубой нагревательного эле­мента, по которой проходят продукты сгорания, образовавшиеся в результате сжигания топливного газа.

Любой из нагревательных элементов можно отключить без остановки всего блока, т. е. можно направить нефтяную эмуль­сию мимо любого из нагревательных элементов. Основным па­раметром, подлежащим регулированию, является температура нефтяной эмульсии на выходе из блока нагрева. Она регули­руется датчиком температуры. Для регулирования давления газа перед горелками применяют редуктор давления газа.

При чрезмерном повышении или понижении давления в газо­вой линии, повышении температуры нефти и дымовых газов система питания горелок отключается клапаном-отсекателем.

Усовершенствованной модификацией БН-5,4 является блок нагрева БН-М, в котором обвязка нагревательных элементов выполнена параллельно, что позволило снизить гидравлическое сопротивление этого аппарата.

Обслуживание блочных нагревателей типа БН

Перед пуском блочных нагревателей необходимо проверить Енешним осмотром и убедиться в исправности топок, горелок, манометров, термометров, запорно-регулирующей арматуры, трубопроводов, газового оборудования. После этого открывают­ся задвижки на линии входа и выхода нефти в блок нагрева.

Запускается сырьевой насос и насос для подачи реагента.

Розжиг горелок

Перед розжигом горелок необходимо убедиться, что запор­ный кран перед горелкой закрыт, а кран на продувочной свече открыт.

За 10—15 мин до начала розжига полностью открывается воздушная заслонка, чтобы топки и газоходы провентилиро-вались.

После этого продувается газопровод, подводящий газ к го­релкам, через продувочную свечу в течение 3—5 мин. После продувки кран на продувочной свече закрывается.

Разжигается запальник и вводится в запальное отверстие. После этого медленно открывается рабочий кран горелки

и зажигается горелка. Запальник вынимается и тушится.

90

Обслуживание блоков нагрева во время работы

Обслуживание блоков нагрева сводится к наблюдению за технологическим процессом по контрольно-измерительным при­борам, к контролю за состоянием оборудования, насосов, за по­дачей реагента.

Особое внимание во время работы блоков следует обра­тить на: . . . . . .

а) поддержание нормального рабочего давления в нефте-блоках;

б) поддержание температуры нагрева сырой нефти; в) давление топливного газа в соответствии'с режимом горе­

ния и расходом; г) нормальную работу, газовых горелок, обеспечивающих

полноту сгорания газа и устойчивость процесса горения. Во время работы горелки необходимо контролировать нагрев

корпуса горелки, который не должен превышать 90 °С.

Остановка блоков нагрева

При остановке постепенно в течение 10—15 мин снижается расход топливного газа.

При снижении температуры нефти на выходе из блоков до 30 °С прекращается подача газа к горелкам, закрываются рабо­чая и контрольная газовые задвижки, открывается кран на.про­дувочную свечу. Топка проветривается.

Прекращается подача нефти остановкой насосов и закры­ваются задвижки на входе и выходе блока.

Аварийная остановка

Блоки нагрева аварийно останавливаются: а) в случае сильного пропуска во фланцевых соединениях

нефтепроводов, пропуска нефти через корпус; б) при превышении давления по нефти выше разрешенного,

когда давление продолжает расти, несмотря на принятые меры; в) в случае прекращения расхода нефти через блочный на­

греватель; г) при накаливании докрасна элементов горелки; д) если падение давления газа у~горелок ниже допускае­

мого, при полном прекращении подачи газа, а также при по­вреждении газопроводов и газовой арматуры;

е) при возникновении вблизи пожара, угрожающего блоку нагрева.

При аварийной остановке блока необходимо: перекрыть задвижку на газопроводе к блочному нагревате­

лю, а затем у каждой горелки; плавно уменьшить подачу эмульсионной нефти и остановить

насос; закрыть задвижки на входе и выходе нефти из блока.

91

ПЕЧЬ ТРУБЧАТАЯ БЛОЧНАЯ ПТБ-10

Блочная трубчатая печь ПТБ-10 предназначена для нагрева нефтяных эмульсий и нефти при их промысловой подготовке и транспортировании. Техническая характеристика ПТБ-10 при­ведена ниже.

Нагреваемая среда . - . . . . • • > . Нефть, нефтяная эмуль­сия

Тепловая мощность, МДж/ч . . . . . . . 42-10е

Номинальная производительность при нагреве нефтяной эмульсии, содержащей до 50% пла­стовой воды, т/сут 10000 Максимальная температура нагрева среды, °С До 70 Рабочее давление среды в змеевиках, МПа . . 6,4 Число камер сгорания . . . . . . . . 4 Топливо Природный или нефтя­

ной газ Расход топливного газа, м3/ч . . . . . . . 1680 Давление топливного газа, МПа:

до регулятора давления . . . . . . До 1 после регулятора давления 0,04

Тяго-дутьевое устройство Вентиляторы высокого давления ВВД № 11

Число вентиляторов . 2 Основные данные вентилятора ВВД № 11:

подача, м3/ч До 24 000 .' полное давление, МПа . . . . . . 0,006

Блочная трубчатая печь ПТБ-10 представляет собой комп­лекс, состоящий из двух основных блоков: печи трубчатой ПТ-10 и блока управления и сигнализации БУС-10.

Трубчатая печь ПТБ-10 поставляется и транспортируется к месту ее монтажа в разобранном виде. В комплект поставки входят два крупногабаритных блока: камера теплообменная и блок основания печи, а также соединяющие их элементы тру­бопроводов нефти, воздуха, отопления, монтажные детали, про­кладки, крепежные и другие изделия (рис. 35).

Теплообменная камера, или собственно печь устроена сле­дующим образом. Корпус теплообменной камеры образован кар­касом и двумя коробами. Каркас теплообменной камеры пред­ставляет собой пространственную металлическую сварную кон­струкцию из профильного проката, имеющую с внутренней сто­роны две металлические стенки, пространство между которыми заполнено теплоизоляционным материалом. Короба снабжены гляделками для осмотра внутренней части камеры при работе печи. Наружная стенка выполнена из обычной листовой углеро­дистой стали, внутренняя стенка (обшивка) — из жаростойкой стали. Внутренняя обшивка служит для защиты теплоизоляци­онного материала от разрушения. В качестве теплоизоляционно­го материала использована вата каолинового состава, выдержи­вающая рабочую температуру до 1100 °С.

В верхней части теплообменной камеры расположены два откидывающихся предохранительных взрывных клапана. s

Си

Рис. 36. Поперечное сечение теплообменной камеры печи ПТБ-10: / — запальник; 2 — подача газа; 3 ~ подача воздуха; 4 — корпус циклонной горелки4

fi — сопло горелки; б — теплообменные трубы; 7 — теплоизоляция '

Внутри теплообменной камеры расположены четыре змееви­ка, состоящие из стальных бесшовных труб диаметром 159 мм со спиральным оребрением и двойников (калачей). Змеевики расположены парами, симметрично, слева и справа от продоль­ной оси теплообменной камеры. Змеевиковые трубы по концам и в середине опираются на трубные доски из жаростойкой стали.

На нижней стенке (полу) теплообменной камеры установле­ны четыре сопла-конфузора для ввода продуктов сгорания в ка­меру и направляющие аппараты для улучшения инжекции ре-циркулируемых дымовых газов. Для выхода дымовых газов из камеры в нижней части боковых стенок каркаса предусмотрены дымоходы, к фланцам которых крепятся дымовые трубы.

Принцип работы теплообменной камеры заключается в том, что от горячих продуктов сгорания теплота через стенки труб змеевиков передается подогреваемой среде.

Рабочий процесс в теплообменной камере проходит следую­щим образом (рис. 36). Раскаленные продукты из камер сгора­ния через четыре сопла-конфузора в виде плоских струй посту­пают во внутреннее пространство теплообменной камеры. Ско­рость струй у устья сопел-конфузоров составляет 100—120 м/с,, температура струй достигает 1600—1700 °С. Струи инжектируют уже охлажденные дымовые газы из нижних боковых зон тепло-обменной камеры, создавая интенсивную рециркуляцию продук­тов сгорания, смешиваются с ними и охлаждаются.

Таким образом, трубы змеевика омываются охлажденными продуктами сгорания с температурой 700—900°С.

Блок основания печи представляет собой конструкцию, пред­назначенную для установки на нем теплообменной камеры, мон­тажа камер сгорания, горелок, трубопроводов топливного газа,, дутьевых вентиляторов, воздуховодов, приборов контроля и ре­гулирования.

Рама-основание блока представляет собой пространственную металлическую конструкцию, сваренную из профильного прока­та. На верхние блоки правой части рамы-основания устанавли­вается теплообменная камера и крепится к ним болтами.

В пролетах правой части основания на кронштейнах уста­новлены четыре камеры сгорания, к которым крепятся горелки. Здесь же располагаются воздуховоды и трубопроводы подачи топливного газа к основным и запальным горелкам.

Левая часть рамы основания служит для размещения утеп­ленного укрытия, состоящего из отдельных стеновых панелей и панелей крыши, в котором размещаются узел регулирования топливного газа, регулятор соотношения «газ — воздух», щит ма­нометров. На раме-основании блока размещены два вентилято­ра ВВД № 11.

Камера сгорания является источником-генератором тепловой энергии для технологического процесса подогрева за счет высо­коскоростного потока продуктов сгорания с высокой температу-

рой. Камера сгорания состоит из корпуса и горелки, присоеди­ненной к его нижней части.

Для визуального контроля за пламенем корпус снабжен смотровым стеклом.

Для установки фотодатчика камера имеет второй штуцер. Для защиты от атмосферных воздействий контрольно-изме­

рительных приборов и оборудования блок основания печи име­ет утепленное укрытие, состоящее из отдельных металлических панелей.

Отопление укрытия в холодное время года осуществляется подогретым воздухом. Для этой цели одна из дымовых труб имеет металлический кожух с днищами, расположенный кон-центрично к вертикальной оси трубы. В пространство между на­ружной стенкой трубы и внутренней стенкой кожуха подается воздух из воздуховода, подводящего воздух к камерам сгорания. Проходя в межтрубном пространстве трубы-подогревателя, этот воздух подогревается, а затем поступает в воздухораспредели­тели, установленные на перегородке в помещениях утепленного укрытия.

Блочная трубчатая печь оснащена устройствами, приборами, обеспечивающими дистанционное управление, контроль и регу­лирование параметров технологического процесса, защиту обо­рудования печи и аварийную сигнализацию при отклонении па­раметров процесса подогрева нефти от их заданных значений.

Блок управления и сигнализации БУС-10 предназначен для размещения в нем распределительного устройства, станций уп­равления электродвигателями привода дутьевых вентиляторов, пульта управления.

При помощи приборов, находящихся в указанных устройст­вах и на пульте управления, осуществляется дистанционное уп­равление пуском и остановкой электродвигателей привода вен­тиляторов, розжиг газовых горелок, контроль за параметрами технологического процесса, защита и блокировка оборудования печи и сигнализация при отклонении параметров процесса по­догрева нефти от их заданных значений.

Помещение блока управления и сигнализации представляет собой утепленное укрытие размером 2X3,1X2 м, собранное из металлических каркасных панелей и установленное на раме.

Трубчатая печь работает следующим образом. Холодная нефтяная эмульсия или нефть насосом подается во

входной коллектор теплообменной камеры. Из коллектора неф­тяная эмульсия поступает в нижние ветви четырех змеевиков, расположенных параллельными рядами в теплообменной каме­ре, проходит по ним и собирается в выходном коллекторе.

При своем движении ^по змеевикам нефтяная эмульсия или нефть нагреваются за счет теплоты продуктов сгорания топлив­ного газа, сжигаемого в камерах сгорания.

Подогретая до необходимой температуры нефтяная эмульсия из печи поступает в трубопровод и далее в отстойные аппараты.

96

ПУСК, ОСТАНОВКА И ОБСЛУЖИВАНИЕ ПЕЧИ ПТБ-10

Подготовка к пуску

Перед пуском блочной трубчатой печи в работу необходимо тщательно проверить техническое состояние всех ее элементов и настроить приборы системы контроля, автоматического регу­лирования, защиты, блокировки и сигнализации.

В процессе подготовки печи к пуску необходимо: а) проверить состояние фланцевых соединений трубопрово­

дов печи; б) проверить плавность закрытия и открытия задвижек, кра­

нов, вентилей, состояние их сальниковых устройств; в) проверить исправность манометров; г) настроить регулятор давления газа на поддержание дав­

ления топливного газа после регулятора 0,04 МПа; д) настроить регулятор температуры на поддержание необ­

ходимой температуры нагрева нефти; е) установить стрелки подвижных контактов электроконтакт­

ных манометров и мановакуумметров на необходимые пределы получения электрических сигналов;

ж) вставить во вторичные приборы измерения расхода, тем­пературы диаграммную бумагу и заправить чернилами перья их записывающих устройств;

з) настроить сигнальные устройства вторичных приборов из­мерения расхода, температур;

и) подать напряжение на пульт управления и проверить его работу;

к) подать напряжение на блоки управления электродвигате­лями, включить поочередно в работу дутьевые вентиляторы и проверить силу тока электродвигателей при открытой и за­крытой воздушной заслонке;

л) проверить настройку регулятора соотношения «газ — воз­дух» и степень открытия воздушной заслонки при розжиге за­пальных и основных горелок при малом расходе топливного га­за и работе горелок при максимальном расходе топливного газа.

Пуск

При пуске трубчатой печи в работу необходимо: открыть вентили и трехходовые краны, расположенные на

импульсных трубах перед манометрами, мановакуумметрами на щите манометров и на трубопроводах подачи газа к горелкам камер сгорания;

открыть задвижки на трубопроводах ввода и вывода эмуль­сионной нефти из печи и проверить давление по показаниям манометров;

при помощи рубильника подключить к электрической сети шкафы распределения электрической энергии;

включить в сеть питания пульт управления;

7—1 и з

открыть вентили, установленные на импульсных трубах, и уравнительный вентиль дифференциального манометра, затем вентили на трубах его плюсовой и минусовой камер;

закрыть уравнительный вентиль дифференциального мано­метра;

проверить наличие циркуляции нефти через змеевики печи по показаниям вторичного прибора (дифференциального мано­метра), установленного на пульте управления;

продуть на свечу трубопровод подачи газа к основным и за­пальным горелкам камер сгорания;

открыть заслонки на воздуховодах перед камерами сгорания и зафиксировать их в открытом положении; степень открытия заслонок должна быть различной с таким расчетом, чтобы рас­ход воздуха и его давление перед каждой камерой сгорания были одинаковыми;

открыть задвижку и вентили на коллекторах подачи газа к основным и запальным горелкам;

подать напряжение на блоки управления электродвигателя­ми вентиляторов и включить поочередно в работу электродвига­тели дутьевых вентиляторов; после включения в работу вен­тиляторов розжиг запальных и основных горелок осуществляет­ся автоматически;

после розжига визуально через гляделки камер сгорания не­обходимо визуально убедиться в наличии пламени запальных и основных горелок.

Остановка

Для остановки трубчатой печи необходимо: понизить точку настройки регулятора температуры с тем,

чтобы снизилась температура нагрева среды в змеевиках печи; понизить точку настройки регулятора давления газа с тем,

чтобы понизить скорость горения топливного газа до минимума; по показаниям термометра убедиться в постепенном сниже­

нии температуры нагрева нефти; уменьшить расход подогреваемой нефтяной эмульсии, при­

крывая задвижку на трубопроводе ввода ее в печь; закрыть полностью вентили на коллекторе подачи газа к го­

релкам камер сгорания и вентили ца трубопроводах подачи га­за к запальным горелкам;

остановить вентиляторы; закрыть задвижку на трубопроводе топливного газа; открыть вентили и сбросить остатки газа из газопровода на

продувочную свечу; закрыть задвижку на трубопроводе ввода нефти в печь; после снижения температуры нефти закрыть задвижку на

трубопроводе вывода ее из печи; отключить от сети питания блоки управления электродвига­

телями и пульт управления.

98

Аварийная остановка

Работа блочной трубчатой печи должна быть немедленно прекращена в следующих случаях:

а) если давление в змеевиках печи поднимется выше разре­шенного, несмотря на соблюдение всех требований и принятие мер, указанных в инструкции по безопасному обслуживанию;

б) при неисправности взрывных предохранительных кла­панов;

в) при неисправности манометров и невозможности опреде­лить давление по другим приборам;

г) если в змеевиках, коллекторах, трубопроводах будут об­наружены течи, потения в сварных швах, фланцевых, резьбо­вых соединениях;

д) при неполном комплекте крепежных деталей фланцевых соединений;

е) при неисправности в системе защиты и блокировки печи; ж) в случае пожара, непосредственно угрожающего печи; з) в других случаях, предусмотренных в инструкции по без­

опасному обслуживанию печи. При аварийной остановке печи необходимо: перекрыть задвижку на трубопроводе подачи газа к печи и

вентили к горелкам каждой камеры сгорания; открыть вентили на продувочную свечу; остановить двигатели привода вентиляторов; уменьшить подачу нефти к змеевикам постепенным перекры­

тием задвижки на трубопроводе подачи нефти в печь; после охлаждения змеевиков полностью закрыть задвижки

на трубопроводах ввода и вывода нефти из печи.

ТЕПЛООБМЕННЫЕ АППАРАТЫ

Теплообменные аппараты делятся на следующие группы: 1) погружные холодильники; 2) теплообменники типа «труба в трубе»; 3) кожухотрубчатые теплообменники; 4) аппараты воз­душного охлаждения; 5) теплообменники непосредственного смешения.

П о г р у ж н ы е т е п л о о б м е н н и к и представляют собой заполненные водой металлические ящики, в которых располо­жен один или несколько змеевиков. По змеевикам движутся охлаждаемые пары или жидкость. Эти аппараты занимают мно­го места, имеют низкий коэффициент теплопередачи. Погруж­ные теплообменники применяются в качестве конденсаторов па­ров ректификационных колонн и концевых холодильников, на установках, запроектированных и построенных в начале 50-х го­дов. В частности, такие аппараты в настоящее время есть в со­ставе установок комплексной подготовки нефти в объединении «Башнефть». Впоследствии эти аппараты будут полностью за­менены более совершенными конструкциями.

Рис. 37. Теплообменник типа «труба в трубе»: / — теплоноситель движется по трубам; // — на­греваемое вещество движется по межтрубному пространству; / — двойник; 2 — внутренние тру­бы; 3 — наружные трубы

Рис. 38. Теплообменник с плавающей головкой: /, 10 — крышки; 2 — перегородка; 3 — патрубок для ввода нефтяной эмульсии; 4 — трубная решетка; 5 —патрубок для ввода теплоносителя (пара или обезвоженной нефти); 6 — отбойник; 7 — корпус; 8 — трубки; 9 — плавающая головка; // — патрубок для вывода теплоносителя; 12 — опоры; 13 — патрубок для вывода подогретой нефтяной эмульсии

Т е п л о о б м е н н и к и т и п а « т р у б а в т р у б е » (рис. 37) легко разбираются для чистки и используются при любой разно­сти температур теплообменивающихся сред. Эти аппараты кон­структивно предельно просты и состоят из двух труб большего и меньшего диаметра, расположенных концентрически.

Такие теплообменники широко применяются в практике благодаря следующим преимуществам перед другими устрой­ствами:

1) позволяют осуществить полный противоток; 2) допускают работу при больших скоростях движения по­

токов, что обеспечивает более высокие коэффициенты теплопе-редач;

3) устойчивы при работе с агрессивными и загрязненными рабочими средами.

Теплообменники типа «труба в трубе» применяются обычно в составе установок подготовки нефти небольшой мощности — до 3 млн. т нефти в год. t л л

Наибольшее распространение получили к о ж у х о т р у б ч а -тые т е п л о о б м е н н и к и . Существуют кожухотрубчатые теп­лообменники жесткотрубного типа и с плавающей головкой.

1. Т е п л о о б м е н н и к и к о ж у х о т р у б ч а т ы е ж е с т ­к о г о типа, выполняемые в вертикальном и горизонтальном, одноходовом или многоходовом вариантах. Особенность таких теплообменников — приваренные к корпусу аппарата трубные решетки. Трубки развальцовывают в решетках. Во избежание температурных напряжений в корпусе и трубках область при­менения этих теплообменников ограничивается разностью тем­ператур между средами в 50 °С. К числу недостатков следует также отнести невозможность чистки наружной поверхности трубок, т. е. теплообменники жесткого типа можно использовать лишь в средах, которые не загрязняют стен трубок.

2. Теплообменники кожухотрубчатые жесткого типа с лин­зовым компенсатором, отличающиеся от предыдущих тем, что на корпусе монтируется линзовый компенсатор (иногда два и три в зависимости от температурных удлинений).

Линзовые компенсаторы устанавливают при высоких терми­ческих напряжениях трубок. Теплообменники с линзовым ком­пенсатором ограничены по давлению.

3. Основными теплообменными аппаратами в установках подготовки нефти являются т е п л о о б м е н н и к и с пла­в а ю щ е й г о л о в к о й . Они используются для подогрева сырой нефти за счет теплоты отходящей подготовленной нефти, а так­же в качестве водяных конденсаторов-холодильников и подо­гревателей нефти перед ректификационными колоннами на ус­тановках стабилизации нефти (рис. 38). Благодаря подвижной решетке (иначе она называется плавающей головкой) в корпу­се исключены температурные напряжения. Кроме того, труб­ную решетку вместе с пучком в любое время можно извлечь из корпуса или заменить при износе. Возможна также замена отдельных трубок пучка.

На установках подготовки нефти применяются теплообмен­ники, с плавающей головкой, имеющие поверхность теплообме­на 300—900 мг и длину трубок 6 и 9 м. Коэффициент теплопе­редачи в этих аппаратах равен 400—600 кВт/(м2-ч-°С).

Для охлаждения нефти и конденсации паров легких углево­дородов используется сырая нефть, поступающая с промыслов, а также вода. Качество воды при этом, как правило, невысокое, в ней содержатся посторонние примеси, она достаточно минера­лизована. Поэтому в трубках теплообменников отлагаются на­кипь и органические осадки, трубки подвержены коррозии. Эти недостатки полностью устраняются при использовании аппара­тов воздушного охлаждения. Строящиеся и проектируемые в настоящее время установки стабилизации нефти оснащаются в основном конденсаторами и холодильниками воздушного охлаж­дения.

А п п а р а т ы в о з д у ш н о г о о х л а ж д е н и я (АВО) со­стоят из пучка труб с коллекторами (сборными трубами), венти­лятора с электродвигателем, регулирующих устройств и опор­ной части. Теплопередача в АВО происходит по принципу проти­вотока. Вентилятором воздух прогоняется через межтрубпое пространство. Пучок труб охлаждается снаружи. За счет теп-лоотвода через поверхность охлаждается продукт, протекающий внутри трубок. Чтобы воздух равномерно распределялся по всей охлаждающей поверхности труб, вентилятор соединяется с труб­ными пучками посредством диффузоров. Трубы, коллекторы и рамы образуют секции. Коллекторы снабжаются съемными крышками или пробками, что создает возможность очистки внут­ренней поверхности труб.

Чтобы интенсифицировать теплоотдачу от поверхности труб к воздуху, наружная поверхность труб увеличивается с помощью сплошного и частичного оребрения. Отношение полной поверхно­сти трубы к наружной поверхности гладкой трубы у основания ребра называется к о э ф ф и ц и е н т о м о р е б р е н и я . Чем выше коэффициент оребрения, тем больше коэффициент тепло­отдачи от наружной поверхности теплообменных труб к воздуху. Промышленностью выпускаются нормализованные АВО с ко­эффициентом оребрения 9 и 14,6.

Отечественной промышленностью выпускаются АВО различ­ных конструкций, отличающиеся расположением трубных сек­ций. Наиболее часто применяются горизонтальные (АВГ) и зиг­загообразные (АВЗ) холодильники. Конструкция зигзагообраз­ных аппаратов отличается простотой монтажа и обслуживания. По сравнению с прочими типами АВО эти аппараты имеют наи­большую поверхность теплообмена и занимают наименьшую площадь.

На установках подготовки нефти применяются АВО горизон­тального типа с поверхностью теплообмена до 1,8 тыс. м2 и зиг­загообразные с поверхностью 5—7,5 тыс. м2. Коэффициент теп­лопередачи АВО равен 60—120 кВт/(м2-ч-°С) (в расчете на оребренную поверхность).

НАСОСЫ И КОМПРЕССОРЫ

Насосы и компрессоры применяются на нефтяных месторож­дениях в том случае, если пластовой энергии или энергии сква-жинных насосов недостаточно для транспортирования нефти и газа до мест их подготовки.

Насосами оснащаются также товарные парки для подачи нефти в магистральные нефтепроводы и проведения технологиче­ских операций внутри товарных парков, а также на установках подготовки нефти и очистки сточных вод.

Компрессорные станции на нефтяных месторождениях стро­ятся для подачи газа на газоперерабатывающие заводы или 102

другим потребителям. При двухтрубных систе­мах сбора нефти и газа на территории месторож­дения может быть пост­роено несколько компрес­сорных станций.

НАСОСЫ

На нефтяных место­рождениях для перекач­ки нефти и нефтяных эмульсий применяются в основном центробежные и поршневые насосы.

В ц е н т р о б е ж н ы х

Рис. 39. Центробежный насос

^ . . . . ^ - « ^ . Ж Л И А н а с о с а х движение жидкости про­исходит под действием центробежных сил, возникающих при вращении жидкости лопатками рабочего колеса (рис. 39). Рабо­чее колесо / с лопатками, насаженное на вал 3, вращается вну­три корпуса 4. Жидкость, поступающая к центру колеса по всасывающему патрубку 2, вращается вместе с колесом, от­брасывается центробежной силой к периферии и выходит через нагнетательный патрубок 5.

Центробежные насосы делятся на одноколесные (односту­пенчатые) и многоколесные (многоступенчатые). В многоступен­чатых насосах каждая предыдущая ступень работает на прием последующей, за счет чего увеличивается общий напор насоса.,

Основными технологическими характеристиками центробеж­ного насоса являются развиваемый напор, подача, мощность на валу насоса, к. п. д. насоса, число оборотов и допустимая вы­сота всасывания. .

П о д а ч е й насоса называется количество жидкости, пода­ваемой насосом в единицу времени. Она измеряется в литрах в; секунду (л/с) или в кубических метрах в час (м3/ч).

М о щ н о с т ь на в а л у н а с о с а , т. е. мощность, пере­даваемая двигателем насосу, измеряется в кВт.

В нефтяной промышленности применяются в основном цент­робежные насосы одно- и многоступенчатые, секционные типа: МС и насосы многоступенчатые нефтяные типа НД и НК.

Основные технические данные наиболее распространенных центробежных насосов приведены в табл. 4.

Если для обеспечения необходимой подачи или создания по­требного напора одного насоса недостаточно, применяют парал-' лельное или последовательное соединение насосов. Параллель-; ная работа нескольких центробежных насосов, откачивающих нефть в один трубопровод, практикуется очень широко.

Обвязка насоса трубопроводами выполняется на фланцевых соединениях, позволяющих быстро разбирать ее в случае необ­ходимости. Перед всасывающим и нагнетательным патрубками;

Т а б л и ц а 4

Марка насоса

Подача, м3/ч

Напор, Мощность электродви­гателя, кВт

Частота вращения,

мин - 1 Масса, кг

Н а с о с ы к о н с о л ь н ы е о д н о с т у п е н ч а т ы е

1,5-К 2К-6 ЗК-6 ЗК-9 4К-6

НК-65/35 НК-200/120 НК-560/335

Н а с о с

ЗМС-10Х2 змс-юхз ЗМС-10Х4 ЗМС-10Х5 4МС-10Х2 4МС-10ХЗ 4МС-10Х4 4МС-10Х5

8НД-9Х2 8НД-9ХЗ 8НД-10Х5

6—14 10—30

45 30—54

90

65—35 200—180 560—335

л м н о г о е

34 34 34 34 60 60 60 60

Н а с о с ы м 150—180 200—250

300

20,3—14 34,5—24

54 34,8—27

87

2,2 4

20 7

55

Н а с о с ы т и п а НК

7—24 7—21,0 7—30

13—90 35—180

100—600

2900 2900 2900 2900 2900

3000 3000 3000

60,5 78

301 141 496

80—200 100—300 200—700

т у п е н ч а т ы е с е к ц и о н н ы е т и п а МС

46 69 92

115 66 99

132 165

н о г о . с т у п

95—140 210—305

420

7 10 14 17 17 25 33 42

е н ч а т ы е

•29 45

500

2950 2950 2950 2950 2950 2950

. 2950 2950

нефтяные 1500 1500 2950

185 213 241 269 220 254 280 324

' * •! и : ",' J, . _ J

1837 3370 3492

устанавливаются задвижки. Если прием жидкости находится ниже оси насоса, то для удержания жидкости во всасывающем трубопроводе после остановки насоса на конце трубопровода необходимо установить обратный клапан. На всасывающем тру­бопроводе устанавливается фильтр из сетки, не допускающий попадания в полость насоса механических примесей.

На нагнетательной линии должен быть установлен обрат­ный клапан, который обеспечивает автоматический запуск и ра­боту насосов. При отсутствии обратного клапана пуск центро­бежного насоса и его остановка могут проводиться только вруч­ную при постоянном наблюдении оператора за процессом откач­ки, так как, например, при аварийном отключении электродвига­теля жидкость из напорного коллектора будет свободно пере­текать через насос обратно в емкость, откуда проводилась от­качка.

Центробежные насосы имеют следующие преимущества: ма­лые габариты, относительно небольшая стоимость, отсутствие клапанов и деталей с возвратно-поступательным движением, воз­можность прямого присоединения к быстроходным ддвигателям, плавное изменение подачи насоса с изменением гидравлическо-

104

Рис. 40. Насос: а — поршневой; 6 — плунжерный; / — цилиндр; 2 — поршень или плунжер; 3 — нагне­тательный клапан; 4 — нагнетательный трубопровод; 5 — всасывающий клапан; б — приемный трубопровод

го сопротивления трубы, возможность пуска насоса при закры­той задвижке на нагнетательной линии без угрозы порыва за­движки или трубопровода, возможность перекачки, нефтей, со­держащих механические примеси, простота автоматизации на­сосных станций, оборудованных центробежными насосами.

П о р ш н е в ы е н а с о с ы . При перекачке вязких нефтей и нефтяных эмульсий рабочие характеристики центробежных на­сосов резко ухудшаются. В таких случаях рациональнее приме­нять поршневые или плунжерные насосы.

Работа поршневых насосов основана на создании разреже­ния во всасывающем и напора в нагнетательном трубопроводе при прямолинейном возвратно-поступательном движении порш­ня или плунжера в цилиндре насоса. Принципиальные схемы поршневого и плунжерного насосов аналогичны (рис. 40,а, б). Разница состоит лишь в том, что поршни в первом насосе выпол­няются в виде диска, снабженного уплотняющими кольцами, а во втором — в виде плунжера.

Применяемые на нефтяных месторождениях поршневые на­сосы имеют кривошипно-шатунный механизм и приводятся в действие электродвигателем, соединенным с насосом ременной передачей.

К основным техническим данным поршневых насосов отно­сятся подача, давление нагнетания, высота всасывания, число оборотов или двойных ходов и мощность на валу.

Поршневые насосы имеют следующие особенности: их пода­ча при изменении напора остается постоянной; движение жидко­сти характеризуется пульсацией, для устранения которой тре­буется установка воздушных колпаков на нагнетательной ли­нии. Воздушные колпаки обычно конструктивно связаны с са­мим насосом. При увеличении подачи жидкости в единицу вре­мени находящийся в воздушном колпаке воздух сжимается, а при уменьшении подачи — расширяется. Таким образом, в кол-

Т а б л и ц а 5

Показателя

Наибольшая подача (при цилиндре наибольшего размера), дм3/с Наибольший напор (при цилиндре наименьшего размера), м Полезная мощность, кВт Масса, кг

9МГр

16,7

16

75 2670

15Гр

16,7

40

175 3660

паке создается упругая воздушная подушка, выравнивающая подачу жидкости в нагнетательный трубопровод.

Подачу поршневых (плунжерных) насосов приближенно можно определить по формуле (в л/с) Q = r|0£FSn/(60.1000),

где т]о — коэффициент наполнения (обычно ц0 = 0,9—0,95); k — число рабочих цилиндров; F — площадь поршня (плунже­ра), см2; S — длина хода поршня (плунжера), см; п — число оборотов (двойных ходов) в минуту.

При выборе насоса необходимо иметь в виду, что подача поршневого насоса прямо пропорциональна числу оборотов и площади поршня. В табл. 5 приведена краткая техническая ха­рактеристика насосов 9МГр и 15Гр.

Обвязка поршневых насосов трубопроводами обычно выпол­няется так же, как и обвязка центробежных насосов.

Насосы других типов (шестеренчатые, ротационные или вин­товые) на нефтяных месторождениях применяются редко.

КОМПРЕССОРЫ

При однотрубных системах сбора нефти и газа отделение газа осуществляется на ЦПС. Во многих случаях на ЦПС стро­ят установки по сепарации и подготовке нефти на одной пло­щадке с установкой подготовки газа. При этом основные ком­прессорные мощности обычно располагаются на установках под­готовки газа. На прием этих компрессоров под собственным давлением 0,3—0,5 МПа поступает газ первой ступени сепара­ции. Газы второй и третьей ступеней при давлениях соответст­венно 0,2—0,3 МПа и 0,1—0,2 МПа при близком расположении установки подготовки газа можно также под собственным дав­лением транспортировать на прием компрессоров установки под­готовки газа. Если давления второй и третьей ступеней сепара­ции недостаточно для транспортирования газа до компрессор­ной станции установки подготовки газа, то строят компрессорную станцию непосредственно у пункта сепарации, и газы второй и третьей ступеней при помощи компрессоров можно закачивать в газопровод первой ступени сепарации или по самостоятельно-

Рис. 41. Поперечный разрез газомоторного компрессора 8ГК

му газопроводу транспортировать до установки подготовки газа.

Для жирных газов концевой или горячей ступеней сепарации необходима установка компрессоров непосредственно у сепа­раторов. В некоторых случаях с этих ступеней сепарации газ отбирают под вакуумом, и требуется установка у сепараторов вакуум-компрессоров.

На многих нефтяных месторождениях возникает необходи­мость в компрессорных станциях для компримирования газа первой ступени сепарации и транспортирования его до ближай­шего газобензинового завода или другого потребителя. На не­которых месторождениях компрессорные станции высокого дав­ления необходимы в связи с внедрением газлифтной добычи нефти.

Наибольшее распространение на нефтяных месторождениях получили компрессоры следующих типов: газомоторные, турбо­компрессоры и ротационные с электроприводом. В стадии широ­кого внедрения находятся винтовые компрессоры.

Г а з о м о т о р н ы м и называются компрессоры поршневого типа, соединенные в один агрегат с двигателем (газомотором), использующим в качестве топлива перекачиваемый газ (рис. 41).

Основными узлами газомоторного компрессора являются блок силовых цилиндров 2 с поршнем 3, шатуны двигателя / и компрессора 4, крейцкопф 5, поршень 7 компрессора со што­ком, цилиндр компрессора 6, приемные 8 и выкидные 9 клапа­ны. Коленчатый вал 11 и картер 10 являются общими для дви­гателя и компрессора.

Для пуска газомоторных компрессоров используют сжатый воздух, который дает первоначальный толчок поршню двига­теля. Вращательное движение коленчатого вала преобразуется кривошипно-шатунным механизмом и крейцкопфом в возвратно-поступательное движение штока и поршня.

Т а б л и ц а 6

Марка компрессора

8ГК1/1-4 8ГК2/1-14 8ГКЗ/1-50 ГМ-8/1-5 ГМ-8/1-17 ГМ-8/1-33 ГМ-8/1-50 ГМ-8/1-100 ГМ-8/5-17 ГМ-8/б-ЗЗ ГМ-8/5-51 ГМ-8/5-65 ГМ-8/5-100 10ГК-1 10ГК1-5 10ГК1/3.5-14

Мощность . на валу ком­

прессора, кВт

220 220 220 400 400 . 400 400 400 400 400 400 400 400 736 736 736

Частота вращения,

мин-1

350 350 350 660 660 660 660 660 660 660 660 660 660 300 300 300

Подача, мЗ/мин

56 37 21 80 47 39 33 32

121 77 63 53 49

370 250 177

Число ступе­ней

1 2 3 1 2 3 3 4 1 2 2 2 4 1 1 1

Давление, МПа

на при­еме

0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 2,5 1,1 0,35

на вы-киде

0,4 1,4 5 0,5 1,7 3,3 5

10 1,7 3,3 5,1 6,5

10 5,5 2,6 1,4

Газ поступает в полость рабочего цилиндра компрессора че­рез приемные клапаны, установленные в верхней части цилинд­ра, сжатый газ выходит через выкидные клапаны, расположен­ные внизу.

Подачу газомоторных компрессоров регулируют вручную (перепуском газа с выхода на прием, дросселированием газа на приеме и изменением величины мертвого пространства) или автоматически (регулятором давления на приемной линии, ко­торый поддерживает постоянным установленное для компрессо­ра давление).

Из газомоторных компрессоров на нефтяных месторождениях широко применяются компрессоры типа 8ГК, 10ГК и ГМ-8. Последний является автономной и моноблочной машиной, и в настоящее время им укомплектовываются блочные компрессор­ные станции типа КС-550. Все эти компрессоры выпускаются в основном с четырьмя рабочими цилиндрами, реже с тремя или пятью, с различным сочетанием числа цилиндров на первой, вто­рой и третьей ступенях в зависимости от условий. В табл. 6 приведены основные технические данные газомоторных компрес­соров.

Если газ перекачивают на небольшие расстояния, т. е. не требуется высокого давления, то применяются турбокомпрессоры или ротационные компрессоры с приводом от электродвигателя. Т у р б о к о м п р е с с о р — это центробежная машина с часто­той вращения до 14 000 мин-1. Число оборотов турбокомпрессо­ра увеличивается при помощи редуктора, в то время как рота­ционные машины могут непосредственно подсоединяться к низ­кооборотному двигателю.

шя

Р о т а ц и о н н ы й ком­п р е с с о р в отличие от турбо­компрессора работает по прин­ципу поршневых машин, но от­личается от них тем, что сжа­тие газа происходит не при возвратно-поступательном дви­жении поршня, а в результате вращательного движения ци­линдрического Поршня, назы­ваемого ро Т О р О м (рис. 42). рис. 42. Поперечный разрез ротацион-Вращающийся ротор 1 имеет ного компрессора выдвижные пластинки 3, кото­рые скользят по внутренней поверхности цилиндрического кор­пуса 2, называемого с т а т о р о м . Ротор расположен эксцентрич­но по отношению к статору, так что между ними образуется серповидное пространство 4. При вращении ротора пластин­ки 3 под действием центробежной силы выдвигаются по своим пазам до соприкосновения с внутренней поверхностью статора.

Объем, заключенный между двумя соседними пластинками, при вдвинутых в ротор пластинках равен нулю, а при выдвину­тых — максимальному значению. Таким образом, между плас­тинками образуются камеры с изменяющимися при вращении объемами. Камеры во время сообщения с приемным патруб­ком 6 постепенно увеличиваются в объеме и заполняются газом. Достигнув максимума своего объема, камеры перекрываются цилиндрической поверхностью статора, и при дальнейшем пово­роте ротора их объем начинает постепенно уменьшаться, а газ, находящийся в камерах,— сжиматься. По достижении миниму­ма объема камер сжатый газ, находящийся в них, поступает в выкидной патрубок 5. Все это обеспечивает большую плавность подачи газа в ротационных компрессорах по сравнению с порш­невыми. Ротационные компрессоры — низкооборотные (до 500 мин-').

На нефтяных месторождениях применяются в основном тур­бокомпрессоры ГТК-7/5 и ротационные" компрессоры РСК-50/7, техническая характеристика которых приведена в табл. 7.

Т а б л и ц а 7

Подача, м3/мин

Показатели

Давление нагнетания, МПа Расход Частота Частота

воды для охлаждения, м3/ч вращения вращения

вала электродвигателя, мин - 1 • вала компрессора,

Мощность электродвигателя, кВт мин - 1

ГТК-7/5

116,6 0,5

80 2975

13 640 630

РСК-50/7

45 0,7 8

485 485 330

та

^т X'' j Рис. 43. Схема газокомпрессорной ус-

I—ф-*- тановки на базе винтовых компрес-соров: I — газ;

компрессор; С-1 £ ?епара?ор' л '— холодильник газа- Г-о масла ~

смесь;

ник

2 — винтовой «масло—газ»;

холодиль-

К преимуществам турбокомпрессоров и ротационных ком­прессоров перед поршневыми относятся малые габариты и мас­са, простота конструкции, уравновешенность машины, прямо-точность процесса и равномерность подачи газа, к недостат­кам — повышенные требования к точности изготовления и экс­плуатации.

В последнее время для компримирования газов концевых ступеней сепарации или горячей вакуумной сепарации все боль­шее применение получают винтовые компрессоры (в основном используются компрессоры 7ВКГ-30/7 и 7ВКГ-50/7). По принци­пу действия они относятся к объемным (поршневым) машинам, позволяющим перекачивать газожидкостные смеси, т. е. газ с некоторым содержанием жидкой фазы.

В винтовом компрессоре подача газа осуществляется вра­щающимися ведущим и ведомым винтами, которые находятся в зацеплении друг с другом и заключены в обойму корпуса ма­шины. В компрессорах 7ВК.Г сжатый газ охлаждается путем принудительного впрыскивания масла или нефти в рабочую по­лость компрессора в процессе сжатия. Компримируемый газ и нефть (масло) движутся поступательно, и равномерное враще­ние винтов обеспечивает непрерывную подачу газа и нефти без завихрений и пульсаций. Помимо охлаждения газа впрыскивае­мая в рабочую полость нефть (масло) смазывает подшипники качения и шестерни связи.

На базе компрессора 7ВКТ разработаны блочные автомати­зированные компрессорные станции для сбора и транспортиро-

Т а б л и ц а 8

Подача по условиям вса­сывания, м3/мин Давление газа, МПа:

на всасывании на нагнетании

Температура газа, °С на приеме на нагнетании

Мощность электродвига­теля, кВт

0,08—0,12 0,6

25 80—100

90

0,6 1,7

15-45 100 400

0,08—0,12 0,7

5—45 100 200

0,08-0,12 0,7

5—45 100 400

110

•вания газа концевых ступеней и горячевакуумной сепарации (рис. 43). В комплект поставки входят элементы системы авто-

•матики: щит дистанционного управления, реле давления и др. В целом компрессорная установка является автономной и транс­портабельной.

Основные технические данные винтовых компрессоров приве­дены в табл. 8.

Обслуживающему персоналу, работающему на установках подготовки нефти, приходится иметь дело также с воздушными компрессорами.

В о з д у ш н ы е к о м п р е с с о р ы применяются на объектах подготовки нефти в качестве генераторов сжатого воздуха, не­обходимого для управления работой приборов и средств авто­матики, регулирующих технологические параметры в процессах сепарации, обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти.

ПРОМЫСЛОВЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ

Для сбора и хранения нефти в нефтедобывающей промыш­ленности применяются р е з е р в у а р ы . Они используются для хранения как «сырой» нефти, т. е. обводненной нефти, посту­пающей с промыслов, так и нефти подготовленной, т. е. обезво­женной и обессоленной, так называемой товарной нефти. Резер­вуары бывают стальные и железобетонные. Основные техниче­ские данные резервуаров стальных вертикальных типа РВС при­ведены в табл. 9.

Резервуар состоит из плоского днища, цилиндрического кор­пуса и покрытия (крыши).

Д н и щ е р е з е р в у а р а монтируется на специальных фун­даментах (рис. 44), состоящих из трех слоев: грунтовой подсып­ки /, песчаной подушки 2 и гидрофобного слоя 3, предотвра­щающего поступление вод к днищу 4 резервуара и затрудняю­щего воздухообмен под днищем. Гидрофобный слой состоит из

Т а б л и ц а 9

Резервуар

РВС РВС РВС РВС РВС РВС-РВС-РВС-РВС-РВС-РВС-

-100 -200 -300 -400 •700 •1000 2000 3000 5000 10000 2000О

Фактический объем, м:>

104 204 332 421 757

1056 2136 3340 4832

10 950 19 500

Диаметр внут­реннего пояса,

мм

4730 6630 7580 8530

10 430 12 330 15180 18 980 22 790 34 200 46 600

Высота кор­пуса, мм

5920 5920 7375 7375 8845 8845

11805 11825 11845 11920 11860

Масса резер­вуара, т

4,98 7,51 9,93

11,05 16,87 21,57 36,07 54,54 78,37

174,44 380,21

/ г

Рис. 44. Схема основания резервуара: / — грунтовая подсыпка; 2 — песчаная подуш­ка; 3 — гидрофобный слой; 4 — днище резер­вуара; 5—-нижний пояс резервуара; б —дре­нажный лоток

песка или песчаного грун­та, пропитанного битумом, гудроном или вязкой неф­тью. Основное назначение гидрофобного слоя — пред­отвращение коррозионного разрушения днищ резервуа­ров. Толщина гидрофобно­го слоя составляет 8— 10 см, песчаной подушки — 30 см. Слой уплотняют кат­ком или вибратором.

Днище укладывают на основание либо горизон­тально (для резервуаров вместимостью до 1000 м3), либо с уклоном 1 :1100 от центра к стенке. Минималь­ная толщина листов цент­

ральной части днища 4 мм. Для резервуаров вместимостью от 5 до 20 тыс. м3 толщина днища составляет 5 мм, а для резер­вуаров 20 тыс. м3 и более -— 6 мй.

Окрайки днищ резервуаров вместимостью до 5000 м3 свора­чивают на машиностроительном заводе в один рулон вместе с центральной стойкой. Толщина окрайки днища 4 мм (для ре­зервуаров вместимостью 1000 м3) либо на 2—3 мм больше тол­щины листов центральной части (для резервуаров вместимостью 5000 м3). Для резервуаров вместимостью более 5000 м3 окрайки изготовляют сегментными из отдельных заготовок толщиной не менее 8 мм.

Толщину днища определяют, руководствуясь предполагаемой скоростью коррозии и прочностью конструкции узла сопряжения днища с корпусом.

Толщина днища малых резервуаров 4—5 мм, а для резер­вуаров диаметром более 15 м листы днища имеют толщину 6—8 мм и более (0,8—1 от толщины листов нижнего пояса). Листы днища сваривают встык и внахлестку со сплошным про­варом. К герметичности сварных соединений днища предъявля­ются особые требования, поскольку в процессе эксплуатации они недоступны осмотру.

П о к р ы т и е р е з е р в у а р а служит для восприятия избы­точного внутреннего давления и вакуума в резервуаре, возни­кающих при его эксплуатации, а также для предотвращения по­падания атмосферных осадков (дождя и снега) внутрь резер­вуара. Конструктивно покрытие, рассчитанное на 2 кПа, прива­ривают к кольцевому угольнику сплошным наружным и преры­вистым внутренним швом, а к несущим элементам покрытия (стропилам)—прихватками. При давлении 0,2 кПа покрытие приваривают только наружным сплошным швом.

112

Конструкция стационарной крыши и крепление ее к верхнему поясу по расчету должны обеспечивать отрыв крыши без пов­реждения стенки в случае взрыва в газовом пространстве. Уклон стационарной крыши резервуара емкостью до 5000 м3 должен быть не менее 1 : 20 и не более 1 : 8. Покрытие опирается, как правило, на стенки корпуса, а в резервуарах большой вмести­мости — на дополнительную стойку в центре резервуара.

К о р п у с р е з е р в у а р а сваривают из отдельных поясов. Расположение поясов бывает следующее: встык (при изготовле­нии резервуаров из рулонных заготовок, свариваемых под слоем флюса в заводских условиях), телескопическое (при сооружении резервуаров полистовым методом в отдельных районах, в ко­торые по транспортным условиям невозможно доставить крупно­габаритные рулонные заготовки), ступенчатое (применяется ред­ко в резервуарах специальной конструкции). Вертикальные швы корпуса, воспринимающие гидростатические нагрузки, должны быть особо прочными. Их выполняют встык и проваривают с обе­их сторон. Тонкие листы резервуаров малой вместимости свари­вают внахлестку, при этом наружные швы выполняют сплош­ными, внутренние — сплошными или прерывистыми. Величина нахлестки должна быть не менее 86 (б — толщина листа).

Толщина листов корпуса резервуара изменяется от 4 до 14 мм в зависимости от типоразмера резервуаров.

ОБОРУДОВАНИЕ РЕЗЕРВУАРОВ

Оборудование резервуаров предназначено для обеспечения их правильной и безопасной эксплуатации и, в частности, для проведения операций по приему, хранению и отпуску нефтепро­дуктов, замеру уровня жидкости, отбору проб, зачистке и ре­монту резервуара, удалению подтоварной воды, поддержанию в резервуаре требуемого давления и вакуума, предотвращению аварий от ударов молнии, от накопления зарядов статического электричества. Кроме того, резервуары укомплектовывают спе­циальными устройствами для борьбы с пожарами. Для подъема на крышу резервуар оборудуется лестницей. На рис. 45 приве­дена схема расположения оборудования на резервуаре. На кры­ше резервуара расположены замерный люк, дыхательные и пре­дохранительные клапаны, огневые предохранители и световые люки.

З а м е р н ы й люк (рис. 46) предназначен для измерения уровня нефтепродукта и подтоварной воды в резервуаре, а так­же для отбора проб пробоотборником. Он состоит из крышки с рычажной педалью, корпуса, маховичка и нажимного откидного болта. Герметичность люка обеспечивается прокладкой. В це­лях повышения точности измерения уровня жидкости в конст­рукции люка предусмотрено направляющее устройство для спус­ка лота, закрепленного на металлической ленте рулетки. Чтобы

а т о

Рис. 46. Люк замерный: Рис. 47. Дыхательный механический / — прокладка из цветного металла; 2 — Клапан болт откидной; 3 — маховичок; 4 — крыш­ка; 5 — корпус; 6 — педаль

исключить искрение при движении ленты, устройство изготовля­ют из цветного металла.

Д ы х а т е л ь н ы е к л а п а н ы (рис. 47) устанавливают на резервуарах над огневыми предохранителями для поддержания в газовом пространстве расчетного давления или вакуума. Они предназначены для сокращения потерь нефтепродуктов от испа­рения, что достигается ограничением выхода газов при закачи­вании и изменением температуры, давления и упругости паров нефтепродуктов в резервуаре в течение суток.

Дыхательные клапаны рассчитаны.на рабочее давление до 2 кПа и вакуум 0,25 кПа.

1 1 Л

Уровень

маспп

Рис. 48. Гидравлический предохранительный клапан: / — патрубок; 2 — стакан для масла; 3 — сливная трубка; уровня масла; 5 — шпилька; 6 — растяжка ! — щуп для определения

Дыхательный клапан типа ДК состоит из корпуса, внутри ко­торого находятся седла и тарелки, образующие два затвора: один для работы на давление (верхний), а другой для работы на вакуум (нижний). При работе клапана тарелки перемещают­ся по направляющим штокам.

При повышении давления внутри резервуара клапан 3 (см. рис. 47) поднимается и лишний газ выходит в атмосферу, а при понижении давления внутри резервуара открывается клапан / и в резервуар поступает воздух. Клапаны / и 3 могут быть отре­гулированы на определенное давление и поднимутся только в том случае, когда давление или разрежение внутри резервуара достигнет определенной величины. Над клапанами имеются съемные крышки 2, через которые вынимают клапаны для ос­мотра и ремонта.

В целях обеспечения работоспособности клапанов в зимнее время разработаны и широко применяются непримерзающие мембранные дыхательные клапаны типа НДКМ, обладающие высокой пропускной способностью. В них для разобщения пространства над и под тарелкой служат мембраны. Набор сменных дисков в конструкции клапана позволяет изменять пре­делы срабатывания при вакууме и избыточном давлении в ре­зервуаре. Малое гидравлическое сопротивление клапана и боль­шая высота подъема тарелки над седлом обусловили значитель­ное увеличение его пропускной способности.

К л а п а н ы п р е д о х р а н и т е л ь н ы е г и д р а в л и ч е ­с к и е (рис. 48) предназначены для регулирования давления в

8* 1 1К

газовом пространстве резервуара при неисправности дыхатель­ного клапана, а также в случае, если проходное сечение дыха­тельного клапана окажется недостаточным для быстрого про­пуска газа или воздуха. Предохранительные клапаны устанав­ливают параллельно с дыхательными (механическими). Предо­хранительные клапаны рассчитаны на избыточное давление 2,5 кПа и вакуум 0,33 кПа. Их устанавливают на крыше резер­вуара над огневым предохранителем. Клапан имеет фланец, центральный патрубок, корпус, снабженный кольцевым карма­ном. Крышка клапана с приваренной к ней внутренней перего­родкой опирается на болты и имеет сетку. В кольцевом прост­ранстве между патрубком и корпусом создают гидравлический затвор, для чего используют соляровое или другое масло, имею­щее плотность 0,86—0,88 г/см3. Масло заливают в корпус клапана через воронку. Наличие масла контролируется щупом. Уровень залитого масла должен совпадать с риской на щупе. Клапаны работают по принципу вытеснения жидкости гидрозатвора из внутреннего кольцевого пространства во внешнее при повыше­нии давления внутри резервуара. После понижения уровня до нижнего обреза колпака газовоздушная смесь барботирует через жидкость и выходит в атмосферу.

О г н е в ы е п р е д о х р а н и т е л и служат для предохранения от вспышки или взрыва паров нефтепродуктов внутри резер­вуара в случае проникновения огня, искр через дыхательный или предохранительный клапан. Принцип действия огневых пре­дохранителей основан на том, что пламя при взрыве газовых смесей не проникает через отверстия с малым поперечным се­чением. В качестве огнепреградительного материала применяют алюминиевую фольгу (0,3—0,5 мм), металлические сетки, гоф­рированные листы и т. п.

С в е т о в ы е л ю к и монтируют на крыше резервуара для проветривания; их также используют при подготовке к ремонту, для подъема хлопушек и подъемных труб в случае их повреж­дения; для этой операции пользуются аварийным тросом, при­крепленным к люку.

Кроме оборудования, расположенного на крыше, резервуар имеет следующие устройства.

И з м е р и т е л и у р о в н я ж и д к о с т и в резервуаре типа УДУ предназначены для оперативного контроля за заполнением и опорожнением резервуара. Указатели УДУ-5 (рис. 49) предна­значены для измерения уровня нефти и нефтепродуктов. К ука­зателям УДУ-5 подсоединяют датчики для передачи показаний на диспетчерский пункт. Указатели выпускают в двух модифи­кациях: 1) УДУ-5М — с местным отсчетом уровня и 2) УДУ-5П с дистанционной потенциометрической приставкой.

Принцип работы прибора основан на следящем действии по­плавка, плавающего на поверхности жидкости и. перемещающе­гося вместе с ее уровнем. Поплавок, выполненный из нержа­веющей стали, подвешен на перфорированной ленте и при своем

116

Рис. 50. Пробоотборник ПСР-4: /— клапанная секция пробоотборной колонки; 2 — концевая секция с люк; 4 — фланец: 5 —воздушная трубка; 6 — панель управления

движении скользит вдоль направляющих струн. Струны поддер­живаются в натянутом состоянии натяжными устройствами. Мерная лента по роликам проходит через гидрозатвор и всту­пает в зацепление с мерным шкивом показывающего прибора. Отсчетный механизм представляет собой обыкновенный десятич­ный счетчик с тремя цифровыми барабанами и одним диском. Цена деления цифрового диска 1 мм, предел измерения до 12 м.

В узел гидрозатвора входят три угловых ролика, соединен-

ных защитными трубами и образующих колено, которое на 200—300 мм заливается незамерзающей жидкостью (этиленгли-колем или дизельным топливом). Жидкость в колене образует затвор, который не позволяет парам продукта из резервуара про­никать в полость показывающего прибора при избыточном дав­лении в резервуаре до 2 кПа.

Для дистанционной передачи показаний и сигнализации крайних положений уровня в указателях уровня УДУ-5П к спе­циальному фланцу, расположенному на корпусе показывающего прибора, крепится дистанционная потенциометрическая пристав­ка, входящая с пультом контроля и сигнализации ПКС-2 в комп­лект дистанционного указателя уровня для резервуаров. Испол­нение приставки взрывозащищенное, погрешность измерения при местном отсчете +5 мм, при дистанционной передаче по­казаний + 15 мм.

П р о б о о т б о р н и к т и п а ПСР-4 представляет собой гер­метизированное устройство, предназначенное для полуавтомати­ческого отбора средних проб нефтепродуктов из вертикальных резервуаров, определения их качества и измерения плотности. Прибор включает верхний люк, пробоотборную колонку с сис­темой клапанов и сливное устройство пробы в объеме 150 см3

(рис. 50). В конструкции пробоотборника предусмотрено устройство

для постоянного разобщения прибора с нефтепродуктами, хра­нящимися в резервуаре, что исключает возможность попадания вовнутрь жидкого нефтепродукта из резервуара при случайном открытии клапанов в узле отбора пробы. Верхний люк пробоот­борника расположен на крыше резервуара. Он предназначен для закрепления пробоотборной колонки и сообщения ее с га­зовым пространством резервуара. Пробоотборная колонка с си­стемой клапанов размещена внутри резервуара. Узел слива про­бы, в котором осуществляется управление операциями отбора и слива, смонтирован на отдельной панели и размещен на на­ружной стенке резервуара в его нижней части. Для удобства работы на панели расположены ручной насос и узел воздушной линии. Для предохранения от атмосферных осадков, пыли и ме­ханических повреждений узел слива имеет защитный кожух. Для успешного использования пробоотборника давление в ре­зервуаре не должно превышать 0,3 кПа, а максимальная высо­та резервуара — 12 м.

Пробоотборник для отбора средней пробы нефтепродуктов типа ПСР-7 предназначен для установки на резервуары с пон­тонами. Расстояние между точками отбора проб составляет 1000 мм, давление открытия клапанов — 0,25—0,3 МПа, рабочая температура — от —30 до 50 °С.

Пробоотборные системы типа ПСР работают следующим образом. Проба отбирается и отделяется от остальной массы нефтепродукта вертикальной пробоотборной колонкой, собран­ной из отдельных трубок из нержавеющей стали. Колонка вклю-

118

чает две или три клапанные секции, соединительные трубы и концевую трубу с прокладками. Число секций и соединительных труб зависит от высоты резервуара. Пробоотборная колонка присоединяется к верхнему люку и узлу слива пробы. Воздуш­ные полости клапанных секций соединены воздушной трубкой между собой и с насосом узла слива пробы.

Для отбора пробы нефтепродукта в системе ручным насосом создают давление 0,3 МПа. В этот момент открываются все кла­паны на секциях пробоотборной колонки, и нефтепродукт по­ступает в нее. После ее заполнения и смешения нефтепродукта в колонке (когда распределение нефтепродукта в колонке по плот­ности станет таким же, как и в резервуаре) давление в системе снижают до атмосферного клапаном сброса давления. В этот момент клапаны закрываются, и столб нефтепродукта отсекает­ся от его основной массы. После этого, нажимая на рукоятку клапана слива пробы, нефтепродукт сливают в пробоотборную посуду.

Пробоотборник ПСР-5 в отличие от ПСР-4 оборудован пнев-мокамерой, позволяющей выталкивать пробу вверх при помощи насоса. Панель управления отбором и сливом пробы из резер­вуара расположена на крышке люка. Пробоотборник ПСР-6 конструктивно аналогичен ПСР-5, однако в нем учтены особен­ности вязких нефтепродуктов: высокая вязкость, вызывающая необходимость подогрева нефтепродукта до 60—80 °С для уве­личения его текучести, и слабая коррозионная активность, поз­воляющая использовать для изготовления пробоотборника угле­родистую сталь вместо нержавеющей, применяемой в ПСР-5. Технические данные пробоотборников типа ПСР приведены в табл. 10.

П е н о с л и в н ы е к а м е р ы предназначены для подачи пе­ны в резервуар с горящим нефтепродуктом. Для разобщения га­зового пространства с атмосферой устанавливают мембрану, ко­торая разрушается при подаче пены. Мембраны делают из цел­лулоида и тонкого картона, пропитанного олифой.

Для резервуаров большой единичной вместимости применя­ют установки типа ГВПС-600 и ГВПС-2000 (рис. 51). Такая ус-

Таблица 10

Показатели

Максимальная высота резервуара, м Объем пробы, приходящейся на 1 м высоты продукта, см3

Максимальное рабочее давление в пневмосистеме, МПа Максимальное давление в системе клапанных узлов, МПа Максимальное давление внутри ре­зервуара, кПа

ПСР-4

12 150

0,35

25

ПСР-5

12 180

0,8

0,3

30

ПСР-6

7 100

0,8

25

ГГш

Рис. 51. Схема установки ГВПС-2000 на резервуаре: 1 — певогенератор; 2 —• стенка корпуса ре­зервуара; 3 — фланец; 4 — люк для ос­мотра; 5—пенокамера; 6 — площадка для обслуживания; 7 — вставка; 8 — пенопро-вод

Рис. 52. Сифонный кран: / — защитный чехол; 2 — сальниковое уп­лотнение; 3 — патрубок; 4 — защитная диафрагма; 5 — поворотная ручка; 6 — пробковый кран

Рис. 53. Хлопушка: / — стопор; 2 — втулка сальника; 3 — уплот-нительная набивка; 4 — корпус сальника; 5 — вал подъемника; 6 — барабан; 7 — трос подъемника; 8 — запасной трос, закрепляе­мый на крышке светового люка; 9 — кор­пус хлопушки; 10 — перепускное устройст­во; // — штурвал

тановка скомпонована из пе-ногенератора высокократной пены и пенной камеры боль­шой производительности. Важ­ный элемент конструкции пе-нокамеры — герметизирующая крышка, предотвращающая потери нефтепродуктов от ис­парения в окружающую среду. Герметичное крепление крыш­ки к корпусу пенока|Меры вы­полняется стяжками, снабжен­ными замками, состоящими из двух частей, спаянных легко­плавким сплавом (температу­ра плавления сплава не более ' -120 °С). Замки стяжек при повышении температуры внутри ре­

зервуара расплавляются, и герметизирующая крышка под дей­ствием собственного веса падает, освобождая проход пены к горящему нефтепродукту. ч- Установку ГВПС-2000 обслуживают с металлической пло­щадки, сооружаемой со стационарными вертикальными стре­мянками. Сама установка смонтирована на верхнем поясе ре­зервуара; она обеспечивает равномерную подачу пены на поверх­ность жидкого нефтепродукта.

С и ф о н н ы й к р а н типа СК (рис. 52) предназначен для спуска из резервуара отстоявшейся подтоварной воды. Кран представляет собой трубу с сальником, пропущенную через стен­ку корпуса резервуара. Снаружи труба снабжена сальниковым муфтовым краном. Сифонные краны устанавливают в первом поясе корпуса резервуара на высоте 350 мм от дна.

При отрицательной температуре окружающего воздуха пос­ле слива подтоварной воды сифонный кран поворачивают так, чтобы внутренний отвод с козырьком находился в верхнем по­ложении и излишняя вода была вытеснена из него нефтепродук­том. В рабочем положении крана отвод с козырьком повернут книзу. Расстояние от козырька до дна 10 мм. В зависимости от условного прохода трубы различают сифонные краны марок СК-50, СК-80, СК-ЮО.

Х л о п у ш к а (рис. 53) предназначена для предотвращения утечек нефтепродуктов из резервуара при повреждении трубо­проводов или неисправностях задвижек. Ее устанавливают вну-

три резервуара на конце приемо-раздаточного патрубка. Хло­пушка состоит из корпуса и крышки, связанной с системой уп­равления тросом.

При сливо-наливных операциях хлопушку поднимают при помощи механизма бокового управления. В случае неисправно­сти механизма управления хлопушку поднимают при помощи запасного троса.

Плотность прилегания крышки хлопушки к корпусу обеспе­чивается полимерным покрытием затвора. Преимущества поли­мерных покрытий состоят прежде всего в том, что они более стойки к коррозии и для обеспечения герметичности требуют меньшего давления.

В зависимости от размеров хлопушек применяются механиз­мы управления: в виде барабана, вращающегося на валу и с упором на корпус сальника,— для хлопушек типа Х-80, Х-100, Х-150, Х-200 и в виде барабана на валу, имеющего самостоя­тельное дополнительное упорное устройство,— для хлопушек типа Х-250, Х-300, Х-350; механизм управления хлопушкой смонтирован над приемо-раздаточным патрубком.

Л ю к и - л а з ы размещают в первом поясе стенки резервуа­ра. Через них рабочие проникают в резервуар при ремонте. Люки-лазы используют также для очистки резервуара от грязи и твердых отложений и для вентиляции резервуара, поэтому их располагают диаметрально противоположно верхним световым люкам.

П о д ъ е м н а я т р у б а при помощи шарнира устанавливает­ся на приемо-раздаточном трубопроводе резервуара, предназна­ченного для мазутов и масел. Она служит для отбора нефтепро­дукта из верхних слоев, где он наиболее чист и имеет наиболь­шую температуру. Труба поднимается тросом ручной лебедки, установленной снаружи на-Jcopnyce резервуара. От лебедки к подъемной трубе трос направляется роликом, смонтированным на крыше резервуара. Опускание подъемной трубы происходит

Т а б л и ц а 11

Показатели

Номинальная подача, м3/сут Напор, м Режим работы Рабочая среда Плотность нефти, г/см3

Вязкость нефти, см2/с Массовая доля механических приме­сей в нефти Обводненность, % Температура нефти, °С Площадь, занимаемая установкой, м2

Масса комплекта, кг

БННС-10000-30 '

10 000

БННС-20000-30

20,000 300

Круглосуточный Нефть

0,7—0,9 До 1,5 До 0,2

До 1 От + 5 до +60

1400 135000

0,7—1 До 2 Д о З

До 60 От + 5 до +30

2100 120 000

122

под действием собственного веса. Поднятая выше уровня жид­кости в резервуаре подъемная труба предотвращает потери нефтепродуктов в случае повреждения задвижки приемо-разда­точного трубопровода.

БЛОЧНЫЕ НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ ДЛЯ ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ

Для ускорения строительства промысловых объектов разра­ботаны блочные нефтяные насосные станции (БНС) подачей 10 000 и 20 000 м3/сут жидкости (нефти). Технические данные БНС приведены в табл. 11.

П р и н ц и п д е й с т в и я БННС-10000-30 (рис. 54)

Нефть из резервуара установки подготовки нефти поступает на прием подпорного насоса и далее под давлением 0,6 МПа на замерный блок, где замеряется ее количество и определяется качество. Если качество нефти соответствует требованиям кон­диции, она подается на прием основных насосов и далее в на­порный трубопровод. В случае поступления некондиционной нефти с помощью блока замера происходит переключение по­тока на повторную обработку. Насосная станция включается в работу по верхнему уровню резервуара.

Для сбора и утилизации утечек из уплотнений насосов в блоках подпорных насосов устанавливаются емкости сбора й насос откачки утечек, который включается в работу по мере наполнения емкости.

Блок управления насосной станцией представляет собой ук­рытие, в котором установлены приборы контроля и автоматики: управления подпорными насосами, управления основными на­сосами, устройство местной автоматики замерного блока, управ­ления электродвигателями подпорных насосов и электрические

Рис. 54. Схема блочной нефтяной насосной станции БННС-10000-30: / — блок подпорных насосов; 2 — замерный узел; 3 — блок основных насосов

отопители. Уровень автоматизации предусматривает работу на­сосной станции, пуск ее и остановку без присутствия постоян­ного обслуживающего персонала.

Нефтяная насосная станция БННС-20000-30 блока подпорных насосов не имеет. Поток жидкости под давлением сепарации до 0,7 МПа поступает на прием насосов. С выкида насосов нефть двумя потоками идет на замер, который осуществляется турбин­ными преобразователями расхода типа «Норд». После замера нефть направляется в напорный нефтепровод.

Для осуществления монтажа и демонтажа панелей укрытия и погрузочно-разгрузочных работ во время обслуживания, мел­кого ремонта и технического осмотра оборудования, размещен­ного в укрытиях, предусмотрено подъемно-транспортное устрой­ство, состоящее из кран-балки грузоподъемностью 5 т и ручной тали. Кран-балка установлена на мачтовые опоры и, перемеща­ясь над блоками, может обслуживать все технологические блоки.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. Для чего предназначены отстойники нефти? Назовите ти­пы отстойников, их техническую характеристику и устройство.

2. Назовите порядок пуска, обслуживания и остановки от­стойников.

3. Для чего предназначены электродегидраторы? Назовите типы электродегидраторов, их технические характеристики и устройства.

4. Назовите порядок пуска, обслуживания и остановки элект­родегидраторов.

5. В чем особенность трубчатых печей беспламенного горе­ния? Расскажите об их устройстве, правилах пуска, обслужива­ния и остановки.

6. В чем отличие гурьевских печей? Расскажите о правилах их пуска, обслуживания и остановки.

7. Перечислите блоки нагрева типа БН. Назовите правила обслуживания блоков нагрева.

8. Расскажите о принципе работы блочной трубчатой печи ПТБ-10. Сообщите техническую характеристику устройства пе­чи, правила ее пуска, обслуживания и остановки.

9. Расскажите о принципе работы теплообменных аппаратов и типах теплообменников.

10. Каково назначение насосов? Назовите типы насосов. Рас­скажите о принципе действия центробежных и поршневых на­сосов.

11. Для чего предназначены компрессоры? Расскажите о принципах действия и типах поршневых, ротационных и вин­товых компрессоров. '

12. Что вы знаете о промысловых резервуарах, их типах? Расскажите о конструкции стальных вертикальных резервуаров.

124

13. Расскажите о назначении и устройстве различного обо­рудования, которым оснащаются резервуары.

14. В чем преимущество блочных станций по перекачке нефти?

Г л а в а 5. ПРОМЫСЛОВЫЕ УСТАНОВКИ ПО ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ И ИХ ОБСЛУЖИВАНИЕ

БЛОЧНЫЕ УСТАНОВКИ ПО ДЕЭМУЛЬСАЦИИ НЕФТИ

Д е э м у л ь с а ц и о н н а я у с т а н о в к а УДО-3 предназна­чена для обезвоживания нефти термохимическим способом в ус­ловиях нефтедобывающих предприятий, монтируется на нефте-сборных пунктах и центральных площадках сбора и подготовки нефти. Техническая характеристика УДО-3 приведена ниже.

Тепловая мощность, ГДж/ч Рабочее давление, МПа Пропускная способность п о нефти, т/сут . . . . . Температура нагрева эмульсии, °С Обводненность эмульсии, %:

на входе в установку • на' выходе из установки

Расход топливного газа, м3/ч . . Габариты наибольшего блока, приведенного в транспортный вид, в мм, не более:

длина ширина . высота

Масса установки, кг

Деэмульсационная установка представляет собой горизон­тальную емкость объемом 200 м3, разделенную на два отсека (рис. 55).

Нефтяная эмульсия поступает в верхнюю часть первого от­сека А, проходит по зазору между оболочкой и корпусом аппа­рата и поступает внутрь оболочки через прорези, расположен­ные в нижней части. Внутри оболочки находятся две топки 5, которые нагревают воду (в аппарате УДО-ЗМ нефть), находя­щуюся в отсеке. Нефтяная эмульсия проходит через горячую во­ду снизу вверх, нагревается и по перепускному коробу поступа­ет в распределительный коллектор второго отсека Б.

В распределительном коллекторе происходит частичное отде­ление воды, которая выпускается в нижнюю часть емкости че­рез патрубки. Оставшаяся нефтяная эмульсия поступает под уголковые распределители через отверстия в верхней части кол-

15,6 0,6

3000 60

30 Не более £

546

23 400 3700 4000

55 700

12S

Рис. 55. Деэмульсационная установка УДО-3: А — нагревательный отсек; Б — отстойный отсек; / — ввод эмульсии; // — выход газа; /// — дренаж; IV— нефть; V — вода; / — затвор гидравлический; 2 — газоселаратор; 3 — нефтесборный короб; 4 — распределитель эмульсии; 5 —топка; 6 — упорное устрой­ство; 7 — оболочка; 8 — бак блока нагрева и отстоя; 9 — блок газовых горелок

лектора. Выходя через прорези уголковых распределителей, нефтяная эмуль.сия проходит через слой воды, промывается, и в верхней части второго отсека собирается обезвоженная нефть, которая поступает-в собирающий короб и отводится с установ­ки. Поддержание межфазного уровня и сброс отстоявшейся воды осуществляется во втором отсеке регулятором межфазного уровня. . - ,

Газ, выделившийся из нефти в первом отсеке, собирается в газосборнике и, проходя через столб жидкости в гидравличе­ском затворе, поступает во, второй отсек, откуда через регуля­тор давления отводится из установки.

Непосредственно к емкости примыкает узел регулирования уровня жидкости и расхода топливного газа, подаваемого на го-релочные устройства.

Узел регулировки обеспечивает постоянный межфазный уро­вень в аппарате и необходимую температуру нефтяной эмульсии, которая поддерживается при помощи регулятора температуры. Давление газа перед горелками поддерживается с помощью ре­гулятора давления. Для отключения газовой линии от горелок в случае повышения или понижения давления газа по сравне­нию с допустимым служит клапан-отсекатель.

Для сигнализации повышения или понижения свыше допу­стимых давления и температуры нефтяной эмульсии устанавли­ваются электроконтактные манометры и термометр.

Для защиты узла регулировки от атмосферных осадков и от­рицательных температур он помещен в укрытие, представляю­щее собой каркас из уголкового проката, обшитый листовой сталью, с дверью в передней части.

126

/ \i л i 1ш • ж\ \ш Ш

Рис. 56. Деэмульсатор УД-1500/6: /—вход эмульсии; //—выход эмульсии из первого отсека; /// — вода; IV — вход эмульсии во второй отсек; V — нефть; / — распределитель эмульсии; 2 — отражатели; 3 — теплообменный кожух; 4 — распределительная решетка; 5 — сборник нефти; 6 — полки; 7 — жаровые трубы

Теплоту узел регулировки получает от неизолированной стен­ки емкости, к которой крепится укрытие.

Для обслуживания аппарата на нем установлена площадка с лестницей.

Опыт эксплуатации аппарата УДО-3 выявил ряд недостатков узлов, которые учтены и исправлены в новых разработках (ап­парат УДО-ЗМ и УД-1500/6). Так, в деэмульсаторе УДО-ЗЛ1 жаровые трубы погружены в слой предварительно обезвожен­ной нефти, что резко снижает возможность отложения солей на наружной поверхности топок.

В блочных унифицированных деэмульсационных установках типа УД-1500/6 (рис. 56) отсек отстоя — полочный, соединяю­щийся со вторым отсеком нагрева перфорированной перегород­кой. Техническая характеристика УД-1500/6 приведена ниже.

Пропускная способность, т/сут 1500 Обводненность нефтяной эмульсии, % До 20 Остаточная обводненность нефти после деэмульсатора, не более, % 0,5 Рабочее давление, МПа . 0,6 Температура нагрева, "С До 60s Число, жаровых труб 4 Число отсеков нагрева 2

ПУСК, ОБСЛУЖИВАНИЕ И ОСТАНОВКА БЛОЧНЫХ ДЕЭМУЛЬСАТОРОВ ТИПА УДО, УД

узлов к работе.

Пуск установки

1. Тщательно проверить готовность всех в том числе:

проверить исправность топок (наличие тяги); проверить исправность горелки; проверить исправность манометров, термометров и других

контрольно-измерительных приборов;

12?

-проверить исправность запорно-регулирующей арматуры; проверить исправность трубопровода топливного газа и ус­

тановленных на нем кранов и задвижек; спустить конденсат из газопровода; настроить регулятор давления газа; проверить по манометру соответствие давления топливного

газа режимному; проверить работу клапана-отсекателя; заполнить водой блок нагрева и отстоя; настроить предохранительный клапан блока нагрева и от­

стоя на соответствующее рабочее давление; открыть запорные задвижки на линии входа и выхода нефтя-

-ной эмульсии. 2. Произвести розжиг газовых горглок. Растопка огневых подогревателей блока нагрева и отстоя

должна проводиться при слабом огне для обеспечения равномер­ного прогрева частей горелки и жаровой трубы.

3. При первой растопке блока нагрева и отстоя после его прогрева (бак заполняется водой) необходимо подтянуть болты, шпильки, штуцеры, люки-лазы.

Болты подтягиваются в присутствии лица, ответственного за эксплуатацию установки, с большой осторожностью и только нормальными ключами, без применения удлиняющих рычагов.

Подтягивание болтов допускается при давлении в аппарате не более 50 % от рабочего, т. е. не более 0,3 МПа.

4. После установления в блоке нагрева и отстоя температуры 50—60 °С плавно открыть задвижку на трубопроводе подачи эмульсионной нефти и вывести установку на заданный режим.

1 ' Обслуживание установки

Обслуживание установки сводится к наблюдению за ходом технологического процесса по контрольно-измерительным при­борам, к контролю за состоянием всего оборудования и прибо­ров, входящих в комплект установки. Особое внимание во вре­мя работы установки следует обратить на:

поддержание нормального рабочего давления в блоках на­грева и отстоя;

поддержание температуры нагрева нефтяной эмульсии в ус­тановленных пределах;

давление топливного газа; содержание воды в товарной нефти, выходящей с установки; поддержание нормального уровня воды в отсеках; нормальную работу газовых горелок, обеспечивающих полно­

ту сгорания газа и устойчивость процесса горения. Исправность действия'манометров должна проверяться не ре­

же одного раза в смену. Неисправные манометры должны быть заменены.

128

Проверка исправности действия предохранительных клапа­нов должна проводиться в сроки, установленные администраци­ей, но не реже предусмотренных правилами Госгортехнадзора.

Остановка установки

Остановка установки во всех случаях, за исключением ава­рийной, должна производиться только по распоряжению адми­нистрации. При остановке необходимо:

постепенно снижать расход топливного газа так, чтобы тем­пература нефти на выходе из блока нагрева и отстоя уменьша­лась в час не более чем на 10 °С;

переключить поток нефти в сырьевой резервуар; при снижении температуры нефти, выходящей из блока на­

грева и отстоя, до 30 °С прекратить подачу газа к горелкам и провентилировать топки;

прекратить подачу нефтяной эмульсии; отключить линии входа и выхода нефти.

Аварийная остановка

Обслуживающий персонал обязан немедленно остановить установку и довести это до сведения лица, отвечающего за ее эксплуатацию, в случае:

если давление в блоке нагрева и отстоя поднялось выше до­пустимого и продолжает расти, несмотря на принятые меры;

прекращения потока нефтяной эмульсии; если в элементах установки (топка, корпус, фланцы и т. д.)

будут обнаружены трещины, выпучины, неплотности сварных швов;

разогрева докрасна элементов топок; снижения уровня жидкости в блоке нагрева и отстоя ниже

допустимого; падения давления газа у горелок ниже допустимого, полного

прекращения подачи газа, а также повреждений газопроводов и газовой арматуры.

При аварийной остановке необходимо: перекрыть задвижку на газопроводе к горелкам, а затем у

каждой горелки; как только температура нефти на выходе из блока нагрева

начнет снижаться, уменьшить подачу эмульсионной нефти, а за­тем и прекратить полностью;

отключить установку от сырьевых и товарных резервуаров. Причины аварийной остановки должны быть записаны в вах­

тенном журнале. При порче манометров, указывающих давление в установке,

термометров, а также других повреждениях и неисправностях оборудования, не требующих немедленной остановки, обслужи­вающий персонал обязан срочно сообщить об этом админист­рации и принять меры к их устранению.

9—1113 129

АППАРАТ СОВМЕСТНОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ АСП-6300/6

Аппарат совместной подготовки нефти АСП-6300/6 предна­значен для сброса свободной пластовой воды, очистки сбрасы­ваемых вод и сепарации газа из продукции скважин. В аппарат подается водонефтяная эмульсия, предварительно подготовлен­ная в трубопроводе к расслоению. Техническая характеристика АСП-6300/6 приведена ниже.

Максимальная пропускная способность аппарата, м3/сут , . . 6300 Рабочее давление, не более, МПа 0,6 Обводненность нефти на выходе, не более, % 20 Содержание нефти в очищенной воде, мг/л 40 Содержание твердых механических примесей в очищенной воде, не более, мг/л 20

Устройство установки

Аппарат совместной подготовки нефти АСП-6300/6 (рис. 57) представляет собой горизонтальную емкость объемом 125 м3, установленную на опорах. На емкости устанавливается площад­ка для обслуживания. Емкость разделена на две камеры, в ко­торых установлены распределительные устройства для направ­ленного движения потоков и интенсификации процесса отделе­ния воды от нефти.

Входной трубчатый распределитель / с направленными вниз отверстиями располагается в первой (входной) камере А выше раздела фаз, который определяется высотой нижней продольной перегородки. В этой же камере расположен перфорированный трубопровод отбора механических примесей 2. Во второй (вы­ходной) камере Б расположены перфорированные трубопрово­ды: в верхней части емкости — для отбора частично обезвожен­ной нефти 5, внизу — для отбора отделившейся пластовой во­ды 3. В этой же камере по всей длине емкости расположена распределительная решетка 4 с продольными щелями. В верх-

Ш

Рис. 57. Установка совместной под­готовки нефти и воды АСП-6300/6: / — ввод эмульсии; // — вывод шлама; /// —вывод воды; IV — выход частично обезвоженной нефти; V — выход газа; 1— трубчатый распределитель; перфорирован­ный трубопровод для отбора: 2 — меха­нических примесей, 3 — отделившейся пла­стовой воды, 5 — обезвоженной нефти; 4 — распределительная решетка; 5 —люк

130

ней части технологической емкости находится люк 6, в крышку которого вмонтирован сетчатый каплеотбойник, штуцеры для датчиков уровня, сигнализатора аварийного уровня, термометра, манометра. На емкости установлен предохранительный клапан. Для удобства монтажа, профилактического осмотра и ремонта на торцевых днищах аппарата имеются люки-лазы. Технологи­ческая емкость имеет дренажную систему и патрубки для про­парки и чистки отсеков.

Работа установки

Продукция скважин, обработанная химреагентом и смешан­ная с горячей водой от установок подготовки нефти в подводя­щем трубопроводе, подается на входную камеру аппарата через распределитель /, имеющий шесть перфорированных трубок, расположенных выше границы раздела фаз. Уровень воды во входной камеры и периодически выводятся через перфорирован-городки. Так как отверстия перфорированных труб входного распределителя направлены вниз, в сторону раздела фаз, выхо­дящие из него струйки эмульсии создают в зоне промежуточного слоя высококонцентрированной эмульсии, находящейся выше границы раздела, интенсивные непрерывные механические воз­действия, которые способствуют столкновению и слиянию капель воды и переходу механической примеси с границы раздела в во­дяную фазу. Механические примеси осаждаются в водном слое входной камере определяется высотой нижней продольной пере-ный трубопровод 2 и далее через дренажную трубу.

Частично обезвоженная нефть всплывает и переливается че­рез перегородку в выходную камеру, где продолжается процесс отстаивания, и выводится через перфорированный трубопровод 5. Пластовая вода, отделившаяся от нефти и частично от меха­нических примесей во входной камере, перетекает по каналу между двумя продольными перегородками и через распредели­тельную решетку фильтруется через слой нефти, поскольку уро­вень раздела фаз поддерживается ниже решетки. Затем она движется вниз к перфорированному трубопроводу для выхода воды 3. Расположение отверстий на всех перфорированных тру­бах обеспечивает равномерное распределение потоков жидкости по длине аппарата.

БЛОЧНЫЙ КОМПЛЕКС ПО ДЕЭМУЛЬСАЦИИ НЕФТИ

В последние годы кроме отдельных технологических блоч­ных деэмульсаторов в нефтяной промышленности начали широ­ко применять блочные комплексы по подготовке нефти, газа и воды. Такие комплексы производительностью 3,5 млн. т нефти в год построены и работают в Западной Сибири, Коми АССР, Башкирии.

9* 131

Рис. 58. Принципиальная схема подготовки нефти на блочном комплексе по деэмульсации нефти: / — нефть на подготовку; // — газ; /// — вода на очистные сооружения; IV — вода на рециркуляцию; V — нагретая нефть на рециркуляцию; VI— ингибитор солеотложения; VII — деэмульгатор; VIII — обезвоженная нефть; IX — техническая вода; / — устройство предварительного отбора газа; 2 — сепаратор первой ступени; 3 — от­стойник нефти; 4 — нагреватель; 5 — промежуточный сепаратор; 6 — электродегидра-тор; 7 — дозатор ингибитора; 8 — дозатор деэмульгатора

Комплекс представляет собой блочно-комплектную установку по подготовке нефти, газа и пластовой воды, полностью изго­товленную на заводе-поставщике.

В комплект поставки входят технологическое оборудование (сепараторы, отстойники, электродегидраторы), трубчатые пе­чи, насосные блоки, межблочные коммуникации, система авто­матического управления, контроля и сигнализации, операторная и другие сооружения. Комплекс построен на заводах ГДР по со­ветскому техническому проекту.

Технологический процесс подготовки нефти и использован­ное на этой установке оборудование разработаны с учетом пос­ледних достижений научно-технического прогресса в области подготовки нефти. С 1983 г. из ГДР поставляется новое поколе­ние блочных комплексов по подготовке нефти, рассчитанное на строительство в северных районах Западной Сибири. Отличие новых комплексов от ранее поставляемых — обогреваемое укры­тие над технологическим блоком, создающее благоприятные ус­ловия для работы контрольно-измерительных приборов, средств автоматики и регулирования, а также для обслуживающего пер­сонала.

Технология блочных комплексов обеспечивает высокое каче­ство подготавливаемой нефти (остаточное содержание воды не более 0,2 % и солей не более 40 мг/л) в условиях, характери­зующихся низкой температурой продукции скважин, наличием в сопутствующей воде солей, способных отлагаться в нагрева-_ телях.

132

Технология подготовки нефти (рис. 58) включает в себя раз-газирование продукции скважин в устройстве предварительного отбора газа / и сепараторе первой ступени 2, частичное обез­воживание нефти до остаточного содержания'воды не более 5 % с отделением ее в отстойном аппарате 3, нагрев частично обезвоженной нефти в нагревателе 4, дополнительное разгази-рование нагретой нефти в промежуточном сепараторе 5, глубо­кое обезвоживание и обессоливание нефти до остаточного содер­жания воды не более 0,2 % и хлористых солей до 40 мг/л с окончательным отделением воды в электродегидраторе 6. Пре­дотвращение отложения солей в нагревателе обеспечивается за счет глубокого предварительного обезвоживания нефти и подачи ингибиторов солеотложений дозатором 7.

Глубокое предварительное обезвоживание продукции сква­жин осуществляется в результате двукратного использования дренажной воды и рециркуляции нагретой, частично обезвожен­ной нефти через промежуточную емкость насосом на вход уст­ройства предварительного отбора газа. Деэмульгатор подается в виде водного или нефтяного раствора низкой концентрации. Ра­створ приготавливается в блоке дозирования реагента 8 при по­мощи смесительного насоса. В результате такого способа дози­рования реагентов расход дорогих высокоактивных деэмульга-торов сокращается на 30—40 % .

При данной технологии деэмульсация нефти осуществляется в газонасыщенном состоянии. Количество растворенного газа зависит от давления в промежуточном сепараторе (0,5— 0,7 МПа) и составляет 4—б м3/т нефти. Окончательное разгази-рование нефти, ее учет и сдачу потребителю осуществляют на центральном сборном пункте.

Технология предусматривает применение унифицированных функциональных блоков заводского изготовления для компо­новки установок подготовки нефти с учетом конкретных условий того или иного месторождения. Разработаны и серийно выпуска­ются функциональные блоки для установок производительно­стью 3,5 млн. т нефти в год, а также блоки для центральных пунктов подготовки производительностью до 9 млн. т нефти в год.

УСТАНОВКИ КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Схемы установок комплексной подготовки нефти, в составе которых есть блоки стабилизации нефти, могут быть различ­ными.

Комплексная обработка нефти на установке, приведенной на рис. 59, осуществляется по следующей технологической схеме. Нефть поступает на '-прием насосов 1, которыми прокачивается через теплообменники 2, отстойники первой ступени 3 и отстой­ники второй ступени 5.

Рис. 59. Принципиальная технологическая схема установки комплексной подготовки нефти: / — обводненная нефть; II — деэмульгатор; /// — стабильная нефть; IV — соленая во­да; V— пресная вода; VI — обессоленная нефть; VII — парогазовая смесь; VIII —газ; IX — широкая фракция легких углеводородов; /, //, 12, 14 — насос; 2, 7 —теплообменники; 3 — отстойники первой ступени (обезво­живания); 4— смеситель; 5 — отстойники второй ступени (обессоливания); 6 — проме­жуточная емкость; 8 — стабилизационная колонна; 9 — конденсаторы-холодильники; 10 — бензосепаратор; 13 — печь

На прием насосов / в нефть вводится деэмульгатор. В тепло­обменниках 2 обводненная нефть за счет остаточной теплоты стабильной нефти подогревается до 60 °С и поступает в отстой­ники первой ступени. В результате термохимического воздейст­вия на нефтяную эмульсию происходит обезвоживание и частич­ное обессоливание нефти.

Нефть с содержанием воды до 1—2 % отводится через верх­нюю часть аппарата, отделившаяся же вода через нижнюю часть аппарата сбрасывается в канализацию. Обезвоженная эмульсия вместе с пресной водой, подаваемой в смеситель 4, направляется в отстойники ступени обессоливания, где происхо­дит отделение нефти от воды и солей. Вода сбрасывается в ка­нализацию, а обессоленная нефть через промежуточную ем­кость 6 забирается насосами 14 и подается двумя потоками (один поток через теплообменники 7, другой через секцию пе­чи 13) в ректификационную колонну 8. В теплообменниках обессоленная нефть подогревается до 160 ?С за счет теплоты стабильной нефти. В печи температура второго потока подни­мается до 180—200 °С. Пары верхнего продукта и пары ороше­ния с температурой 70 °С поступают в конденсаторы-холодиль­ники 9 и охлаждаются до 25—30 °С; при этом часть их конден­сируется и вся смесь газов и жидкости поступает на разделение в бензосепараторы 10. Отделившийся газ направляется потре­бителям, а конденсат забирается насосом 11, часть его подается на орошение в верхнюю часть колонны, остальной конденсат —

134

Рис. 60. Схема потоков ректификацион­ной колонны: / — сырье (нестабильная нефть); // —паро­газовая смесь; /// — ректификат (широкая фракция легких углеводородов нефти); IV — холодное орошение; V — горячая циркулиру­ющая среда; VI—остаток (стабильная нефть); / — пары нефти (газообразная фаза); 2 — нефть (жидкая фаза); ^ - / — конденсаторы-холодильники; П-1 — печь огневого нагрева нефти (или пароподогреватель)

Рис. 61. Схема движения паров и жид­кости на колпачковой тарелке: / — пары; // — жидкость

I

\\\\\\\\\\\\\ J \А

£ V

Л

" 1' '' " V V У \<

'"Л. .'.'.".Т.1

в бензиновые емкости. Из нижней части колонны стабильная нефть поступает на прием насосов 12, которые часть ее (в рас­четном объеме) направляют на рециркуляцию через вторую сек­цию печи 13 для поддержания температуры нижней части ко­лонны, а другая часть, пройдя теплообменники 7 и 2, охлажда­ется и поступает в резервуары товарной нефти.

.К основному технологическому оборудованию в составе ус­тановок стабилизации нефти относятся ректификационные ко­лонны.

Р е к т и ф и к а ц и е й называется диффузионный процесс разделения жидкостей, различающихся по температурам кипе­ния, за счет противоточного, многократного контактирования паров и жидкости.

Контактирование паров и жидкости осуществляется в верти­кальных цилиндрических аппаратах—ректификационных ко-

135

лоннах, снабженных специальными устройствами — ректифика­ционными" тарелками или насадками, позволяющими создать контакт между паром 1, поднимающимся вверх по колонне, и жидкостью 2, стекающей вниз (рис. 60).

В среднюю часть в виде пара, жидкости или парожидкост-ной смеси подается сырье, которое необходимо разделить на две части — высоко- и низкокипящую. В простейшем случае ис­ходное сырье состоит из двух компонентов. Однако чаще сырье представляет собой многокомпонентную смесь, которую с по­мощью ректификации надо разделить на два продукта, один из которых содержит в основном низкокипящие компоненты, а дру­гой — высококипящие. К таким многокомпонентным смесям от­носится и нефть.

Зона, в которую подается сырье, носит название э в а п о р а-ц и о н н о й, так как в ней происходит э в а п о р а ц и я — одно­кратное разделение нагретой в печи или теплообменнике смеси на паровую и жидкую фазы. В некоторых случаях эвапорацион-ная зона отделена от колонны и эвапорация осуществляется в самостоятельном аппарате. Однако у большинства колонн, в частности на установках первичной перегонки, однократное ис­парение и ректификация совмещаются.

В зависимости от внутреннего устройства колонны делятся на тарельчатые и насадочные. На большинстве технологических установок применяются тарельчатые колонны.

Существуют ректификационные тарелки различных типов — колпачковые, бесколпачковые, струйно-направленные и др.

Колпачковая тарелка (рис. 61) представляет собой металли­ческий диск, в котором имеется множество отверстий для про­хода паров. По периметру отверстий закреплены бортики опре­деленной высоты, называемые стаканами, благодаря которым на тарелке поддерживается определенный уровень жидкости. Свер­ху стаканы накрываются колпачками. Между верхним срезом стакана и колпачком имеется зазор для прохода паров, посту­пающих с нижележащей тарелки. При работе колпачки погру­жены в слой жидкости, и вследствие этого образуется гидрав­лический затвор, через который барботируют пары.

Уровень жидкости на тарелках поддерживается сливными перегородками (сливными карманами), нижняя часть которых доходит до следующей тарелки. Избыток жидкости по сливным карманам сливается на нижележащую тарелку. Положение кол­пачков можно регулировать, изменяя зазор между колпачком и верхним срезом стакана. Очень важно, чтобы тарелки размеща­лись в колонне строго горизонтально и чтобы все колпачки бы­ли одинаково «погружены в жидкость на тарелке. Если эти требования не выполнены, то в какой-либо части тарелки толщи­на слоя жидкости будет меньше. Через эту часть тарелки нач­нет проходить большее количество жидкости, и многие колпачки на остальной части тарелки перестанут работать.

136

Рис. 62. Секция колонны:

ректификационной

/ — жидкость (флегма), стекающая с вы­шележащей тарелки; // — пары нефти поступающие с нижележащей тарелки-/// — жидкость, уходящая на нижележа­щую тарелку; IV — пары нефти, подни­мающиеся на вышележащую тарелку; / — колпачки; 2 — корпус колонны; 3 — сливная труба; 4 — колпачковая тарелка

— Д А Л/-—'

Рис. 63. Ректификационная тарелка с желобчатыми колпачками: / — желобчатые колпачки; 2 — перегород­ка; 3 —корпус колонны

П

-о- -о-

Дзг

Рис. 64. Ректификационная колонна с колпачковыми тарелками: /-нестабильная нефть; //-холодное орошение; /// — пары нефти- IV V — стабильная нефть; / - укрепляющая (концентрационная) часть колонны- 2 — отгонная (эвапорационная) часть колон­ны; 3 — тарелки ректификационные

Наиболее распространены колпачковые тарелки желобчато­го типа, тарелки с S-образными элементами, с круглыми колпач­ками и тарелки клапанного типа.

В работающей ректификационной колонне через каждую та­релку проходят четыре потока (рис. 62): /- жидкость - ф л е г ­ма, стекающая с вышележащей тарелки; / / - п а р ы , поступаю­щие с нижележащей тарелки; /// _ жидкость - флегма уходя­щая на нижележащую тарелку; IV- пары, поднимающиеся на вышележащую тарелку.

Существует несколько видов колпачковых тарелок, разли­чающихся формой колпачков, их материалом и расположени­ем и, кроме того, формой и расположением сливных устройств при соответствующем конструктивном оформлении самой тарел­ки. Применяемые колпачки могут иметь круглую, прямоуголь­ную, желобчатую и другие формы.

Круглые колпачки, посаженные на паровые патрубки, кре­пятся непосредственно к патрубку либо групповым способом к общей траверсе, устанавливаемой на тарелке. Желобчатые кол­пачки (рис. 63) представляют собой стальные штампованные пластины полукруглого сечения, каждую из которых устанавли­вают над желобами строго горизонтально, закрепляя двумя бол­тами. Эти колпачки имеют гребенчатые края, несколько отогну­тые наружу.

На тарелках с желобчатыми колпачками сливных труб нет, их заменяют сливные перегородки, ограничивающие один из сегментов тарелки, свободный от колпачков. Противоположный сегмент служит приемным карманом, ограниченным гребенча­той пластиной, предназначенной для поддержания определен­ного уровня жидкости на тарелке.

Ректификационная колонна (рис. 64) представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с вмонтированными в него через определенные промежутки тарелками. Число таре­лок определяется расчетом и изменяется от 15 до 40.

ТРЕБОВАНИЯ К КАЧЕСТВУ ШИРОКОЙ ФРАКЦИИ ' ЛЕГКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ

Широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), выраба­тываемая на установках стабилизации нефти, по своему компо­нентному составу должна отвечать специальным техническим условиям. Действующими техническими условиями регламенти­рованы требования к составу ШФЛУ, приведенные в табл. 12.

Т а б л и ц а 12

Состав ШФЛУ Норма (в %) по марке ШФЛУ

А I Б

Ci + C2, не более С3, не менее С4+С5, не менее Cs+высшие, не более Сероводород и меркаптановая сера, не более В том числе сероводород, не более Взвешенная вода Щелочь (применяется для нейтрали­зации сероводорода)

в

3 15 45 11

0,025

0,003

40 25

0,05

0,003 Отсутствует

То же

35 50

0,05

0,003

П р и м е ч а н и е . Внешний вид ШФЛУ — бесцветная прозрачная жидкость (про­дукт, налитый в стеклянный цилиндр диаметром 40—50 мм, при рассматривании его в проходящем свете должен быть бесцветным).

138

ОБСЛУЖИВАНИЕ УСТАНОВОК ПО ОБЕЗВОЖИВА­НИЮ, ОБЕССОЛИВАНИЮ И СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ

БЛОКИ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ И ОБЕССОЛИВАНИЯ

Принципиальная схема установки по обезвоживанию, обес-соливанию и стабилизации нефти приведена на рис. 65.

Подготовка к пуску

1. Все аппараты, трубопроводы и арматуру перед пуском не­обходимо проверить на герметичность.

2. С технологических площадок и территории установки не­обходимо убрать весь мусор и ненужное оборудование. Прове­рить наличие и исправность средств пожарной безопасности и техники безопасности.

3. Проверить наличие и исправность предохранительных кла­панов и их работу.

4. Принять на установку пар, воду, электроэнергию, воздух, деэмульгатор. 5. Подготовить к работе приборы КИП и А. 6. Проверить исправность вентиляционных установок и вклю­чить их в работу.

7. Подготовить систему для приема сырой нефти на уста­новку.

Реагент

P-Z

(н|™*(^|ш

Рис. 65. Принципиальная схема установки по обезвоживанию, обессолива-нию и стабилизации нефти:

РА — сырьевой и товарный резевуар соответственно; насос: НА — сырьевой; Я-2 — реагентный; Я-З — обессоленной нефти; НА — стабильной нефти; Н-5 — бензиновый; 0-1 — горизонтальный отстойник; ДА, Д-2 — шаровые дегидраторы (ступени обессоли-вания); ЕА — буферная емкость обессоленной нефти; Т-1, Г-2 — теплообменники блока обезвоживания и блока стабилизации соответственно; ПА, Я-2 — печи огневого подо­грева нефти; КА—стабилизационная колонна; КХ — конденсаторы-холодильники; СА— бензосепаратор

Пуск блоков обезвоживания и обессоливания нефти

Пускается сырьевой насос Я-1, который подает сырую нефть для заполнения и циркуляции через теплообменник 74, гори­зонтальные отстойники 0-1, шаровые дегидраторы ДЛ, Д-2 и в буферную емкость £-1.

Одновременно с пуском насоса Я-1 осуществляется подача деэмульгатора на прием насоса Я-1, а также, при необходимо­сти, перед первой ступенью обессоливания в количестве, соот­ветствующем технологической карте.

При заполнении системы нефтью последовательно из Т-1, отстойников, шаровых дегидраторов и буферной емкости воздух и газ вытесняются в атмосферу.

После окончания заполнения системы и доведения давления до рабочего пускаются насосы Я-3, которые направляют нефть в Я-1, затрубное пространство Т-1 и в резервуарный парк.

Как только давление во всей системе будет доведено до ра­бочего, переходят к холодной циркуляции по нижеследующей схеме: ЕЛ — Я-3 — Я-1 — Т-\ (затрубное пространство) —Т-1 (трубное пространство) — 0-1 —ДЛ и Д-2 — ЕЛ.

При этом насос Я-1 и дозировочный насос Я-2 реагента ос­танавливаются, закрывается задвижка выхода нефти в товар­ный парк и открывается задвижка на линии соединения товар­ной нефти с сырьем.

Продолжается проверка герметичности системы холодной циркуляцией под рабочим давлением в аппаратах.

Затем переходят к горячей циркуляции, для этого: 1. Готовится печь к растопке. 2. Продувается газ и воздух с газовой линии через свечу в

атмосферу. 3. Пускается пар в камеру сгорания. Подачу пара в топку

прекращают после истечения 15 мин с момента появления пара из дымовых труб.

4. Зажигается по одному ряду горелок с обеих сторон печи Я-1 (типа ПБ).

. 5. Включаются в работу потенциометры, показывающие тем­пературу нагрева сырья по потокам и температуру дымовых га­зов на перевале.

6. Постепенно поднимается температура подогрева нефти в печи (на 25—30 °С в час) за счет включения других рядов горе­лок. При этом добиваются равномерного горения всех горелок в печи Я-1.

7. Пускается в работу насос, подающий пресную воду на первую и вторую ступени обессоливания. Количество пресной воды, подаваемой на каждую ступень обессоливания, должно со­ответствовать технологической карте.

8. Температура сырой нефти перед отстойниками повышает­ся до 60—80 °С. При этой температуре продолжается циркуля­

ция до достижения требуемой кондиции по содержанию воды и солей в обессоленной нефти.

При проведении горячей циркуляции необходимо строго сле­дить за давлением в аппаратах; при увеличении давления выше нормы следует открыть задвижку на линии выхода нефти в то­варный парк.

После получения обессоленной нефти требуемой кондиции установка постепенно выводится на нормальную работу: откры­вается задвижка выхода готовой обессоленной нефти в товар­ный парк, пускается насос Я-1 и закрывается задвижка на ли­нии, соединяющей сырую нефть с готовой; подается реагент на прием сырьевых насосов и перед ступенью обессоливания; пода­ется промывная вода перед первой и второй ступенями обессо­ливания в количествах, соответствующих требованиям техноло­гической карты. Схема движения нефти при этом следующая: НЛ—ТЛ (трубы)—0-1 и ДЛ—Д-2 — ЕЛ и Я-3 —Я-1 и Т-1 (затрубное пространство) — товарный парк.

Обслуживание блока обезвоживания и обессоливания при нормальной работе

В процессе работы оператор должен выполнять следующие операции.

1. Постоянно следить за исправностью всего технологическо­го оборудования, предохранительных клапанов, приборов КИП и А. Показания вторичных приборов автоматических регу­ляторов сравнивать с показаниями дублирующих приборов — манометров, термометров, указателей уровня.

2. Поддерживать технологический режим, указанный в тех­нологической карте. Отклонения нормального технологического режима влекут за собой ухудшение кондиции обессоленной нефти.

3. Следить за уровнем водяной подушки в горизонтальных и шаровых отстойниках. В случае отказа в работе автоматических регуляторов уровня немедленно переходить на ручное регули­рование.

4. Технологический режим работы установки через каждые два часа должен записываться в оперативный лист установки по показанию приборов и по лабораторным данным. Все откло­нения от технологического режима должны немедленно выяс­няться и устраняться. Эти отклонения нужно записывать в вах­товом журнале установки, чтобы последующие смены знали и обращали на это внимание.

5. Все проводимые на установке работы и неисправности в ее работе должны записываться в вахтовый журнал.

6. Постоянно следить за уровнем в аварийной емкости. При повышении уровня выше нормального, о чем свидетельствует за­горание сигнальной лампы на центральном щите, необходимо

откачать жидкость из аварийной емкости. Аварийная емкость постоянно должна быть пустой.

7. Следить и поддерживать заданную температуру подогре­ва сырья; при низкой температуре подогрева сырья в теплооб­менниках довести температуру подогрева до нужной увеличе­нием подачи топливного газа в печь.

Нормальная остановка блоков обезвоживания и обессоливания

Нормальная остановка проводится следующим образом. 1. Убавляется горение печи Я-1. Скорость понижения темпе­

ратуры нефти на выходе из печи не должна превышать 30— 40 °С в час.

2. Постепенно уменьшается подача насоса Я-1. 3. После того как температура в печи упадет до 80—90 °СГ

останавливаются насосы Я-1, прекращается подача реагента на прием сырьевых насосов. Происходит горячая циркуляция неф­ти, при этом задвижка на выходе нефти в товарный парк закры­вается, а задвижка на линии соединения готовой нефти с сырой открывается.

4. После доведения кондиции всей обессоленной нефти до норхмы по содержанию воды и солей прекращают подачу химреа­гента, промывочной воды, газов в печь, останавливаются насосы Я-3, открываются взрывные окна в печи Я-1.

БЛОК СТАБИЛИЗАЦИИ

Подготовка к пуску блока стабилизации

1. Перед пуском все трубопроводы с целью проверки пра­вильности их соединения по схеме, а также для того, чтобы убе­диться, что все заглушки сняты, должны быть прокачаны водой. После прокачки трубопроводов можно заполнить аппаратуру и провести гидравлическое испытание всей системы при помощи насосов.

2. Во время заполнения аппаратов водой воздушники их должны быть открытыми.

3. После опрессовки всю систему необходимо освободить от воды, при этом обратить особое внимание на отсутствие ее в аппаратах, так как наличие в них воды при выходе блока на режим может привести к нарушению технологического режима, выбросу нефти из колонны, повышению давления в системе.

4. Проверить исправность средств пожаротушения и пароту-шения, а также противопожарного инвентаря.

5. Подать на блок пар, воздух и электроэнергию. 6. Проверить и включить в работу основные КИП и А, осо­

бенно регуляторы уровня в колонне, бензосепараторах, регуля-142

торы расхода обессоленной нефти по потокам печи и регулято­ры температуры и давления.

7. Проверить исправность факельной линии, а также отсут­ствие жидкости в аварийной емкости печи.

8. Проверить уровень воды в камере охлажденной воды гра­дирни. '

9. Наружным осмотром проверить предохранительные клапа­ны и работу КИП и А.

1. В насосной стабильной нефти включить вентиляцию и сиг­нализаторы горючих газов.

Пуск блока стабилизации

Пуск блока стабилизации первоначально или после остановки начинается только после выхода на нормальный режим блока обезвоживания и обессоливания.

Для пуска необходимо следующее. 1. Пустить в работу насосы циркуляционного водоснабже­

ния и убедиться в нормальной циркуляции воды через конден­саторы-холодильники и в отсутствии утечек.

2. Открыть задвижку на вход нефти с выкида Я-3 на Т-2 (затрубное пространство) и открыть задвижки на гребенке. Нефть, пройдя Т-2, поступает на печь Я-2, а затем через гребен­ку на 74 (см. рис. 65).

3. Нужно следить за расходом нефти через потоки (правый и левый) в печи Я-2. При достижении минимального расхода по потокам печи 100—150 м3/ч приступить к розжигу печи Я-2.

В это время необходимо уменьшить подачу газа в печь Я-1, так как через нее циркулирует уже меньшее количество нефти. В противном случае может произойти резкое увеличение температуры и давления в трубах печи, а это приводит к обра­зованию кокса и отложению его на стенках труб, разрыву труб или пропуску газа через пробки ретурбендов с последующим его воспламенением.

4. При достижении температуры нефти на выходе из печи Я-2 140—150 °С открыть задвижку подачи горячей струи в ко­лонну, открыв первоначально задвижки выхода с К-\ на Т-2 до приема Я-4.

5. Набрать уровень в колонне до нормального и пустить в работу насосы Я-4.

6. Убедившись, что насосы Я-4 работают норхмально, за­крыть задвижку на перемычке выкида Я-3 на выкид Я-4, за­крыть задвижки на гребенке.

7. Поднять постепенно температуру на выходе печи Т-2 до 180—190 °С.

8. Вместе с повышением температуры горячей струи подни­мается и давление в системе.

9. Подготовить к пуску бензиновые насосы. Как только бу­дет достигнут уровень в бензосепараторе, нужно начинать по­дачу орошения.

10. Соблюдение технологического режима работы колонны достигается в результате того, что:

а) температура нагрева нефти, поступающей в колонну, ре­гулируется расходом газа в печь;

б) давление в системе регулируется регулятором давления на выходе несконденсировавшегося газа из С-1;

в) температура верхней части колонны регулируется подачей холодного орошения;

г) уровень нефти в колонне регулируется клапанами, уста­новленными на входе в правую и левую часть печи П-1.

11. При достижении заданных по технологической карте па­раметров нужно отобрать пробы для анализа бензина, вырабо­танного в колонне.

12. Если требуется защелачивание нестабильного бензина, то включить в работу систему защелачивания.

13. После получения нормального анализа бензина из С-1 направить бензин в заранее подготовленную емкость на бензо-склад.

Обслуживание блока стабилизации при нормальной работе

В процессе работы оператор должен выполнять следующие операции.

1. Постоянно следить за исправностью всего технологическо­го оборудования, предохранительной арматуры, приборов КИП и А. Показания вторичных приборов автоматических ре­гуляторов сравнивать с показаниями дублирующих приборов: манометров, термометров, указателей уровня.

2. Постоянно поддерживать технологический режим, указан­ный в технологической карте. Малейшие отклонения от нормаль­ного технологического режима снизят качество товарного бен­зина.

3. Постоянно следить за уровнем в колонне. Увеличение уровня приводит к повышению давления в системе, выбросу нефти через колонну. Низкий уровень в колонне может привес­ти к работе насосов Я-4 вхолостую, вследствие Чего прекратится поступление нефти в печь П-1, в результате чего может прои­зойти прогар труб.

4. Контролировать уровень воды и дренировать воду из се­параторов (автоматически или вручную).

П р и м е ч а н и е . Ни в коем случае нельзя дренировать воду при полностью открытой задвижке во избежание аварии, поэто­му нужно открывать задвижку лишь на 1—3 оборота. Если при этом вода не дренируется, тогда закрыть задвижку и отогреть замерзший участок паром или горячей водой, затем, открыв за­движку на 1—3 оборота, сдренировать воду. Запрещается отлу­чаться от бензосепаратора, не закончив дренаж воды.

5. Постоянно следить за уровнем жидкости в С-1. Повыше­ние уровня ведет к повышению давления в системе, пони­жение — к сбросу бензиновых насосов Н-5.

6. Технологический режим работы установки через каждые 2 ч должен записываться в оперативный лист по показанию при­боров и по лабораторным данным.- Все отклонения от техноло­гического режима должны немедленно выясняться и устра­няться.

7. Все отклонения от нормального технологического режима, неисправности в работе, блока и проведенные работы должны записываться в вахтовом журнале.

Нормальная остановка блока стабилизации

Нормальная остановка блока проводится следующим об­разом.

1. Постепенно снизить температуру подогрева нефти в печи П-2 (см. рис. 65), уменьшив подачу топливного газа к печам. Скорость снижения температуры нефти на выходе из печи не должна превышать 50 °С в час.

2. После понижения температуры нефти на выходе из пе­чи до 100—120 °С отключить блок стабилизации по сырью, для чего закрыть задвижку подачи обессоленной нефти в колонну, одновременно открыть задвижки с выкида насосов Я-4 на выкид насосов Н-3, но открыть задвижку на перемычке, соединяющей вход в /7-1 со входом в П-2 и задвижки на гребенке для пере­вода нефти с выхода из П-1 на выход П-2. В данный момент часть нефти, поступающей в П-1, поступает в П-2, где циркули­рует по ее змеевику, обеспечивая тем самым равномерное охлаж­дение стенок трубы.

3. При снижении температуры на выходе из печи П-2 до 80 °С полностью прекратить подачу топливного газа в печь.

4. Закрыть задвижки на входе в печь П-2 и на выходе из нее, а также задвижки на гребенке.

5. Откачать уровень нефти в колонне /С-1 до сброса насосов, после чего закрыть задвижку на входе стабильной нефти из колонны в Т-2.

6. Закрыть задвижку на перемычке, соединяющей вход в П-1 с входом в П-2.

7. При понижении температуры верхней части колонны до 55—60 °С прекратить подачу орошения. Если остановка блока стабилизации производится на короткое время, оставить уро­вень бензина в сепараторах, так как он будет нужен для подачи орошения.

8. Закрыть задвижку на выходе нестабильного бензина гюсле емкости защелачивания на бензосклад.

9. Закрыть задвижку на линии подачи несконденсировавше-гося газа из С-1 (см. рис. 65) на факел.

10. В зимнее время во избежание замораживания конденса­торов-холодильников продолжать циркуляцию воды через них.

Возможные аварийные случаи

Аварийные остановки могут быть вызваны авариями на са­мом блоке стабилизации или на блоках обезвоживания и обес-соливания.

Блок стабилизации аварийно останавливается, при: прекращении подачи электроэнегии; остановке насосов группы Я-3 (см. рис. 65); сильной загазованности территории установки, что может

привести к взрывам и пожарам; прогаре змеевиков печи; порывах трубопровода или запорной арматуры; прекращении подачи топливного газа, снижении или повыше­

нии давления газа сверх допустимого по режиму; прекращении подачи воздуха на приборы КИП и А; неисправности системы циркуляционного водоснабжения.

СООРУЖЕНИЯ ПО ОЧИСТКЕ И ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ПРОМЫСЛОВЫХ СТОЧНЫХ ВОД

Воды, поднимаемые на поверхность вместе с нефтью, называ­ются п л а с т о в ы м и . Добытая нефть на УПН обессоливается за счет введения в нее в основном пресных вод (до 10 % ) . Та­ким образом, к пластовым водам добавляются пресные. Смесь этих вод, используемых для закачки в продуктивные горизонты для поддержания пластового давления, называется п р о м ы с ­л о в ы м и с т о ч н ы м и в о д а м и .

При обезвоживании и обессоливании нефти на УПН, кроме пресной воды, добавляются еще и различные ПАВ для разру­шения эмульсий. Промысловые сточные воды, содержащие раз­личные ПАВ, при использовании их для заводнения имеют преи­мущества перед пресными водами. Они обладают лучшей вытес­няющей способностью нефти из продуктивных пород. Промыс­ловые сточные воды плотностью от 1,1 до 1,2 г/см3 создают на забое нагнетательных скважин более высокое гидростатическое давление, что обусловливает лучшую приемистость скважин. За­качка промысловых сточных вод в нагнетательные скважины предотвращает загрязнение водоемов. Температура пластовых сточных вод, как правило, значительно выше температуры вод поверхностных источников (озер, рек, морей), что повышает приемистость (поглощение) нагнетательных скважин и улучша­ет вытеснение нефти.

Однако использование промысловых сточных вод связано с большими затруднениями: необходимостью очистки этих вод от 1 ACt

капелек нефти и МРУЯВЫИ^,,,,

засорения п^забойнТх" о Т Г г н е Г т Т л Г н ! ^ ^ - р а щ е н и я жания высокой и постоянной ихппиыиг™ С К В а Ж И Н и п°ДДер-строительства очистных сооружений С™; необ*°Димостьк>

В последнее время очистка rnn„u ществляется в основное ^ p S e Z f n f Л°В Ы Х £Т0ЧНЫх вод осу-стях, работающих под давлениеГ У рГ Х ™Па Р В С и™ в емко-назначенные для очистки S i и м ^ 3 7 В у а р Ы И е м к о с т и > пред. устройство и работают в т ю к е ^ ^ * * ™ 0 * в н УЧ>е£4

Резервуары-отстойники предназначат ' дом динамического отстаивания о д н о т П д л я °Ч И С™ мето-ским свойствам нефтепромысловыеSE™ П° *»™«°-™мте-дых механических примесей на п*£? ?Д от н е Ф т и и твер-нефти, газа и воды. Эти резеовуапкЛТЗ Х С б о р а и подготовки суток непрерывно в Дина'ГическоГрежимГ™^101051 в т е ч е * и е менном непрерывном наливе воды l ^ Z ^ e " П р и о д а о в Р е -резервуара-отстойника. ' о т с т а и в а н и и и сливе ее из

Производительность пезептляп™ ™ ведена ниже. РезеРвУаров-отстоиников типа РВС при-

Резервуар-отстойник р в с 2 0 0 Q

Пропускная способность, мз/ с у т 3000-4000 sOMfiTn o ^ " ' 0 0 0

йиоО-6000 8000—10000

ОПИСАНИЕ КОНСТРУКЦИИ И ПРИНЦИПА ДЕЙСТВИЯ РЕЗЕРВУАРОВ-ОТСТОЙНИКОВ

Конструкция резервуара-отстойника с гидрофобным фильт­ром схематично представлена на рис. 66.

Сточная вода, подлежащая очистке, подается по трубопро­воду в распределитель с отверстиями для равномерного распре­деления воды в слое нефти. Прошедшая через слой нефти вода поступает в перфорированные -трубы, уложенные по периферии нижней части резервуара, и через гидрозатвор отводится в бу­ферную емкость, откуда очищенная вода перекачивается на кус­товую насосную станцию.

Гидрозатвор состоит из восходящей и нисходящей вертикаль­ных труб, сообщающихся между собой в верхней части, и слу­жит для автоматического поддержания заданного уровня раз­дела «нефть — вода». Отработанная нефть из нижней части кон­тактного слоя, где накапливаются взвешенные твердые частицы, поступает в устройство для отвода уловленной нефти и отводит­ся по трубе в резервуар.

Отстойник с гидрофобным фильтром оборудуется поплавко­выми устройствами для контроля за уровнем раздела «нефть— вода».

Ю*

Рис. 66. Принципиальная схема резервуара-отстойника с гидрофобным фильт­ром для очистки пластовых вод: / — трубопровод загрязненной воды; 2 — узел отбора уловленной нефти; 3, 4 — устрой­ство ввода воды; 5 — устройство для регулирования уровня жидкости в резервуаре; 6 — водоотводная труба; 7 — датчик межфазного уровня; 8 — слой эмульгированной неф­ти; ftc — высота сифона; йн — высота слоя нефти; h — высота слоя воды

. Схема очистки воды с применением резервуаров-отстойников показана на рис. 67.

Пластовая вода из резервуаров предварительного обезвожи­вания нефти 2 поступает в резервуар-отстойник 7, где очищает­ся от нефти и механических примесей, после чего насосом 5 от­качивается на кустовую насосную станцию. Уловленная в ре­зервуаре 7 нефть возвращается при помощи насоса обратно на подготовку.

Очистку газонасыщенных промысловых сточных вод, а также пластовых вод, содержащих сероводород, производят в гермети­зированных аппаратах-отстойниках.

Установка УБО-3000 предназначена для подготовки нефте­промысловых сточных вод при заводнении нефтяных месторож­дений. Она состоит из трех блоков: напорного полочного отстой­ника и двух жидкостных гидрофобных фильтров с коалесцирую-щей насадкой. Напорный полочный отстойник представляет со­бой горизонтальную емкость объемом 120 м3, разделенную на

Рис. 67. Технологическая схема очистки пластовых вод с применени­ем резервуаров-отстойников: ;_ обводненная нефть с промысла; 2 — резервуар для предварительного обез­воживания нефти; 3 — резервуар частич­но обезвоженной нефти; 4 — отстойник для обезвоживания нефти; 5 — насос для откачки воды на КНС; 6 — буферный ре­зервуар очищенной воды; 7 — резервуар-отстойник для очистки воды; 8 — ем­кость уловленной нефти; 9 — насос от­качки уловленной нефти

148

Рис. 68. Конструктивная схема мультигидроцик-лона НУР-350'0: / — задвижка; 2 — дренажная трубка; 3 — трубопровод дренажа крупных частиц; 4 — воздушник; 5 — распре­делительная камера; 6 — гйдроциклоны; 7— камера сли­ва очищенной воды; в —сливная камера; 9 — трубка отвода газоводяной смеси; 10 — камера сбора газоводя­ной смеси; // — штуцер отвода газоводяной смеси; 12 — штуцер отвода очищенной воды; 13 — штуцер вво­да загрязненной воды; 14 — шламосборник; 15 — смот­ровой люк; 16 — отвод шлама

четыре отсека: распределительное уст­ройство; первичный полочный отстойник, коалесцирующий фильтр и вторичный полочный отстойник. Емкость снабжена специальными устройствами для сбора нефти. Блок жидкостного гидрофобного фильтра представляет собой вертикальную конусообразную ем­кость объемом 30 м3, в которой встроены, коалесцирующая на­садка, система распределения, отвода воды и нефти.

Сточная вода поступает в напорный полочный отстойник, где происходит предварительная очистка воды от основной массы нефтепродуктов и твердых взвешенных частиц. Сточная вода из полочного отстойника подается для доочистки на гидрофобный фильтр, в котором глобулы эмульгированной нефти укрупняют­ся при прохождении через коалесцирующую насадку и задержи­ваются в слое нефти. Очищенная вода подается на кустовую на­сосную, станцию. Уловленная нефть и шлам периодически отво­дятся из блоков. Техническая характеристика УБО-3000 приведе­на ниже.

Пропускная способность, м3/сут , 3000 Содержание в воде, поступающей на очистку, мг/л:

нефтепродуктов До 10 000 механических примесей До 200

Содержание в очищенной воде, не более, мг/л: нефтепродуктов 30 механических примесей 20

Мультигидроциклон НУР-3500 предназначен для очистки нефтепромысловых сточных вод от нефти и твердых механиче­ских примесей. Аппарат (рис. 68) состоит из кольцевой распре­делительной камеры, 15 гидроциклонов, шламосборника, а так­же штуцеров ввода и вывода очищаемой воды, нефтегазоводя-ной смеси и шлама.

Вода поступает в распределительную камеру, где одновре­менно с распределением потока жидкости по 15 гидроциклонам происходит отделение крупных частиц механических примесей, которые периодически сбрасывают в шламосборник. Затем вода поступает в гидроциклоны. Механические примеси, отброшенные центробежной силой к периферии вращающегося потока, через

нижнее отверстие гидроциклона удаляются в шламосборник. Во­да, вращаясь, поступает в сливную камеру гидроциклона, где нефть и газ концентрируются у оси вращения воды и отводятся через сливные трубки в коллектор. Очищенная вода поступает в буферную емкость для откачки в систему заводнения нефтяных пластов. Водогазонефтяная смесь поступает в емкость приема и откачки уловленной нефти. Уловленную нефть по мере накоп­ления откачивают на установку подготовки нефти.

Механические примеси из шламосборника периодически сбра­сывают в илонакопитель. Техническая характеристика НУР-350О приведена ниже.

Температура поступающей на очистку воды, °С , . . . 10—70 Содержание нефтепродуктов в воде, мг/л:

поступающей на очистку До 3000 очищенной . . . До 100

Содержание механических примесей в воде, мг/л: поступающей на очистку , До! 150 очищенной \ До 15

Пропускная способность, м3/сут ', 2500—3500 Рабочее давление, МПа . . , . . , . , . , , Д о 6

БОРЬБА С ПОТЕРЯМИ НЕФТИ

Основные потери нефти и нефтепродуктов в нефтяной про­мышленности складываются из потерь от испарения в резервуа­рах, потерь от уноса газом капельной нефти из сепараторов, потери нефти при закачке сточных промысловых вод в пласты и потери от утечек.

Большинство нефтей, добываемых на промыслах СССР, от­носятся к легким, содержащим большие количества легких низ-кокипящих фракций и растворенного газа. При сборе, транспор­тировании и хранении этих нефтей в промысловых условиях растворенные в них газы часто полностью теряются; кроме того, значительны потери легких нефтяных фракций, так как при ис­парении таких компонентов, как метан, этан и частично пропан, из нефти улетучиваются и более тяжелые углеводороды (бута-ны, пентаны и высшие). Необходимо отметить, что чем продол­жительнее периоды транспортирования и хранения нефти и чем чаще она контактирует с атмосферой, тем больше потери угле­водородов.

Этих потерь можно избежать при полной герметизации пути движения нефти от скважин до нефтеперерабатывающих заво­дов. Как правило, легкие фракции нефти теряются в промысло­вых мерниках, резервуарах с неисправными крышами или от­крытыми люками. Существующие резервуары рассчитаны на пе­репад в 2000 Па и оборудуются дыхательными клапанами. При наличии дыхательных клапанов на резервуарах потери будут лишь при заполнении нефтью, которая вытеснит объем газовоз-

150

а душной смеси над ней, при так называемых больших дыханиях А резервуаров. I Потери нефти из резервуара прямо пропорциональны упруго­

сти паров нефти, находящейся в резервуаре, и обратно пропор­циональны техническому уровню герметизации самих резервуа­ров. Следовательно, чем больше число перевалок нефти по пути ее движения (чем больше операций по наливу), тем больше бу­дут потери от испарения. Поэтому для снижения потерь легких фракций необходимо так организовать движение нефти, чтобы число перевалок ее в «атмосферных» резервуарах было мини­мальным при максимальной их герметизации.

Данные исследований показывают, что более половины (по массе) теряемых углеводородов составляют этан и пропан-бута-новые фракции, являющиеся исходным сырьем для производст­ва синтетического каучука, спиртов, эфиров, уксусной кислоты, полипропилена, полиэтилена, синтетических волокон и множест­ва других продуктов.

Исследования состава потерь от испарения нефти показали, что эти потери на пути от промысла до нефтеперерабатывающе­го завода существенно уменьшают ресурсы нефтехимического сырья.

Ликвидация потерь нефти и газа в герметизированных одно­трубных системах сбора обеспечивается применением только герметичного оборудования по всей технологической цепочке этой системы и жесткой технологической связью системы сбора с установками по подготовке нефти и газа (подача продукции

'/ скважин непосредственно на установку подготовки нефти без использования сырьевых резервуаров).

В связи с внедрением герметизированных однотрубных си­стем сбора нефти и газа обычно общее давление в системе воз­растает и соответственно увеличивается и давление на устье нефтяных скважин. Поэтому особое внимание должно быть уде­лено герметичности сальников полированных штоков на сква­жинах, оборудованных штанговыми насосами. С целью сокра­щения потерь в сальниках в настоящее время разработаны раз­личные сальниковые уплотнения с применением новых материа­лов, которые надежно, без пропусков работают при давлениях до 4 МПа.

На фонтанных скважинах и скважинах, оборудованных по­гружными электроцентробежными насосами, широко использу­ются при добыче парафинистых нефтей футерованные насосно-компрессорные трубы, применение которых практически исклю­чает операции по спуску и подъему скребков и соответственно пропуски нефти и газа через сальники лубрикаторов.

1 Потери нефти из-за несовершенства сепарационного оборудо-I вания в основном связаны с тем, что в сепараторах не всегда 1 удается снизить унос газа вместе с нефтью до минимума, в pe­ll зультате чего часть газа вместе с нефтью может поступать в 1 резервуары. При выделении газа из нефти в резервуарах обычно

вместе с газом уносятся и более тяжелые углеводороды, что увеличивает потери нефти. Усовершенствование сепараторов с целью сведения к минимуму уноса газа вместе с нефтью обычно проводится путем улучшения внутренних устройств, способст­вующих наиболее полному выделению газа из нефти, а также за счет выбора соответствующего объема сепаратора, чтобы вре­мя пребывания нефти в нем было достаточным для отделения максимального количества газа.

Наиболее серьезный источник потерь нефти — использование резервуаров в качестве отстойников для отделения воды и хра­нения нефти. Потери нефти при этом возрастают прямо пропор­ционально температуре подогреваемой нефтяной эмульсии.

С целью ликвидации потерь нефти при ее подготовке во всех современных установках применяется герметичное оборудование с отбором газа после нагрева нефти в печах или подогревате­лях-деэмульсаторах и горячей сепарацией под вакуумом с пос­ледующим охлаждением нефти перед поступлением в товарные резервуары. >

При сепарации под вакуумом давление паров нефти стано­вится ниже атмосферного и потери нефти в резервуаре, рабо­тающем под атмосферным давлением, будут сведены к миниму­му. Поэтому внедрение горячей сепарации нефти под вакуумом перед ее поступлением в товарные резервуары — одно из дейст­венных мероприятий по сокращению потерь на нефтяных место­рождениях.

При хранении нефти в резервуарах товарных парков возмож­ны потери наиболее ценных фракций нефти от больших и малых дыханий резервуаров.

Б о л ь ш и м и д ы х а н и я м и резервуаров называют процес­сы вытеснения паров нефти при заполнении резервуара и впуска воздуха при его опорожнении.

М а л ы е д ы х а н и я в резервуарах возникают в результате изменения суточной температуры и барометрического давления наружного воздуха. Днем при нагревании резервуара давление паров нефти в нем может превысить расчетное давление дыха­тельных клапанов и часть паров нефти через дыхательный кла­пан выйдет в атмосферу. В ночное же время, когда температура окружающего воздуха понизится, часть паров нефти в газовом пространстве резервуара сконденсируется, давление упадет и при достижении расчетного вакуума наружный воздух начнет поступать в газовое пространство резервуара.

Уменьшение потерь от малых дыханий может быть достигну­то сокращением суточных колебаний температуры в газовом пространстве резервуара в результате применения предохрани­тельной окраски резервуаров в светлые тона и использованием железобетонных резервуаров.

Наиболее экономичной считается окраска резервуара в бе­лый цвет. Белизна краски зависит от вида красителя. Наилуч­шим красителем считается двуокись титана.

1 С П

В процессе больших дыханий объем, дыхания приблизительно равен объему закачанной в резервуар нефти. Такой же объем га­за и паров через дыхательный клапан вытесняется в атмосферу, в результате чего происходят потери нефти. К средствам сниже­ния потерь нефти в резервуарах от больших дыханий относится применение газоуравнительной обвязки: газовые пространства резервуаров соединяют между собой системой трубопроводов. Работа резервуаров с такой обвязкой весьма эффективна, когда заполнение одних и откачка из других резервуаров проводятся одновременно. Однако в работе резе'рвуарных парков трудно добиться одновременного заполнения одних резервуаров и опо­рожнения других. В этих случаях в газоуравнительную систе­му подключают резервуары-компенсаторы или резервуары с подъемными (плавающими) крышами.

Для уменьшения испарения нефти в резервуарах за рубежом особенно широкое распространение получили экраны из пласт­массовых полых шариков и пластмассовых пленок. Применение экрана из пластмассовых шариков позволяет уменьшить испаре­ние нефти в 5—6 раз.

Наиболее эффективным методом борьбы с потерями нефти от больших дыханий является отказ от использования резервуа­ров для приемо-сдаточных операций и переход к системам без-резервуарной откачки нефти в нефтепровод. При этом резер­вуары могут лишь подключаться к насосу в качестве буферных емкостей, в которых уровень нефти колеблется в незначительных пределах. Таким образом большие дыхания резервуара сводят­ся к минимуму и соответственно снижаются потери нефти.

Большое значение в сокращении потерь нефти в резервуарах имеет поддержание в исправном состоянии резервуарного обо­рудования, внедрение непримерзающих дыхательных клапанов, дисков-отражателей. В настоящее время ведутся работы по ис­пытанию понтонов из синтетических материалов, которые дают возможность резко сократить потери нефти при больших дыха­ниях резервуаров.

Таким образом, на потери влияют следующие факторы. 1. Упругость паров нефти, зависящая в основном от содер­

жания в ней наиболее летучих компонентов (метан, этан, про­пан, углекислый газ, сероводород) и тем самым определяющая степень ее летучести.

2. Степень герметизации резервуарных парков (наличие пла­вающих крыш, защитные покрытия на зеркале испарения, ды­хательные клапаны и т. д.).

Необходимо постоянно наблюдать за техническим состояни­ем и проводить своевременные ремонты резервуаров, особенно при работе на нефтях с сероводородом, сильно корродирующим стальные резервуары в газовой зоне. Совершенно недопустима вентиляция резервуаров через открытые люки и другие отвер­стия, необходима установка дыхательных клапанов, которые, ис­ключая постоянное сообщение газового пространства резервуа-

1СО

pa с атмосферой, резко сокращают общие потери легких фрак­ций при длительном хранении нефтей.

3. Емкость применяемых резервуаров, определяющая по­верхность испарения нефтей в них и объемы газового простран­ства. Установлено, что потери продуктов прямо пропорциональ­ны свободному газовому пространству над поверхностью нефти.

4. Время, в течение которого нефти доставляются на пункты их переработки (период хранения, число перевалок и т. д ) .

5. Схемы сбора нефти на промыслах и технический уровень применяемого оборудования.

6. Температурные режимы по пути следования нефти до НПЗ. Изменение температуры нефти в пунктах обезвоживания и обессоливания непосредственно сказывается на потерях за счет изменения упругости паров нефти в резервуарах при малых и больших дыханиях.

7. Климатические условия районов на пути движения нефти. Кроме того, на потери нефти от испарения существенно влия­

ет состояние жидкости в момент испарения. В практике разли­чают испарения: а) статическое — потери легких углеводородов под воздействием указанных факторов из неподвижной жидко­сти; б) динамическое — потери легких углеводородов при дви­жущемся зеркале газонефтяного контакта.

Наиболее эффективным мероприятием по ликвидации потерь легких фракций нефти от испарения является абсолютная гер­метизация пути движения нефти по трубопроводу, минуя трап­ные установки, сборные пункты и товарные парки.

Если известны основные источники потерь в промысловом хозяйстве (негерметизированные мерники, технически неисправ­ные атмосферные резервуары), борьба с ними сводится к умень­шению мест, в которых происходят эти потери (сокращение чис­ла резервуарных парков, ликвидация мерников), а также к технической'реконструкции промысловых сооружений, т. е. герметизации, заключающейся: а) в применении резервуаров повышенного давления с плавающими крышами, устраняющи­ми воздух из газового пространства резервуара; б) в оснаще­нии резервуаров герметизированными крышами с дыхательны­ми клапанами; в) в применении специального оборудования для улавливания продуктов испарения с извлечением тяжелых фракций из них; г) в покрытии поверхности нефти в резервуа­рах изолирующими от атмосферы слоями жидкости, пены, пла­вающих шариков.

За последние годы в нефтяной промышленности выполнены крупномасштабные работы, направленные на снижение потерь нефти. Это позволило практически исключить источники потерь на участке скважина — промысловый резервуарный парк. Наи­более сложно ликвидировать основной источник потерь неф­т и — испарение из резервуаров.

Для решения данной проблемы разработана и в промышлен­ных условиях апробирована технология улавливания легких

154

Газ

Рис. 69. Технологическая схема процесса улавливания легких фракций неф­ти из резервуаров: /—сепаратор I ступени; 2 — концевая ступень сепарации; 3 — газоотделитель' 4 — резервуар; 5 — газоуравнительная линия; 6 — конденсатосборник; 7 — газодувка (ком­прессор); 8 — холодильник; 9 — сепаратор; 10 — насос откачки ШФЛУ (широкий фрак­ции легких углеводородов); // —насосы откачки нефти

фракций из резервуаров, предусматривающая отбор избыточно­го количества легких фракций из газового пространства ре­зервуаров газодувками (компрессорами), отделение конденсата, подачу газа в напорный газопровод.

Нефть после концевой ступени сепарации 2 (рис. 69) посту­пает в резервуары 4. Для обеспечения отбора свободного газа, выделяющегося в приемных нефтепроводах, перед резервуарами устанавливаются газоотделители 3. Резервуары оборудуются газоуравнительной обвязкой, при помощи которой легкие фрак­ции перераспределяются между ними, а излишек поступает на прием газодувки (компрессора) и далее в напорный газопро­вод. Подготовка газа к транспортированию осуществляется применительно к конкретным условиям объекта (сепарация, смещение с газом, имеющим в своем составе меньшее количе­ство тяжелых углеводородов, охлаждение, осушка, подача в нефтяную зону газонефтяных сепараторов и т. д.) .

Для предотвращения образования вакуума и исключения по­падания воздуха на резервуарах установлены сигнализаторы давления, подающие электрический сигнал на отключение комп­рессора при достижении минимально допустимого давления. Дублирующий сигнал на отключение компрессора поступает от сигнализатора давления, установленного на конденсатосбор-нике. Для этой же цели устанавливаются сигнализаторы давле­ния, подающие сигналы на открытие клапанов подпитки и ре­циркуляции газа.

Согласование подачи компрессоров с расходом газа из ре­зервуаров осуществляется при помощи системы регулирования давления в конденсатосборнике, газопроводах и резервуарах, включающей сигнализаторы давления, регулирующие клапаны, газопроводы и запорную арматуру.

Потери от утечек относятся к категории чисто количествен­ных потерь. Утечки происходят через неплотности соединений трубопроводов, резервуаров, задвижек, сальников насосов и т. д., при коррозионных разрушениях трубопроводов и резервуа­ров, при переливах резервуаров и других емкостей.

Предотвращение потерь от утечек зависит от своевременного проведения профилактических ремонтов и специальных органи­зационно-технических мероприятий, разрабатываемых в каждом отдельном случае.

ПОТЕРИ ПРИ ЗАКАЧКЕ ПРОМЫСЛОВЫХ СТОЧНЫХ ВОД

Борьбу с потерями нефти необходимо вести на уста­новках подготовки сточных вод. В открытых схемах подготовки сточных вод часть нефти вместе с водой сбрасывают из емко­стей предварительного сброса воды и отстойников в открытые ловушки нефти, пруды-отстойники и пруды-испарители, которые имеют большие поверхности, поэтому часть нефти теряется в результате испарения и окисления.

Применение закрытых схем очистки сточных вод позволяет решить вопросы сбора и возврата ловушечной нефти для повтор­ной подготовки.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. Расскажите об устройстве УДО-3, правилах пуска, обслу­живания и остановки.

2. Расскажите об аппарате подготовки нефти и воды АСП-6300.

3. Из чего комплектуется блочный комплекс по обезвожива­нию и обессоливанию нефти? Состав комплекса. Его технологи­ческая схема.

4. Расскажите о правилах пуска, обслуживания и остановки блоков обезвоживания и обессоливания нефти УКПН.

5. Перечислите правила пуска, обслуживания' и остановки блока стабилизации УКПН.

6. Какие сооружения по очистке пластовых вод вы знаете? Расскажите о конструкции и принципе действия резервуаров-от­стойников, блочных аппаратов типа УБО и мультигидроцикло-нов.

7. В чем заключаются причины и основные источники по­терь нефти при ее сборе, подготовке, хранении и транспортиро­вании по трубопроводам?

8. Какие бывают устройства для сокращения потерь нефти из резервуаров?

Г л а в а 6. КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ И АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ

Технические средства, предназначенные для измерения тех или иных величин, называются приборами автоматического контроля или контрольно-измерительными приборами.

Их можно классифицировать, в зависимости от измеряемого технологического параметра, на приборы для измерения давле­ния, количества или расхода, температуры, уровня жидкости, состава газов, концентрации, плотности, вязкости т. д.

Контрольно-измерительные приборы подразделяются на об­разцовые и рабочие.

О б р а з ц о в ы м и называются измерительные приборы, предназначенные для воспроизведения и хранения единиц из­мерения, а также для проверки и градуировки рабочих прибо­ров. Образцовые приборы имеют высокий класс точности, на­пример 0,005; 0,02; 0,05; 0,1. Образцовые приборы не исполь­зуются для непрерывного контроля за технологическими вели­чинами.

Р а б о ч и м и называются приборы, предназначенные для практических измерений в лабораторных или производственных условиях. Они делятся на лабораторные и технические.

Л а б о р а т о р н ы м и называются приборы, используемые для измерения различных величин в лабораторных условиях с вы­сокой точностью. Класс точности лабораторных приборов 0,05, 0,1,0,2.

Т е х н и ч е с к и м и называются приборы, предназначенные для практических измерений технологических величин в произ­водственных условиях. Результат измерения, полученный техни­ческими контрольно-измерительными приборами, принимается как достоверный без внесения каких-либо поправок на погреш­ность измерения. Точность измерения техническими приборами обычно ниже, чем лабораторными. Класс точности большинст­ва технических приборов 0,2, 0,5, 1, 1,5.

По характеру индикации результатов измерения технические контрольно-измерительные приборы подразделяются на пока­зывающие и самопишущие, а приборы расхода и количества еще и на интегрирующие.

П о к а з ы в а ю щ и м и называются такие приборы, в которых результат измерения оценивается по положению указателя (стрелки) на шкале. Это наиболее многочисленная группа конт­рольно-измерительных приборов. Достоинством показывающих приборов является их относительно простая конструкция и от­носительно высокая точность измерения. Вместе с тем недоста­ток этих приборов заключается в том, что они указывают значе­ние измеряемого параметра (в соответствии с классом точно-.

сти) только в момент измерения, но не дают возможности су­дить о его изменении во времени.

С а м о п и ш у щ и м и , или регистрирующими называются та­кие приборы, которые снабжаются устройством для автомати­ческой записи значений измеряемой величины. Результат изме­рения обычно фиксируется в виде непрерывной линии на карто­грамме прибора. При помощи самопишущих приборов можно анализировать работу контролируемого объекта по записи на картограмме за большие промежутки времени. Такие приборы обычно имеют и показывающее устройство.

По конструкции самопишущие приборы сложнее, чем пока­зывающие, зато они позволяют хранить информацию о резуль­тате измерения в виде записей на картограммах.

И н т е г р и р у ю щ и м и называются приборы, которые не только измеряют, но и суммируют величину измеряемого пара­метра во времени. Они снабжены суммирующими устройствами (счетчиками). К интегрирующим приборам относятся счетчики жидкостей, газов, электроэнергии и т. д.

Конструкции показывающих приборов, регистрирующих и ин­тегрирующих устройств могут быть самыми различными. В большинстве приборов показывающее устройство выполняется в виде неподвижной шкалы и подвижной указательной стрелки.

Форма шкалы прибора (рис. 70) зависит от формы кривой, описываемой концом стрелки при ее перемещении. В приборах, в которых стрелка имеет угловое перемещение, шкала выполня­ется часто в виде дуги (рис. 70, б). При центральном располо­жении оси стрелки шкала имеет кольцевую форму (рис. 70, в).

При линейном перемещении указательной стрелки шкала вы­полняется прямолинейной (рис. 70, а) и может быть располо­жена как горизонтально, так и вертикально. Кроме того, шка­ла может выполняться плоской и профильной (рис. 70, д е). В некоторых приборах показывающее устройство выполняется в виде подвижной шкалы и неподвижного указателя. В таких приборах измерительное устройство поворачивает легкий диск или барабан (рис. 70, г), установленный горизонтально либо вертикально. На наружной поверхности диска или барабана на­несены деления шкалы. Отсчет показания (результат измерения) производится по делению шкалы, совпавшему после остановки диска или барабана с неподвижным указателем (визиром).

Регистрирующие устройства самопишущих приборов также отличаются своим конструктивным исполнением. Результат из­мерения в большинстве случаев наносится чернилами на диа­граммную бумагу при помощи пера той или иной конструкции, а также печатанием и копированием.

Наиболее распространена запись измеряемой величины чер­нилами на дисковых диаграммах — картограммах (рис. 71, а) в полярных координатах и на ленточных картограммах в пря­моугольных координатах (рис. 71, б). Картограммы приборов для измерения давления, расхода и уровня размечаются обыч-

158

Рис. 70. Шкалы измерительных при­боров: а — прямолинейная; б — дуговая; в — кру­говая равномерная; г — профильная; д — барабанная; е — круговая неравномерная

Рис. 71. Регистрирующие устройства измерительных приборов: а — с записью в полярных координатах на дисковой диаграмме; б —с записью в прямоугольных координатах на ленточ­ной диаграмме

.,!,..:, о го

6

l i ' l

W ,,|,.,| 60 80

1 w /У

< ~

_|—1—г" о о о о о

о

о

£ о

•̂

Л

: ±

т ~\_

\ ± - Т J — 1 1 1 1 1

1=3

с-Э-

о о о о

о о "

о

° о=|-_|

но в процентах (от 0 до 100 % ) . Такая разметка позволяет при­менять одни и те же картограммы для различных пределов из­мерения. Картограммы приборов для измерения температуры градуируются в градусах.

ПРИБОРЫ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ, ТЕМПЕРАТУ­РЫ, РАСХОДА, УРОВНЯ

В большинстве случаев давление является одним из основных параметров. Давлением определяется состояние многих ве­ществ, например газов и паров. Технологическая аппаратура проектируется, исходя из допустимого максимального давле­ния. Поэтому в ходе управления производственными процесса-

159

ми необходим непрерывный контроль за давлением в техно­логических аппаратах.

Д а в л е н и е м называется величина, измеряемая отношени­ем силы, действующей на поверхность, к площади этой поверх­ности. Сила давления, как и всякая другая сила, есть резуль­тат взаимодействия тел. Силы давления могут быть распре­делены по площади как равномерно, так и неравномерно. При их равномерном распределении давление на всех участках по­верхности одинаково. В этом случае давление определяется по формуле

P = F1S,

где р — давление; F — сила; S — площадь. Размерность единицы давления зависит от выбранной систе­

мы. В СИ за единицу давления принят паскаль (Па) —давле­ние, вызываемое силой один ньютон (1 Н), равномерно распре­деленной по поверхности площадью 1 м2 ( 1 Па = 1 Н/м2). Эта единица очень мала, поэтому в технологических измерениях для выражения больших значений давления применяют килопаскали (кПа) или мегапаскали (МПа).

При измерении давления различают абсолютное, избыточ­ное и атмосферное (барометрическое) давление, а также ва­куум.

А б с о л ю т н ы м (полным) называется давление, отсчитывае­мое от абсолютного нуля, т. е. истинное давление. Оно может быть как выше, так и ниже атмосферного. Если абсолютное давление ниже атмосферного, его называют о с т а т о ч н ы м .

И з б ы т о ч н ы м (манометрическим) называют давление, от­считываемое от условного нуля, за который принимают атмо­сферное давление. Разность между атмосферным и остаточным давлением называют в а к у у м ом (разрежением).

В технике в основном измеряют избыточное давление, так как большинство приборов по своей конструкции может пока­зывать (или записывать) только избыточное давление ( если они не-изолированы от атмосферы). Абсолютным давлением поль­зуются главным образом в физике при изучении термодинами­ческого состояния различных веществ (температуры кипения, давления паров и других параметров).

Приборы для измерения давления называются м а н о м е т ­р а м и .

Большой диапазон измеряемых давлений, а также специфи­ческие условия измерения их в различных технологических про­цессах определяют разнообразие систем манометров, отличаю­щихся как ло принципу действия, так и по устройству. В зави­симости от вида и величины измеряемого давления маномет­ры условно подразделяют на:

б а р о м е т р ы — приборы для измерения барометрического давления атмосферного воздуха;

160

м а н о м е т р ы избыточного давления — приборы для изме­рения избыточного давления (выше барометрического), равно­го разности между абсолютным и барометрическим (атмосфер­ным) ;

в а к у у м м е т р ы — приборы для измерения давления раз­режения (ниже атмосферного), равного разности между баро­метрическим и абсолютным давлением, или для измерения аб­солютного давления ниже 10 МПа;

м а н о в а к у у м м е т р ы — приборы для измерения избыточно­го и вакуумметрического давлений;

д и ф ф е р е н ц и а л ь н ы е м а н о м е т р ы — приборы для измерения разности двух давлений (до 0,63 МПа), ни одно из которых не является давлением окружающей среды.

По принципу действия приборы для измерения давления под­разделяются на:

ж и д к о с т н ы е м а н о м е т р ы — приборы, в которых из­меряемое давление уравновешивается давлением столба жидко­сти соответствующей высоты; значение измеряемого давления в таких приборах определяется по высоте столба уравновеши­вающей жидкости;

д е ф о р м а ц и о н н ы е м а н о м е т р ы — приборы, в кото­рых измеряемое давление определяется по деформации раз­личных упругих чувствительных элементов или по развиваемой ими силе;

г р у з о п о р ш н е в ы ё м а н о м е т р ы — приборы, в кото­рых измеряемое или воспроизводимое давление уравновешива­ется давлением, создаваемым массой поршня и грузов;

э л е к т р и ч е с к и е м а н о м е т р ы — приборы, действие которых основано на зависимости электрических параметров (сопротивление, емкость и т. д.) манометрического преобразо­вателя от измеряемого давления.

ЖИДКОСТНЫЕ МАНОМЕТРЫ

Жидкостные манометры являются самыми простыми и точ­ными приборами для измерения давления. Они выполняются из стекла. Верхний предел измеряемого давления составляет около 200 кПа. Эта величина определяется прочностью стеклян­ных трубок, герметичностью соединений стекла с металлом илш резиной (соединительными трубками), а также удобством ви­зуального отсчета показаний.

На рис. 72 показаны разновидности жидкостных маномет­ров. Один конец трубки соединен с аппаратом, в котором из­меряется давление (р в). Второй конец трубки сообщается с ат­мосферой. Под действием измеряемого давления жидкость • трубке перемещается из одного колена в другое. Когда измеря­емое давление уравновесится гидростатическим давлением стол­ба жидкости, переток жидкости прекратится. Диаметр трубки на результат измерения не влияет.

11—1113 161

ДЕФОРМАЦИОННЫЕ МАНОМЕТРЫ

Наибольшее распространение в нефтяной промышленности из манометров этого вида получили сильфонные манометры и ма­нометры с трубчатыми пружинами.

С и л ь ф о н н ы е манометры (сильфоны) представляют собой упругие гофрированные трубки из стали, латуни или фосфори­стой и бериллиевой бронзы, закрытые с одной стороны.

Среда, давление которой измеряется, обычно подводится к коробке с сильфоном и воздействует на его наружную поверх­ность. Последний, сжимаясь при увеличении давления, пере­мещает шток, а следовательно, и стрелку прибора или перо, если прибор регистрирующий.

Сильфонные манометры выпускаются как показывающими, так и самопишущими. На рис. 73 приведена схема самопишу­щего сильфонного манометра. Под действием измеряемого дав­ления р сильфон 4 с пружиной 3 сжимается, перемещая вверх шток 2. Верхний конец штока связан передаточным механиз­мом с держателем 1 пера, которым давление записывается на бумажной диаграмме (картограмме) специальными чернилами. Картограмма приводится во вращение часовым механизмом или синхронным двигателем.

Для измерения больших давлений применяются м а н о м е т ­ры с од н о в и т к о в о й и м н о г о в и т к о в о й т р у б ч а т ы ­м и п р у ж и н а м и .

Одновитковая трубчатая пружина представляет собой полую металлическую трубку овального сечения, изогнутую по дуге и закрытую с одного конца. Второй конец трубчатой (маномет­рической) пружины впаян в штуцер, соединяющий трубку со средой, давление которой измеряется. Под действием давления трубчатая пружина меняет форму своего сечения, в результате чего ее свободный конец перемещается пропорционально изме­ряемому давлению. При увеличении давления трубка разгиба-

' ) ' • \Pi

r's.

-j

„1.

"• I

*

0

\ « 7 ?

Рис. 72. Жидкостные манометры: а — U-образного; б — чашечного; в — чашечного с наклонной трубкой; Ра — измеряе­мое давление; Р6 -» барометрическое давление

Рис. 73. Самопишущий сильфон-ный манометр: /_ держатель пера; 2—шток; 3 — пружина; 4 — сильфон

ется. Таким образом, вход­ной величиной трубчатой пружины является измеряе­мое давление р, выходной величиной — угол переме­щения свободного конца.

Увеличение угла поворо­та стрелки достигается с по­мощью передаточного меха­низма.

Для измерения давления до 5 МПа трубки изготавливают из латуни или бронзы, а для более высоких давлений — из стали.

На рис. 74 показана схема манометра с одновитковой труб­чатой пружиной. К штуцеру 9 припаян конец манометрической пружины 5. Второй конец шарнирно связан тягой 7 с рычагом зубчатого сектора 6. Зубья сектора входят в зацепление с зуб­чатой шестеренкой 4, насаженной на ось 3 стрелки /. Для уст­ранения зазоров между зубьями зубчатой передачи имеется спи­ральная пружина 8, концы которой соединены с корпусом и

Рис. 74. Манометр с одновитковой Рис. 75. Манометр с одновитковой трубчатвй пружиной трубчатой пружиной

,Z 3 f

«No—1=1-

Рис. 76. Принципиальная схема электроконтактного манометра: /, 3 — передвижные контакты; 2 — стрелка; 4 — клеммная коробка; 5 — заземление

осью 3. Под стрелкой находится неподвижная шкала 2. Угол поворота стрелки составляет 270—300°.

Показывающие манометры с одновитковой трубчатой пру­жиной служат обычно для местного контроля и изготавлива­ются в круглом корпусе диаметром от 40 до 250 мм (рис. 75).

Показывающие манометры выпускаются на верхний предел 0,06; 0,1; 0,16; 0,25; 0,4; 0,6; 1; 1,6; 2,5; 4; 6 и т. д. до 160 МПа. Нижний предел у всех приборов равен нулю. Вакуумметры вы­пускают со шкалами 0—0,1 и 0—0,06 МПа. Мановакуумметры имеют предел давления разрежения 0,1 МПа и предел избы­точного давления от 0,06 до 2,4 МПа.

Для приведения в действие сигнальных устройств (ламп, звонков) применяются э л е к т р о к о н т а к т н ы е м а н о м е т ­ры (ЭКМ), состоящие из двух передвижных контактов (мини­мального и максимального), устанавливаемых на требуемые значения давления и замыкаемых стрелкой при достижении со­ответствующих давлений (рис. 76).

В некоторых случаях для измерения высоких давлений при­меняют э л е к т р и ч е с к и е м а н о м е т р ы . К ним относятся манометры сопротивления, емкостные, пьезоэлектрические и т.д.

В электрических манометрах сопротивления используется свойство проводников изменять сопротивление под действием давления.

Сопротивление проводника и его изменение при изменении подводимого давления измеряются соответствующим прибором.

В емкостных манометрах используется уменьшение или уве­личение емкости плоского конденсатора при изменении давле­ния, которое увеличивает или уменьшает расстояние между обкладками.

В пьезоэлектрических манометрах используется ньезоэффект, т. е. возникновение и изменение электрического тока на поверх­ности некоторых материалов под действием давления в опре­деленном направлении. Пьезоэффект наблюдается у кристал­лов кварца, турмалина, сегнетовой соли, титана, бария и др.

ИЗМЕРЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ

Температура является одним из важнейших параметров, определяющих протекание многих технологических процессов. Температурными пределами процесса определяется качество получаемых продуктов, давление их паров, плотность и вяз­кость жидкостей и паров и т. д. От температуры зависят так­же химическая активность веществ, их испаряемость, раствори­мость и пр.

Установление единицы измерения температуры связано с ус­тановлением температурной шкалы. В настоящее время допу­скается применение двух температурных шкал: абсолютной термодинамической и международной практической. Температу­ра по обеим шкалам может быть выражена соответственно в кельвинах (К) и в градусах Цельсия (°С) в зависимости от на­чала отсчета (положения нуля) по шкале.

Абсолютная температура обозначается буквой Т, а темпера­тура по стоградусной шкале — t.

T = ^-f-T0, t = T-TQ,

где Т0—273,15 К. Например, если температура, измеряемая в градусах Цельсия, равна 50 °С, то по абсолютной термодинами­ческой шкале она равна 7=504-273,15 = 323,15 К.

В настоящее время для нахождения температуры используют­ся следующие основные физические явления, происходящие в веществах при изменении температуры:

1) изменение линейных размеров и объема жидких и твер­дых тел;

2) изменение давления жидкостей и газоз, заключенных в постоянный объем;

3) возникновение и изменение термоэлектродвижущей силы в термоэлементах;

4) изменение активного электрического сопротивления про­водников или полупроводников;

5) изменение лучеиспускательной способности нагретых тел. В зависимбсти от названных явлений классифицируются при­

боры для измерения температуры, называемые т е р м о м е т ­р а м и .

Т е р м о м е т р а м и р а с ш и р е н и я называются такие при­боры, в которых используется наблюдаемое при изменении температуры изменение объема или линейных размеров тел. В зависимости от веществ, используемых в приборах, термомет­ры расширения подразделяются на жидкостные и ПРЛППМЯИИ.

Рис. 77. Ртутные технические термометры: а —с прямой нижней частью; б —с нижней частью, изогнутой под углом 90*; в — с нижней частью, изогнутой под углом 135°; г — защитная трубка; Я, — длина шка­лы; Я — нижняя часть термометра

онные. Действие жидкостных термометров расширения основа­но на принципе теплового расширения жидкости, заключенной в стеклянный резервуар малого объема. Действие же механи­ческих термометров основано на изменении линейных разме­ров твердых материалов (металлов и сплавов) при изменении их температуры.

В качестве рабочей жидкости для жидкостных термометров применяют-ртуть и органические жидкости. Ртутные жидкост­ные термометры обычно используют для измерения высоких температур (до 750 °С), а термометры с органическими жидко­стями—для измерения низких температур (спирты до —100 °С, толуол до —90 °С).

Жидкостные стеклянные термометры относятся к местным приборам контроля за температурой. Они изготавливаются прямыми (рис. 77, а) и угловыми (рис. 77, б, в) под углами 90 и 135°. В производственных условиях ртутные термометры

Рис. 78. Термопара: д и В — проводники: / — спай проводников; 2 — свободные концы проводников; ti — и-меряемая температура; h — температура сво­бодных концов проводников

Рис. 79. Схемы подключения нескольких термопар к одно­му прибору: tt—13 — измеряемые температуры в различных точках; tai—ta — тем­пературы свободных концов термопар; mV — потенциометр

и01

h

03

r-

I

/ 7 7 ^

обычно устанавливают в металлической защитной арматуре (стальной трубке с окном для наблюдения за показаниями), что предохраняет термометры от механических повреждений (рис. 77, г).

В технологических процессах с повышенными температурами широко применяются т е р м о э л е к т р и ч е с к и е т е р м о м е т -р ы, принцип действия которых основан на термоэлектрическом эффекте. Если взять два проводника с разной проводимостью А и В и одни концы их спаять или сварить, а вторые оставить свободными (рис. 78), то при нагревании спая / на свободных концах 2 возникнет разность потенциалов Едв или термоэлект­родвижущая сила (т.э.д.с). Эта разность потенциалов (т.э.д.с.) будет тем выше, чем больше разность температур спая и сво­бодных концов. Образованный таким образом термоэлемент на­зывается т е р м о п а р о й .

Чтобы измерить т.э.д.с. в цепи термопары, необходим изме­рительный прибор, подсоединенный к ее свободным концам (свободным концам термоэлектродов).

При измерении температуры термопара как чувствительный элемент помещается в измеряемую среду, причем каждому зна­чению температуры среды будет соответствовать определенная т.э.д.с. термопары.

Т.э.д.с. термопары зависит от материала термоэлектродов, из которых изготавливаются термопары. Это, главным обра­зом, металлические сплавы с малым коэффициентом темпера­турного сопротивления. В промышленности широко применяют­ся термопары из благородных и неблагородных металлов.

Один термоэлектрод термопары ТПП (платинородий — пла­тина) выполнен из сплава (10% Rh и 9 0 % Rt), второй элект­р о д — из чистой платины. Такая термопара обладает повышен­ной жаростойкостью и стабильной характеристикой. Она приме­няется для измерения температур от 200 до 1300 °С при длитель­ном использовании в промышленных условиях и до 1600°С при кратковременных измерениях. Диаметр термоэлектродов 0,5 мм.

Термопара ТХА (хромель-алюмель) имеет один термоэлект­род из хромеля (89 % Ni, 9,8 % Сг, 1 % Fe, 0,2 % Мп), а второй из алюмеля (94 % Ni, 2 %А1, 2,5 % Мп, 1 % Si, 0,5 % Fe). При­меняется для измерения температуры от —50 до 1000 °С при про­должительных измерениях в промышленных условиях и до 1300 °С при кратковременных измерениях. Диаметр этих тер­моэлектродов не менее 3,2 мм.

Термопара ТХК (хромель-копель) имеет один электрод из хромеля, а второй из копеля (56 % Ni, 44 % Сг). Применяется для измерения температуры от •—50 до 600 °С при продолжи­тельных и до 800 °С при кратковременных измерениях. Диаметр термоэлектродов ТХК не менее 3,2 мм.

Для измерения т.э.д.с. термопар применяют м и л л и в о л ь т ­м е т р ы , выпускаемые в нескольких модификациях: показываю­щие переносные приборы МПП; показывающие приборы для щи­тового монтажа с профильной шкалой М-64 (МПЩПр); самопи­шущие для щитового монтажа с профильной шкалой на одну, две п шесть точек (МСЩПр) и т. д. Класс точности приборов 1 и 1,5.

При измерении температуры в нескольких местах одного и того же объекта или в нескольких различных объектах контро­ля часто один измерительный прибор работает в комплекте с несколькими термопарами (рис. 79). В этом случае температу­ра изменяется путем поочередного подключения термопар к из­мерительному прибору.

На принципе использования милливольтметров для измере­ния температуры разработаны специальные приборы, называе­мые п о т е н ц и о м е т р а м и .

ИЗМЕРЕНИЕ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ

В производственных процессах большое значение имеет кон­троль за уровнем жидкостей в технологических аппаратах, раз­личных емкостях и резервуарах.

Измерение уровня в технологических аппаратах позволяет контролировать наличие вс них нефти или нефтепродуктов, не­обходимых для протекания технологических процессов в требу-

168

Рис. 80. Уровнемеры с поплавками легче жидкости: о — внутреннего монтажа; 6 — камерного; / — поплавок; 2, 4 — рычаги; 3 — ось; 5 — груз; 6 — камера; 7 — трубки

емом направлении. Измерение уровня в аппаратах производится обычно в относительно небольшом диапазоне его изменения, причем высокая точность при измерении не требуется. Необхо­димо следить лишь за тем, чтобы уровень не был больше или меньше допустимых значений.

Измерение уровня в емкостях и резервуарах производится обычно с целью учета количества находящегося в них веще­ства.

Уровни жидкости измеряются различными методами. Для измерения используются различные контрольно-измерительные приборы.

Широкое применение для измерения уровня жидкости как в технологических аппаратах, так и в резервуарах нашли уров­немеры поплавкового типа с поплавками легче (рис. 80) либо тяжелее жидкости, принцип действия которых одинаков. Пла­вающий на поверхности жидкости шаровой поплавок / при по­мощи рычага 2 соединен с осью 3, выходящей через сальнико­вое уплотнение наружу. На наружном конце оси закреплен ры­чаг 4 с грузом 5 для уравновешивания поплавка. При изменении уровня жидкости поплавок перемещается вверх или вниз, а ось 3 поворачивается в ту или иную сторону на угол, пропор­циональный изменению уровня. Поворот оси передается ука­зателю.

В камерном уровнемере камера 6 подсоединяется к техно­логическому аппарату двумя трубками 7, образуя систему сооб­щающихся сосудов. Уровень в камере, таким образом, всегда равен уровню жидкости в аппарате.

Приборы с поплавками обычно используются как датчики в системах дистанционного контроля, где угол поворота оси пре­образуется в пропорциональное давление сжатого воздуха.

Применяется несколько разновидностей уровнемеров с по­плавками легче жидкости, предназначенных для дистанцион­ного измерения уровня в технологических аппаратах. К ним относятся уровнемеры поплавковые камерные (РУПК), уровне­меры поплавковые штуцерные (РУПШ) и уровнемеры поплав­ковые фланцевые (РУПФ). Они применяются для измерения уровня, изменяющегося от 0 до 400 мм.

Уровнемеры с поплавками легче жидкости применяются также для измерения уровня жидкости в резервуарах. Для этой цели предназначены уровнемеры типа УДУ, КОР —В ОЛ (производство ВНР).

ИЗМЕРЕНИЕ РАСХОДА И КОЛИЧЕСТВА ЖИДКОСТЕЙ

Измерение расхода нефти и нефтепродуктов имеет большое значение при управлении производственными процессами. Без измерения расхода и количества сырья, реагентов, целевых продуктов невозможны соблюдение режима и правильное веде­ние технологических процессов.

Р а с х о д о м называется масса (или объем) вещества (жид­кости, газа, пара), проходящего через любое сечение трубопро­вода или другое транспортное устройство в единицу времени. Следовательно, расход можно измерять как в объемных, так и в массовых единицах. Объемный расход в системе СИ измеря­ется в м3/с, а массовый — в кг/с. Иногда расход определяют также в м3/ч, л/с (литр в секунду), кг/мин, кг/ч, т/ч (тонна в час).

Приборы для измерения расхода называются р а с х о д о м е ­р а м и. Следует напомнить, что показания расходомеров харак­теризуют текущее или мгновенное значение расходов. Для оп­ределения суммарного расхода транспортируемого вещества за какой-то конечный промежуток времени (сутки, смену, месяц) применяются с ч е т ч и к и .

По методам измерения расходомеры можно разделить на следующие:

переменного перепада давления — измеряющие расход по пе­репаду давления в местах местных сужений (стандартного и нестандартного профиля) потока измеряемой среды;

постоянного перепада давления (обтекания) — измеряющие расход по площади сечения' потока у подвижного сопротивления, обтекаемого измеряемой средой;

электромагнитные или индукционные, измеряющие расход по э.д.с, индуцируемой жидкостью, пересекающей магнитные поля;

ультразвуковые — измеряющие расход по смещению звуко­вых колебаний движущейся средой;

тахометрические — измеряющие расход по скорости враще­ния ротора, крыльчатки или диска, расположенных в потоке из­меряемой среды; . I

170

пневмометрические (напор­ные) — измеряющие расход ло скорости потока в одной или нескольких точках поперечно­го сечения трубопровода.

Наибольшее распростране­ние при измерении расхода жидкостей и газов в промыш­ленных условиях получили расходомеры, работающие по методу переменного перепада давления. Измерение расхода в таких приборах осуществля­ется косвенным путем, т. е. определением перепада давле

Рис. 81. Схема измерения расхода с помощью U-образного дифманометра

ния на дроссельном (сужающем) устройстве, устанавливаемом в трубопроводе.

Для измерения расхода жидкости, газа или пара применяют­ся также дифманометры-расходомеры (рис. 81). При измере­нии расхода с помощью U-образного дифманометра-расходоме-ра 3 в трубопроводе 2 устанавливается диафрагма / — устройст­во, сужающее поток в трубопроводе. При протекании измеряемой среды через диафрагму скорость в месте сужения резко возра­стает, а давление падает. Разность давлений рх и р2 после ди­афрагмы (на рисунке она равна Я —разнице отметок высоты жидкости в трубках дифманометра) называется п е р е п а д о м д а в л е н и я , величина которого изменяется в зависимости от расхода. Перепад давления до и после диафрагмы, измеряемый дифференциальным манометром, и служит мерой расхода.

Протекающее через диафрагму вещество должно быть одно­фазным жидким или газообразным. Жидкости могут содержать газы или твердые вещества только в растворенном состоянии. При проходе жидкости по трубопроводу и через диафрагму вы­деление газов или выпадение осадков искажает результаты из­мерений.

Для измерения перепада давления на диафрагме применяют­ся в основном трубные, поплавковые и мембранные дифмано-метры.

В последнее время разработаны тахометрические расходоме­ры, в основе работы которых лежит принцип измерения скоро­сти потока измерением скорости вращения специальной турбин-ки (ротора), находящегося в потоке. Более подробно эти рас­ходомеры рассмотрены в главе 7.

ЛАБОРАТОРНЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КАЧЕСТВА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Качество нефти, поставляемой на нефтеперерабатывающие заводы, строго регламентируется ГОСТ 9965—76.

171

Холодная Вода

Рис. 82. Прибор Дина и Старка для определения количественного содер­жания воды в нефтепродуктах: / — холодильник; 2 — калиброванная ло­вушка-приемник; 3 — колба с навеской обводненной нефти

Показатели качества неф­ти определяются при помощи анализа проб нефти в химико-аналитических лабораториях или специальными приборами непосредственно на потоке в трубопроводе.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ В НЕФТИ

В товарной нефти макси­мальное содержание воды до­пускается до 0,5% в нефти I группы и до !1% в нефти II и III групп качества. Содержа­ние воды в необёзвоженных сырых нефтях достигает 90% и более.

К о л и ч е с т в е н н о е со­д е р ж а н и е в о д ы в нефти определяют по способу Дина и Старка, заключающемуся в том, что испытуемый нефте­

продукт (навеска нефти 100 г) нагревают в смеси с растворите­лем в приборе Дина и Старка (рис. 82). Растворитель — толуол или ксилол, испаряясь, увлекает за со­бой содержащуюся в нефтепродукте влагу. Пары воды и раст­ворителя конденсируются в холодильнике, и отогнанная вода осе­дает на дно приемника — градуированной ловушки. По количе­ству воды в ловушке рассчитывают процентное содержание ее в нефтепродукте.

При определении количества воды по методу Дина и Старка следует тщательно просушивать металлическую колбу и раст­воритель; загрузку смеси и отсчет сконденсированной в ловуш­ке воды проводить при одной и той же комнатной температуре (если содержимое ловушки мутное, то рекомендуется ее выдер­жать в нагретой водяной бане до наступления посветления, а затем после доведения до комнатной температуры отсчитать показания).

Колбу с испытуемой смесью следует нагревать равномерно, во избежание возможного вспенивания смеси и переброса. Равномерного нагрева можно добиться на спиртовке, закрытой электроплитке или колбонагревателе с реостатом; в колбу ре-

172

комендуется поместить несколько капилляров и кусочков пемзы. В тех случаях, когда возникает сомнение в наличии воды, в

ловушку опускают кристаллик перманганата калия; при содер­жании даже незначительного количества воды нижний слой ок­расится в фиолетовый цвет.

Содержание воды W (в %) вычисляют по формуле

где V — объем воды в приемнике-ловушке, см3; с — навеска неф­тепродукта, г.

Содержание воды в сильно обводненных нефтях определяет­ся в два приема. Сначала обводненную пробу нефти ставят на отстой. Иногда для ускорения отстоя пробу нагревают до 50— 70 °С и добавляют деэмульгатор. Отстоявшуюся воду сливают и определяют ее количество.

Остаточное содержание воды в нефти определяют по мето­ду Дина — Старка. Общее количество воды в пробе нефти оп­ределяют суммированием отстоявшейся воды и определенной по методу Дина — Старка.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ХЛОРИСТЫХ СОЛЕИ В НЕФТИ

Содержание хлористых солей в товарной нефти по ГОСТ 9965—76 не должно превышать 100 мг/л в нефти I группы, 300 мг/л — II группы и 1800 мг/л — III группы. Содержание со­лей в необводненных (сырых) нефтях достигает десятков тысяч миллиграммов на один литр.

Содержание солей определяют по ГОСТ 21534—76 при по­мощи титрования солевого раствора реактивом, взаимодейству­ющим с ионами хлора. Применяют два метода: первый осно­ван на извлечении хлоридов из нефти водой и титровании вод­ной вытяжки раствором азотнокислого серебра с индикатором. Второй метод заключается в полном растворении навески неф­ти в органическом растворителе и в потенциометрическом тит­ровании полученного раствора.

Для проведения анализа пробу анализируемой нефти переме­шивают в течение 10 мин встряхиванием — механически в аппа­рате для встряхивания лабораторных проб или вручную в склян­ке, заполненных не более чем на 2/з их вместимости, после это­го пипеткой при помощи груши быстро берут навеску нефти для анализа, объем которой зависит от содержания солей.

Содержание хлористых солей, мг/л <50 50—100 100—200 ^>200 Объем навески нефти, см3 . . . 100 50 25 'п

Навеску нефти переливают в делительную воронку с вин­товой мешалкой. Остаток нефти на стенках пипетки при этом тщательно смывают бензолом

173

Содержание воронки перемешивают в течение 1—2 мин вин­товой мешалкой. К навеске нефти приливают 100 мл горячей дистиллированной воды и экстрагируют (вымывают соли из нефти в воду) хлористые соли, перемешивая содержимое во­ронки в течение 10 мин. Для проверки полноты извлечения хло­ристых солей готовят несколько водных вытяжек, при этом каж­дую из них экстрагируют не менее 5 мин. Если при экстрагиро­вании хлористых солей образуется эмульсия нефти с водой, то для разрушения ее добавляют 5—7 капель раствора деэмульга-тора. По окончании перемешивания сливают водный слой че­рез стеклянную конусообразную воронку с бумажным фильт­ром в коническую колбу вместимостью 250 мл.

Содержимое делительной воронки промывают 35—40 мл го­рячей дистиллированной воды, которую сливают в ту же колбу. Фильтр промывают 10—15 мл горячей дистиллированной воды. Всего на промывку расходуют 50 мл воды. Охлаждают водную вытяжку до комнатной температуры и проводят подготовку к титрованию.

При индикаторном титровании в колбу с подготовленной к титрованию водной вытяжкой приливают 2 мл 0,2 н. раствора азотной кислоты до рН = 4 и 10 капель дифенилкарбазида и тит­руют 0,01 н. раствором азотнокислой ртути до появления слабой розовой окраски, не исчезающей в течение 1 мин.

Окраску анализируемого раствора сравнивают с дистиллиро­ванной водой.

Экстрагирование хлористых солей считается законченным, если на титрование водной вытяжки расходуется столько же раствора азотнокислой ртути, сколько на контрольный опыт.

Полученную вторую и последующие водные вытяжки титру­ют отдельно так же, как указано.

При проведении контрольного опыта в коническую колбу на­ливают 150 мл дистиллированной воды, 2 мл 0,2 н. раствора азотной кислоты, 10 капель раствора дифенилкарбазида и тит­руют 0,01 н. раствором азотнокислой ртути до появления слабой розовой окраски, не исчезающей в течение 1 мин.

О б р а б о т к а р е з у л ь т а т о в . Содержание хлористых солей (С) в миллиграммах хлористого натрия на 1 л нефти вы­числяют по формуле

C^^—VJTWOOA/Vs,

где V] — объем 0,01 н. раствора азотнокислой ртути, израсходо­ванной на титрование водной вытяжки, мл; У2 — объем 0,01 н. раствора азотнокислой ртути, израсходованной на титрование раствора в контрольном опыте (без навески нефти), мл; V3 — объем нефти, взятой для анализа, мл; Т — титр 0,01 н. раство­ра азотнокислой ртути в миллиграммах хлористого натрия на 1 мл раствора; 1000 —коэффициент для пересчета содержания хлористых солей в 1 л нефти; А — коэффициент, выражающий отношение объема, до которого была разбавлена водная вы-

174

тяжка анализируемой нефти, к объему раствора, взятому из верной колбы для титрования (при титровании всей водной вытяжки коэффициент А = \).

Массовую долю хлористых солей в нефти (в %) вычисляют по формуле

С2 ==су(10 000р4),

где С\ — содержание хлористых солей в нефти в миллиграммах хлористого натрия на 1 л нефти; 10 000 — коэффициент пересче­та килограммов в миллиграммы; р4 — плотность анализируемой нефти, г/см3.

Полученные результаты титрования каждой водной вытяжки суммируют.

За результат анализа принимают среднее арифметическое двух параллельных определений, допускаемые расхождения между которыми зависят от содержания хлористых солей и не должны превышать следующих величин.

Содержание хлористых солей, мг/л <Ю 10—50 50—200 200—1000 >1000 Допускаемое расхожде­ние, мг/л . . . . . . 1 5 10 25 2% от меньше­

го результата

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ В НЕФТИ

Содержание механических примесей в нефти определяется по ГОСТ 6370—83 (СТ СЭВ 2876—81), в товарной нефти оно не должно превышать 0,05 %. Навеску нефти 100 см3 разбавля­ют подогретым бензином, и затем эту смесь фильтруют через доведенный до постоянной массы беззольный фильтр. По окон­чании фильтрации фильтр с осадком промывают горячим бен­зином до тех пор, пока на фильтре не останется следов нефте­продуктов и растворитель не будет стекать совершенно прозрач­ным и бесцветным. По окончании промывки фильтр с осадком переносят в стаканчик для взвешивания (в котором перед этим сушился чистый фильтр), сушат с открытой крышкой не менее одного часа в сушильном шкафу при 105—110 °С, после чего стаканчик закрывают крышкой, охлаждают в эксикаторе в те­чение 30 мин и взвешивают.

Содержание М механических примесей в массовых процен­тах вычисляют по формуле

М = - ^ - = ^ - 1 0 0 ,

где Gj — масса стаканчика с фильтром и механическими приме­сями, г; G2 — масса стаканчика с чистым фильтром, г; G3 — навеска испытуемой нефти, г.

( 7 С

^и

Рис. 83. Схема сборки аппаратуры для определения давления насыщен­ных паров нефти: / — водяная баня; 2 — аппарат для опреде­ления давления насыщенных паров; 3 — ртутный манометр; 4 — термостат

Содержание механических примесей вычисляют как среднее арифметическое двух параллельных определений:

М с Р = (М г +М 2 )/2.

После определения содержания воды, механических примесей и солей можно подсчитать массу нетто нефти по формуле

Унетто — V6p I loo ' р4 10е / V 6 p '

где (Энетто — масса нетто нефти, кг; Q —масса брутто нефти, кг; W — массовое содержание воды в нефти, %; М — массовое со­держание механических примесей в нефти, %; С — содержание хлористых солей в нефти, мг/л; р4 — плотность нефти при 20 °С, кг/м3.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ НЕФТИ

Давление насыщенных паров нефти характеризует степень ее испаряемости. При испарении жидкости в замкнутом прост­ранстве происходит постепенное насыщение последнего парами жидкости до тех пор, пока при данной температуре не наступит равновесие, т. е. такое состояние, когда пространство над жид­костью не воспринимает больше паров.

Пары, находящиеся в равновесии с жидкостью, называются н а с ы щ е н н ы м и .

Давление насыщенных паров данной жидкости возрастает с повышением температуры.

Чем выше упругость паров нефти, тем интенсивнее, при про­чих равных условиях, она испаряется.

Максимально допустимое давление насыщенных паров то­варной нефти не должно превышать 66 650 Па при температуре в месте сдачи нефти.

176

Определение давления насыщенных паров нефти заключается в измерении давления, вызываемого парами испытуемой нефти, в замкнутой камере определенных размероов при 38 °С и пра соотношении объемов жидкой и паровой фаз 1:4 (рис. 83).

ЛАБОРАТОРНЫЕ ЭКСПРЕСС-МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КАЧЕСТВА НЕФТИ

Для ускорения процесса определения качества нефти разра­ботаны и применяются лабораторные влагомеры и солемеры. В качестве примера приводится описание лабораторного измери­теля содержания солей ЛИС-1. Прибор основан на частотно-диэлькометрическом принципе, согласно которому частота, при-которой наблюдается максимум диэлектрических потерь, прямо пропорциональна количеству солей в дисперсной фазе. Процесс измерения состоит из двух этапов: 1) вымывание солей из из­меряемой пробы дистиллированной водой на механическом дис-пергаторе, т. е. приготовление эмульсии, в которой все соли пе­реведены в дисперсную фазу; 2) определение частоты, соответ­ствующей максимуму диэлектрических потерь, и умножение ее величины на известный коэффициент пересчета для получения результата в единицах содержания солей.

Прибор ЛИС-1 состоит из емкостного преобразователя и из­мерительного блока. Измеряемую пробу заливают в пол-литро­вую банку и устанавливают на кронштейне преобразователя. Затем включают двигатель, и эмульсия циркулирует через пре­образователь, который соединен кабелем с измерительным бло­ком. Последний позволяет снять зависимость потерь от частоты и определить, при какой частоте наблюдается максимум потерь.

Процесс вымывания длится 5—10 мин, в зависимости от при­меняемого диспергатора и стойкости измеряемой эмульсии, процесс измерения — 3—5 мин. После измерения преобразова­тель и диспергатор промывают соляровым маслом для удале­ния остатков предыдущей пробы. Процесс промывания занима­ет не более 5 мин.

Пределы измерения содержания солей: без разбавления — от 0 до 5 мг/л, с дополнительным разбавлением — от 0 до 50000 мг/л.

Кроме описанного солемера широкое распространение полу­чили лабораторный солемер ИОН-Л и лабораторный влагомер ВЭН-2М.

АВТОМАТИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЯ СОДЕР­ЖАНИЯ В НЕФТИ ВОДЫ, СОЛЕЙ, ПЛОТНОСТИ

И з м е р е н и е с о д е р ж а н и я в о д ы . В связи с внедрени­ем автоматизированных блочных замерных установок и безре-зервуарной сдачи нефти разработаны методы и созданы при­боры для автоматического определения содержания воды в

12-ШЗ 177-

Рис. 84. Принципиальная схема прибора типа УВН для определения содер­жания воды в нефти

продукции скважин в процессе измерения дебита или в товар­ной нефти в процессе ее перекачки в магистральный нефтепро­вод.

Содержание воды в потоке нефти определяется различными косвенными методами. Среди них наибольшее распространение получил так называемый д и э л е к т р о м е т р и ч е с к и й метод, основанный на зависимости диэлектрической проницаемости во-донефтяной смеси от диэлектрических свойств компонентов этой смеси. Безводная нефть является типичным неполярным ди­электриком.

Приборы, предназначенные для непрерывного контроля за содержанием воды в потоке сырой или товарной нефти, назы­ваются в л а г о м е р а м и .

При управлении обезвоживающими установками необходимо контролировать содержание воды как в исходной, так и в обез­воженной нефти.

Для непрерывного измерения содержания воды в нефти раз­работаны приборы типа УВН.

На рис. 84 показана принципиальная схема прибора типа УВН. Между обкладками конденсатора 2 протекает контролиру­емая, а конденсатора 1 — обезвоженная нефть, полученная от-

178

гонкой из нее воды. Обезвоживание нефти осуществляется в блоке подготовки 4. Емкости конденсаторов 1 и 2 сравниваются в блоке 5, на выходе которого формируется сигнал в виде час-хоты переменного тока, пропорциональной разности емкостей конденсаторов 1 и 2.

В блоке 5 имеются два генератора Л и Г2, усилитель У, кон­денсаторы Сн и С и фильтр Ф. Далее частота в преобразователе 7 преобразуется в пропорциональный сигнал постоянного тока.

Преобразователь 7 соединен с блоком 5 линией связи 6. Вы­ходной сигнал преобразователя 7 подается на вторичный прибор 9 потенциометра, шкала которого градуирована в единицах со­держания воды в нефти.

Сопротивления 8 « 10 служат соответственно для настройки чувствительности и нуля (нижнего предела шкалы прибора).

Для периодической проверки работы прибора (при уста­новке нуля) при помощи вентиля 3 через конденсатор 1 пропус­кают анализируемую нефть.

При измерении содержания воды в товарной нефти шкала электронного измерительного блока градуируется в пределах О—з%, в сырой нефти — соответственно 0—1, 0—15, 0—60%.

Разработаны также влагомеры типа «Фотон-П». Однако у диэлектрометрического метода измерения влаго-

содержания имеется существенный недостаток — прибор оказы­вается неработоспособным при смене сорта нефти и требует специальной перестройки.

Влияние сортности нефти на эти влагомеры можно значи­тельно уменьшить, включив в схему измерения два влагомера по дифференциальной схеме, которые используются для изме­рения осушенной и сырой нефти, аналоговый сумматор, устрой­ство для осушки нефти на потоке, устройство для отделения пу­зырьков пара и газа от анализируемой нефти и теплообменник для выравнивания температуры нефти.

Перспективный путь решения этой проблемы—создание приборов спектрального анализа и разработка метода спектро­скопии рассеивающих сред.

При падении пучка излучения на водонефтяную эмульсию обычная картина поглощения искажается рассеиванием на опти­ческих неоднородностях среды. Часть пучка отражается, часть выходит из эмульсии, рассеиваясь в разных направлениях. Ин­тенсивность излучения в каждой точке рассеянного пучка зави­сит от концентрации воды, распределения капель воды по раз­меру, длины волны падающего луча и оптических свойств сое-ды. Любой из перечисленных эффектов можно использовать для определения влажности, однако большие возможности откры­вает измерение собственного поглощения излучения водой. На этом принципе разработано несколько влагомеров. Принцип дей­ствия анализаторов основан на измерении поглощения эмуль­сионной водой инфракрасного излучения.

Для определения содержания солей в товарной нефти раз-

12* 179-

работай автоматический анализатор ИОН-П2, представляющий собой автоматический прибор, осуществляющий отбор проб по заданной программе, разбавление отобранной пробы раство­рителем, измерение и регистрацию. Принцип действия анали­затора основан на измерении электропроводности пробы нефти, разбавленной смесью, состоящей из изобутилового и этилового спиртов и бензола. Диапазон измерений ИОН-П2 находится в пределах от 0 до 50 и от 0 до 500 мг/л.

В СССР применяются также импортные солемеры типа РСД, ССА (США), Солинол (ВНР).

И з м е р е н и е п л о т н о с т и . Для измерения плотности нефти на потоке в настоящее время наибольшее распростране­ние получили приборы, принцип действия которых основан на измерении. частоты колеблющейся системы трубок, внутри ко­торых протекает жидкость. Плотномер выдает модулированный по частоте выходной сигнал и обеспечивает его передачу и циф­ровое преобразование. Принцип действия прибора можно срав­нить с камертоном. Две параллельные трубки, заполненные испытываемой жидкостью, приводятся в механическое колеба­ние посредством электромагнитной катушки, расположенной между ними. Трубки вибрируют с собственной частотой, являю­щейся функцией плотности жидкости, которую рни содержат.

Наряду с вибрационными плотномерами в последнее время начали выпускать радиоизотопные плотномеры, предназначен­ные для бесконтактного непрерывного измерения в стацио­нарных условиях и дистанционной записи плотности различных жидкостей, транспортируемых по трубопроводам.

Для коммерческих операций при сдаче-приеме нефти наи­большее применение получили импортные плотномеры типа «Солтартон» (Великобритания) и «Денситон» (ВНР).

Диапазон измерения плотности этих приборов от 300 до 1600 кг/м3, рабочее давление до 15 МПа. Погрешность измере­ния составляет от ±0,1 до ±0,9 кг/м3. Принцип действия ука­занных приборов — вибрационный.

РЕГУЛЯТОРЫ, ИСПОЛНИТЕЛЬНЫЕ МЕХАНИЗМЫ И РЕГУЛИРУЮЩИЕ ОРГАНЫ

Для поддержания технологических параметров подготовки нефти в соответствии с регламентом на установках, как прави­ло, смонтированы и работают системы автоматического регули­рования, контроля и сигнализации. В процессе работы установ­ки различные аппараты регулируют давление, температуру, уровень, загрузку аппаратов и другие параметры.

РЕГУЛЯТОРЫ ДАВЛЕНИЯ

Для поддержания определенного (заданного) давления при­меняются р е г у л я т о р ы д а в л е н и я . Регуляторы давления бывают прямого и непрямого действия. В регуляторах давления

180

Рис. 85. Схема регулятора давления прямого действия

Рис. 86. Схема регулятора прямого действия типа РУМ

уровня

п р я м о г о д е й с т в и я совмещаются чувствительный элемент и регулирующий клапан (или исполнительный механизм) в од­ном приборе, в то время как в регуляторах давления н е п р я ­м о г о д е й с т в и я исполнение чувствительного элемента и ис­полнительного механизма раздельное.

В зависимости от того, где регулируется давление — до или после прибора — различают регуляторы давления «до с е б я » и «п о с л е с е б я».

Регулятор давления прямого действия (рис. 85) состоит из камеры давления 1, диафрагмы (мембраны) 2, штока 3, двух-седельчатого клапана 7 и рычага 5 с противогрузом 4. Такой регулятор давления чаще всего устанавливают на оборудова­нии, где требуется поддержание постоянного давления (сепара­торы, отстойники и т. д.). Работает такой регулятор следую­щим образом. Газоотводный трубопровод 8 сепаратора, в кото­ром необходимо поддерживать постоянное давление, соединен питательной трубкой 9 с камерой давления /. При превышении давления в сепараторе выше допустимого мембрана 2 переме­щается вниз, а вместе с ней перемещается и шток 3, воздейству­ющий на клапан 7. Клапан 7 приоткрывается, происходит вы­пуск газа, и давление в сепараторе снижается. После снижения давления в сепараторе до определенного уровня рычаг 5 с противовесом 4 воздействует на шток 3, возвращает мембрану и клапан в исходное положение. Такой регулятор давления назы­вается регулятором давления «до себя». Если необходимо под­держивать заданное давление после регулятора, то в этом слу­чае питательная трубка 9 Присоединяется к газоотводящей трубке 6, и тогда такой регулятор давления называется регу­лятором давления «после себя». Регуляторы давления прямого действия находят широкое применение для снижения дав­ления газа и поддержания его на заданном уровне перед пода­чей в горелки блочных печей или подогревателей-диэмуль-гаторов.

181

Рис. 87. Схема установки камерного регулятора уровня

Р е г у л я т о р ы у р о в н я предназначаются для поддержа­ния заданного уровня нефти в сепараторах, буферных емко­стях и отстойниках и используются при автоматизации техноло­гических процессов сбора и подготовки нефти, газа и воды. Принцип работы регуляторов уровня основан на следящем дей­ствии поплавка, помещенного внутри сепаратора или в специ­альной камере, сообщающейся с сепаратором. Кроме того, име­ются так называемые регуляторы межфазного уровня, предназ­наченные для автоматического поддержания заданного уровня раздела фаз нефть — вода.

Из механических регуляторов уровня получили распростране­ние регуляторы типа РУМ (рис. 86), основными элементами ко­торых являются поплавок 3, рычаг 4, заслонка 2, тяга / и раз­грузочное устройство, насаженное на ось 6. При подъеме уровня нефти в сепараторе поплавок с рычагом поднимается и повора­чивает заслонку 2 вокруг оси, при этом образуется зазор меж­ду заслонкой и патрубком 5, через который проходит нефть в выкидную линию. При снижении уровня нефти в аппарате по­плавок с рычагом опускается и заслонка перекрывает патру­бок 5, прекращая поступление нефти в выкидную линию.

Пневматические регуляторы уровня в зависимости от распо­ложения поплавка и способа крепления прибора к аппарату под­разделяются на к а м е р н ы е (поплавок расположен в отдель­ной камере) и ф л а н ц е в ы е (поплавок расположен внутри ап­парата), первые называются сокращенно РУКЦ, вторые — РУФЦ.

На рис. 87 приведена схема установки камерного регулято­ра уровня, состоящего из вертикальной цилиндрической каме-

182

ры 4, сообщающейся верхним и нижним патрубками с сепарато­ром 7. В камере размещается цилиндрический поплавок 5, ко­торый в зависимости от изменения уровня нефти в сепараторе поднимается либо опускается и через систему рычагов воздей­ствует на пневмореле 6, которое дает пневматический импульс на мембранный клапан /. Сжатый и осушенный воздух из сис­темы пневмопитания через фильтр 2 и регулятор давления 3 поступает в пневмореле и далее в камеру давления мембранно­го исполнительного клапана 1. Камерные уровнемеры применя­ются в основном на аппаратах, расположенных внутри помеще­ний, или на аппаратах для работы с легкими нефтями, не вы­деляющими кристаллов парафина при низких температурах.

Для четкой работы уровнемеров, расходомеров, регуляторов давления и других приборов КИП и А на северных месторож­дениях необходимо все оборудование УПН помещать в укрытие и поддерживать в нем температуру, обеспечивающую нормаль­ную работу как приборов, так и обслуживающего персонала.

В случае использования регуляторов непрямого действия датчик регулятора и исполнительный механизм связаны между собой при помощи регулирующего органа, преобразующего сиг­нал, полученный от датчика регулятора, в команду, подаваемую на исполнительный механизм. Работа регулирующих органов ос­нована на принципе преобразования электрического или пневма­тического сигнала. Для этой цели используются системы дистан­ционного контроля, в которых датчики, измеряя контролируе­мую величину, преобразуют ее в пневматический или электриче­ский сигнал и передают по каналу связи на вторичные приборы, установленные на щите управления в операторной.

В пневматических датчиках результат измерения преобразу­ется в пропорциональное давление сжатого воздуха. Пневмати­ческий датчик давления состоит из измерительного устройства и пневмопреобразователя.

В качестве исполнительных механизмов применяются элект­роприводные задвижки, электрические, пневматические и меха­нические клапаны одностороннего и двустороннего действия, пропорциональные регуляторы различного назначения.

ГАЗОАНАЛИЗАТОРЫ

Для обеспечения безопасных условий труда большое значе­ние имеет своевременное и качественное определение состава го­рючих газов, а также их концентрации в воздухе производствен­ных помещений и на территории промышленных объектов. При­боры, применяемые для этой цели, называются г а з о а н а л и ­з а т о р а м и .

На нефтяных месторождениях наибольшее распространение получили переносные газоанализаторы ПГФ-2М и стационарные газоанализаторы-сигнализаторы СГГ-ВЗГ и СВК-ЗМ. Для опре-

Рис. 88. Принципиальная электрическая схема газоанализатора ПГФ-2М

деления концентрации серово­дорода в воздухе, применяются в основном газоанализаторы УГ-2М.

Принцип действия газоа«али-зато.ров основан на измерении температурного эффекта при сжигании смеси горючих газов на платиновой нити.

На рис. 88 приведена принци­пиальная электрическая схема газоанализатора ПГФ-2М. Она

представляет собой мост, состоящий из четырех плеч —плати-шовых спиралей Ri и R2 и постоявных сопротивлений Я 3 + + RS и Ri. Сопротивление R2 является рабочей нитью, на кото­рой происходит сжигание горючего газа Ri — сравнительное плечо.

При пропускании анализируемого воздуха, содержащего го­рючие газы, через камеру с платиновой нитью R2 газы сгорают. В результате этого повышается температура и, следовательно, возрастает сопротивление R2, что вызывает нарушение равнове­сия моста и отклонение стрелки милливольтметра [включенно­го в диагональ моста), пропорциональное концентрации горючих газов в анализируемом воздухе. Газоанализаторы-сигнализато­ры горючих газов типа СГГ-ВЗГ и СВК-ЗМ аналогичны по принципу действия газоанализатору ПГФ-2М. Газоанализаторы-сигнализаторы являются стационарными приборами и предназ­начены для определения кондентраций горючих газов и паров в воздухе закрытых помещений и автоматической сигнализации о достижении взрывоопасных концентраций.

АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ПРОЦЕССАМИ

Экономическая эффективность процессов подготовки нефти неразрывно связана с их автоматизацией и телемеханизацией. Автоматизация позволяет увеличить количество обрабатывае­мой нефти, улучшить ее качество благодаря непрерывному контролю за работой оборудования и аппаратуры, немедленно­му устранению всех неисправностей и нарушений технологиче­ского режима. Кроме того, автоматизация дает возможность уве­личить межремонтный период, постоянно совершенствовать тех­нологические режимы, а также способствует сокращению по­терь.

Перспективы достижения большой экономии связаны с пере­ходом от автоматизации отдельных узлов и операций к автома­тическому управлению процессом подготовки нефти.

184

В настоящее время вопросы автоматизации установок по под­готовке нефти (обезвоживание, обессоливание и стабилизация) рассматриваются комплексно. Предусматривается установка контрольно-измерительных приборов, автоматических регулято­ров, исполнительных механизмов и сигнальных устройств, поз­воляющих осуществить:

автоматическое регулирование параметров технологического процесса без постоянного участия эксплуатационного персо­нала;

дистанционный и местный контроль за параметрами, харак­теризующими процессы;

сигнализацию состояния технологического оборудования и отклонения параметров от нормальных; ~"

аварийную защиту и автоматический ввод резервного обору­дования (насосы, компрессоры и т. д.).

Контроль и управление работой УПН осуществляются со щи­та приборов, на котором сосредоточены приборы контроля и ре­гистрации параметров, автоматические регуляторы, ключи и кнопки дистанционного управления. Объем информации, выно­симой на щит, позволяет оператору следить за ходом техноло­гического процесса во всех аппаратах и при необходимости ди­станционно изменять режимы работы установки.

Основными направлениями при проектировании системы ав­томатического управления объектами подготовки нефти счи­таются следующие.

1. Поддержание давления в системе для исключения двух-фазности нефти (с регистрацией).

2. Замер и регулирование количества сырой и стабильной нефти, воды, деэмульгатора и других реагентов с регулирова­нием их соотношений (по сырой или обессоленной нефти) и ре­гистрацией.

3. Регулирование уровня жидкости и уровней раздела фаз в отстойниках, электродегидраторах, ректификационных колоннах, промежуточных емкостях с аварийной сигнализацией их пре­дельных значений.

4. Регулирование подачи насосов с автоматическим переклю­чателем на резервные.

5. Определение обводненности и содержания солей в под­готовленной нефти.

6. Возможность дистанционного запуска технологического оборудования УПН.

Перед оснащением УПН средствами автоматики необходимо определить технологическую взаимосвязь физико-химических и динамических процессов.

Изменение исходных данных влияет на процесс обезвожива­ния и обессоливания, что резко сказывается и на работе стаби­лизационных колонн, на изменении их так называемых пре­дельных параметров (температура верха, низа и зоны питания,

1 Ж

а также давление). Это приводит к нарушению температурно­го режима колонны.

Колебания расхода перед колонной, кроме прочих внешних факторов, могут происходить из-за нечеткости работы регуля­торов уровня в промежуточной емкости обессоленной нефти, обычно настраиваемых на малые пределы пропорциональности. Изменение обводненности сказывается на тепловом балансе ус­тановки (узел питания колонны). Количество исходной нефти меняет материальный и тепловой балансы, давление, развивае­мое насосами, и сказывается на режиме колонны (объемы верхнего продукта, орошения, воды, конденсации верхнего про­дукта и т. д.). Состав исходного сырья влияет на давление в системе, условия отстоя, аппаратурное оформление, а также на процесс стабилизации. Эмульсионная характеристика сырья (дисперсность, содержание солей и обводненность) определяет расход деэмульгатора, его соотношение с сырьем, расход воды, время отстоя, температуру процесса и т. п.

Все это в значительной мере определяет степень оснащенно­сти установки приборами контроля и автоматики. По оснащен­ности приборами контроля и автоматики УПН можно условно разбить на четыре категории.

1. Установки, включающие необходимый минимум приборов-регуляторов, указателей уровня, давления и расхода, температу­ры и т. д., без которых на установках невозможно работать.

2. То же, но с дополнительными приборами, упрощающими условия эксплуатации установки (приборы проведения текущих анализов, регистрирующие счетчики, регистраторы давления, температуры, термометры и термопары, манометры и сигнали­заторы температур,. давлений, уровня, т. е. приборов для пре­дупреждения, необходимость которых возникает при появлении неисправностей).

3. То же, с системами, воздействующими на неисправности, улучшающими качество выдаваемой продукции, увеличивающи­ми гибкость процессов расширения интервала рабочих условий (каскадные системы регулирования, системы пропорционально­го регулирования, анализаторы продуктовых и сырьевых пото­ков, аналитические регуляторы и т. д.).

4. Установки, работающие по заданной программе, оснащен­ные передаточной системой, центральным пультом управления, графической панелью управления, системой дистанционного ав­томатического пуска, телеметрированием, счетно-решающими устройствами, счетчиками, печатающими эксплуатационные па­раметры с перестановкой точек контроля.

Основные элементы автоматического регулирования процес­сов следующие.

1. Регулирование производительности JIO количеству обезво­женной и обессоленной нефти, что обусловливается наличием узла стабилизации нефти, качество работы которого зависит, как указывалось, от равномерности подачи сырья. Установки по

186

обезвоживанию и обессоливанию связаны с узлом стабилизации через промежуточную емкость, что позволяет при необходимо­сти в отдельные отрезки времени изменять режим работы каж­дой из ступеней. Следовательно, схема регулирования произво­дительности должна осуществлять как автоматическое согласо­вание производительности отдельных ступеней подготовки неф­ти, так и дистанционное изменение производительности каждой из них независимо. Равномерность подачи нефти обеспечивается установкой регулятора производительности, установленного на выкиде насоса, подающего нефть в стабилизационную колон­ну. При нормальном режиме производительности ступеней обес-соливания и стабилизации должны быть равны, иначе уровень нефти в промежуточной емкости изменится и регулятор авто­матически повлияет на производительность насосов обессолен­ной нефти.

2. Регулирование соотношения расходов деэмульгатора, воды и нефти осуществляется для сокращения расходов воды и де­эмульгатора на установках по подготовке нефти, а также для нормального течения технологического процесса (обеспечивает­ся определенное заданное соотношение между независимым рас­ходом поступающей или обессоленной нефти и зависимыми рас­ходами деэмульгатора и свежей воды).

3. Регулирование темпертуры. Регулированию этого пара­метра, существенно влияющего на исход подготовки нефти, при решении систем автоматизации установок уделяется особое вни­мание.

4. Регулирование уровней нефти, воды и реагентов, а также регулирование уровней раздела фаз нефть — вода, бензин — во­да, бензин — щелочь. Проблема автоматического регулирова­ния уровня раздела фаз приобрела весьма актуальное значе­ние, особенно на промысловых установках по подготовке нефти. Наиболее приемлемым для этой цели прибором'.можно считать РУМФ-1, работа которого основана на резком отличии электро­проводности воды и водонефтяной (или другой) эмульсии.

Прибор состоит из неуравновешенного электронного моста с пневморегулятором и многоэлектронного датчика, устанавлива­емого на заданном уровне раздела фаз.

Казанский филиал ВНИИКанефтегаза на том же принципе разработал прибор РУМ-10 с выносной камерой, являющейся обкладкой конденсатора; внутри нее размещается круглый электрод. В сосуде устанавливается требуемый уровень разде­ла фаз нефть — вода, кроме того, на установках предусмотрено автоматическое поддержание давления в системах.

На современных установках предусматривается дистанцион­ное управление (со щита) работой насосных агрегатов, защита их, включение и выключение резервного. Предусматриваемая сигнализация делится на предупредительную, аварийную и из-вестительную.

В настоящее время намечается переход к схемам автомати­зации с применением оптимальных и экстремальных регулято­ров, машин централизованного контроля и управления. При: ав­томатизации установок с применением указанных средств зна­чительно сокращается численность обслуживаемого персонала на объектах и, что самое главное, значительно улучшается ка­чество продукции и технико-экономические показатели предпри­ятия.

ЧТЕНИЕ СХЕМ АВТОМАТИЗАЦИИ

При проектировании любого технологического процесса сос­тавляется схема его автоматизации, являющаяся документом, отражающим принципиальные решения по автоматическому уп­равлению процессом. С х е м а а в т о м а т и з а ц и и — это чер­теж, на котором изображена технологическая схема со средст­вами автоматизации.

Для централизации управления процессом преимущественно применяются системы дистанционного контроля, в которых при­боры— датчики, установленные вблизи технологической аппара­туры, при помощи соответствующих линий связи соединены с вторичными приборами, располагаемыми на центральном пуль­те в специальном, операторном, помещении.

Наряду с этим имеются местные приборы, измеряющие ве­личины, не требующие непрерывного контроля, т. е. осуществ­ляющие местный контроль.

Таким образом, все приборы и элементы, входящие в схему автоматического контроля за производством, в зависимости от места установки подразделяются на местные и щитовые. Кроме приборов, входящих в систему местного контроля, например тех­нических манометров, термометров, уровнемеров и т. д., к мест­ным приборам относят также датчики контролируемых величин, расположенных вблизи объектов контроля, а также термопа­ры, термометры сопротивления, термобаллоны манометрических термометров, диафрагмы, устанавливаемые непосредственно в объектах контроля или на технологических линиях. Щитовые приборы располагаются в операторной.

При составлении схемы автоматизации технологических про­цессов приборы наносятся на схему в виде условных изображе­ний и обозначений.

Поскольку автоматическое управление технологическими процессами осуществляется не только при помощи систем авто­матического контроля, но и систем автоматического регулирова­ния, то в схему автоматизации, как правило, включают как конт­роль, так и регулирование.

В схемах автоматизации чувствительные элементы и некото­рые местные приборы изображаются на тех аппаратах и техно­логических линиях, где они установлены. Изображение же дат­чиков и вторичных приборов рекомендуется выносить на верх-

рис. 89. Элемент схемы автоматиче­ского контроля: la—4а — местные приборы; 16—46 — прибо­ры шкафные; 2в—4в — приборы централь­ного щита

нее или нижнее поле чертежа с указанием места их распо­ложения: по месту (т. е. вбли­зи технологических аппара­тов) или на центральном пуль­те.

Поле изображения прибо­ров рекомендуется представ­лять в виде трех полос (рис. 89). На первой (внутренней по отношению к чертежу) по­лосе наносятся условные изо­бражения технических мано­метров и местных уровнеме­ров. На средней полосе изо­бражаются приборы-датчики, устана1вливаемые на местных специальных щитах, в шкафах или в технологических помеще­ниях. На последней, внешней по отношению к чертежу (ниж­ней или верхней), полосе изображаются приборы центрального щита операторной.

Для сложных технологических процессов схемы автоматиче­ского контроля иногда выполняют без указания расположения приборов. Все приборы (как местные, так и щитовые) наносят в виде условных изображений на свободном поле чертежа меж­ду изображениями технологических аппаратов. При этом умень­шается число линий по схеме и облегчается чтение чертежа.

Каждой отдельной системе контроля присваивается номер (позиция). Так как системы дистанционного контроля включают не один, а несколько элементов (часто чувствительный элемент и два прибора: датчик и вторичный), то каждый элемент, кро­ме того, обозначается еще соответствующей буквой. Например, если мы рассматриваем систему дистанционного контроля за расходом жидкости в трубопроводе, которая имеет позицию 2, то диафрагма обозначается 2а, датчик расхода — 26, вторичный прибор — 2в (см. рис. 89).

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ КОНТРОЛИРУЕМЫХ ВЕЛИЧИН И ИЗОБРАЖЕНИЕ ПРИБОРОВ В СХЕМАХ АВТОМАТИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ

Условные обозначения и изображения позволяют просто к наглядно показывать оборудование, технологические аппараты, Приборы, Т р у б о п р о в о д ы И Т. Л. Уг.ЛОШТЫР п й п ^ н я ч р ч и а „ о л т л ^ ^

это существу технической азбукой и часто позволяют представ­лять на чертеже очень сложные схемы в упрощенном виде.

Ниже даны обозначения функциональных признаков прибо­ров и показаны изображения измерительных и сигнализирую­щих приборов.

Обозначения параметров и приборов Температура . t Давление (разрежение, ва­куум) р Расход и количество . . G Уровень . . . . . . Н

Частота вращения (число оборотов) . . . . п Плотность р Вязкость р. Концентрация . . . . С

Условные обозначения приборов в зависимости от их функциональных признаков Функциональный признак прибора:

показывающий . самопишущий интегрирующий . сигнализирующий

П С

и Сг

Функциональный прибора:

измеряющий усиливающий

признак

преобразовывающий обегающий . система)

поисковая

Им Ус Ир

Об

Условные обозначения измерительных и сигнализирующих приборов Прибор:

э измерительный

сигнализирующий В измерительный и сигнализирующий в одном корпусе

П р и м е ч а н и е . Над горизонтальной чертой в круге или квадрате изображения приборов наносятся обозначения измеряемых и сигнализируемых величин, а под чертой — обозначения функционального признака прибора. Диаметр круга и сторона квадрата в изображениях равны 10 мм.

Условные обозначения чувствительных элементов приборов, отборных устройств и преобразователей приборов-датчиков

Чувствительный элемент:

термометр расшире­ния

термометр сопротив­ления

приемное (поплавко­вое) устройство уровне- ГХ_о мера, плотномера . . ^

Отборное устройство для измерения:

давления, уровня, со­става газов и жидкостей

термопара одинарная состава и качества

вещества ш J 90

термопара двойная Пневмопреобразователь ) су i

термобаллон мано­метрического термометра

расходомер постоян­ного перепада

Электропреобразователь I A A [

Счетчик жидкости, газа х ~ х

диафрагма, сопло ^^

Условные обозначения операций контроля Операция контроля:

измерение температуры при помощи термопары и показы­вающего милливольтметра или потенциометра

измерение расхода жидкости или газа дифманометром

измерение давления в аппарате при помощи датчика дав­ления и вторичного прибора

т̂З т

измерение температуры при помощи датчика и вторично­го прибора

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. Расскажите о назначении контрольно-измерительных при­боров. Как ведется классификация приборов по характеру ин­дикации измерений?

2. Назовите основные приборы для измерения давления и расскажите о принципе их работы и конструкции.

3. Назовите основные приборы для измерения температуры и расскажите о принципе их работы и устройстве.

4. Назовите основные приборы для измерения уровня жидко­сти. Какие виды уровнемеров в зависимости от их исполнения вы знаете?

5. Как определяется в лаборатории содержание воды и хло­ристых солей в нефти?

6. Перечислите автоматические средства измерения качест­ва нефти.

7. Расскажите о роли автоматизации в управлении техноло­гическими процессами. Какие процессы при подготовке нефти должны автоматизироваться?

8. Назначение и типы регуляторов, применяемых в схемах автоматического управления технологическими процессами.

9. Покажите условное изображение приборов и обозначе­ние контролируемых величин в схемах автоматического конт­роля.

10. Приведите примеры изображений на схемах приборов по -измерению температуры, расхода, давления.

Г л а в а 7. УЧЕТ НЕФТИ

Учет нефти осуществляется на всем пути ее движения, начи­ная с замера дебита отдельных скважин и кончая учетом нефти, сдаваемой нефтеперерабатывающим заводам. Нефть в сыром (обводненном) виде замеряется на бригадных и промысловых узлах учета нефти. После обезвоживания и обессоливания нефть уже в так называемом товарном виде учитывается при осущест­влении приемо-сдаточных операций между нефтедобывающими лредприятиями и управлениями трубопроводного транспорта нефти, а также между управлениями трубопроводного транспор­та при перекачке нефти по магистральным нефтепроводам.

До недавнего времени основным средством учета нефти яв­лялся резервуар. Приемо-сдаточные пункты учета нефти разме­щались в основном на нефтепромыслах, где нефть передавалась транспортирующим организациям, и на нефтеперерабатываю­щих заводах, где нефть принималась от транспортирующих ор­ганизаций для переработки. На приемо-сдаточных пунктах осу­ществлялись прием и сдача нефти по количеству и качеству. Нефть предъявляли к приему в калиброванных резервуарах, а качество сдаваемой нефти определялось по отобранным про­бам в химических лабораториях. Данный метод учета нефти мог использоваться в отрасли, пока добыча нефти была ограничен­ной. Впоследствии данный метод учета стал неприемлемым.

Для организации учета нефти с использованием резервуаров и химических лабораторий потребовались бы огромные капи­тальные вложения в их сооружение, кроме того, построить но­вые резервуары и химические лаборатории за короткий проме­жуток времени практически невозможно.

Необходимо было также повысить достоверность учета нефти.

192

Баланс нефти, добываемой и сдаваемой по отрасли, подсчи-тывался ежесуточно по конечным приемо-сдаточным пунктам, т а к как достаточного количества резервуаров для учета нефти на приемо-сдаточных пунктах между транспортирующими орга­низациями не было.

С использованием резервуарного метода очень сложно авто­матизировать процесс коммерческого учета нефти.

Все отмеченные факторы повлияли на пересмотр систем то­варно-учетных операций и перевод их на поточные методы. Бы­ли разработаны и серийно освоены производством счетчики-рас­ходомеры нефти на потоке различных конструкций. В нефтяной промышленности наибольшее применение получили тахометри-ческие вихревые и ультразвуковые приборы. Тахометрические приборы, в свою очередь, подразделяются на обычные и тур­бинные.

При объемном методе измерения поток нефти или нефтепро­дуктов делится механическим способом на отдельные порции, которые подсчитываются. В зависимости от средств разделения потока счетчики подразделяются на несколько типов. Наиболее распространены шестеренчатые и лопастные.

В настоящее время счетчики жидкости с овальными шестер­нями являются основными приборами камерного типа для изме­рения количества жидкостей, с вязкостью от 0,55-10~6 до 3-10~4 м2/с, температурой от —40 до 120°С и давлением до 6,4 МПа, в трубах диаметром до 1.00 мм. При указанных усло­виях погрешность счетчиков составляет ±0,5 %.

Лопастные счетчики жидкости используются у нас в стране в основном для трубопроводов диаметром от 100 до 200 мм. Их подвижная система состоит из цилиндра, вращающегося вокруг своей центральной оси, и четырех лопастей, перемещающихся в радиальных прорезях цилиндра. В любом положении одна или две лопасти выдвинуты из цилиндра практически до упора во внутреннюю цилиндрическую поверхность корпуса счетчика. При этом они перекрывают кольцевой проход и, находясь под раз­ностью давлений жидкости, поступающей и уходящей из счет­чика, перемещаются вместе с последней, вызывая при этом вра­щение всей подвижной системы. Лопасти совершают сложное вращательно-поступательное движение, так как при вращении вместе со своим цилиндром они одновременно перемещаются внутри его прорезей. Цилиндр вращающейся системы может быть расположен как концентрично, так и эксцентрично по от­ношению к внутренней цилиндрической поверхности корпуса счетчика. В первом случае небольшая часть кольцевого про­странства между двумя цилиндрическими поверхностями закры­вается неподвижной вставкой, препятствующей непосредственно­му перетеканию жидкости из подводящей трубы в отводящую.

При измерении малых расходов объемные счетчики обеспе­чивают высокую точность и хорошую повторяемость в большом диапазоне измерения расходов.

13-1113 193

При увеличении вязкости повышается точность объемных счетчиков, так как с увеличением гидравлического сопротивле­ния уменьшаются утечки из камеры.

К недостаткам объемных счетчиков можно отнести большие габариты, необходимость тонкой очистки, увеличение погрешно­сти из-за увеличения утечек в результате истирания роторов и корпуса, поэтому на обслуживание измерительных установок требуются большие эксплуатационные затраты.

В последние годы значительный прогресс достигнут в обла­сти изготовления ультразвуковых расходомеров, действие кото­рых основано на законах распространения звука в жидкости. Ультразвуковые сигналы обычно формируются пьезоэлектриче­ским генератором, который преобразует входной электрический сигнал в последовательность звуковых импульсов.

Основными преимуществами ультразвуковых расходомеров по сравнению с устройствами для измерения расхода других являются:

достаточно высокая точность измерения (погрешность до ± 0 , 5 % от диапазона измерения), сравнимая с точностью тур­бинных расходомеров;

высокая надежность в связи с отсутствием движущихся час­тей, соприкасающихся с контролируемой средой; отложение за­грязнений контролируемой среды на поверхностях датчика не приводит к резкому ухудшению его точности.

Наибольшее применение в нефтяной промышленности нашли счетчики-расходомеры турбинного типа. Принцип работы этих счетчиков — тахометрическии, в основе которого измерение ско­рости потока путем измерения скорости вращения тела (рото­ра), находящегося в потоке.

В турбинных счетчиках основным элементом служит вра­щающаяся в подшипниках турбинка. В идеальных условиях ско­рость вращения турбинки пропорциональна скорости потока и число оборотов соответствует определённому количеству про­пущенного продукта. В реальных условиях, вследствие неравно­мерности потока, дисбаланса ротора и сжимаемости среды, дей­ствительное число оборотов будет отличаться от расчетного, что определяет возникновение погрешности, особенно при малых расходах.

Турбинные счетчики имеют ряд преимуществ по сравнению с объемными. Они не требуют тонкой фильтрации, долговечнее и удобнее в эксплуатации, выдерживают более высокое давле­ние, монтаж их на трубопроводе несложен из-за небольших га­баритов и массы.

Основные недостатки турбинных счетчиков связаны с нали­чием движущихся частей, приводящих к истиранию подшипни­ков и увеличению погрешности, а также большого перепада дав­ления на счетчике из-за находящегося в потоке ротора, создаю­щего сопротивления потоку. При этом возникают потери напо­ра, которые с учетом фильтрации достигают 0,1 МПа. Несмотря

194

«а указанные недостатки, турбинные счетчики выпускаются оте­чественной промышленностью и многими зарубежными фирма-мИ и в настоящее время являются основным средством учета жидкости на потоке.

В нефтяной промышленности широко используются счетчики «Норд», выпускаемые заводами Миннефтепрома, «Турбоквант», выпускаемые в ВНР, и некоторые другие.

Учет количества добытой, а также товарной нефти ведут в массовых единицах (тоннах) в строгом соответствии с едины­ми правилами учета. Они сводятся в основном к:

1) измерению объема нефти; 2) измерению ее средней температуры; 3) определению средней плотности нефти и приведению ее

к20°С; 4) определению содержания воды, солей и механических при­

месей. После получения этих данных объем нефти умножают на

ее среднюю плотность и получают массу брутто нефти. Из дан­ной массы брутто вычитают массу воды, солей и механических примесей и получают массу нетто.

При учете количества нефти в резервуарах объем ее опре­деляют непосредственным замером при помощи замерных лент или уровнемеров. Среднюю температуру нефти получают заме­ром температуры нескольких проб нефти, плотность — ареомет­ром (нефтеденсиметром). Содержание воды, солей и механиче­ских примесей определяется лабораторным анализом средней пробы нефти.

При сдаче нефти с использованием расходомеров (безрезер-вуарная сдача) объем нефти определяют по показаниям расхо­домера, температуру, плотность, содержание воды, солей — со­ответственно термометром, плотномером, солемером и влагоме-

#ром, устанавливаемыми на потоке. В случае их отсутствия эти показатели определяются в результате лабораторного анализа средней пробы нефти, отбираемой пробоотборником на потоке.

УЧЕТ НЕФТИ В РЕЗЕРВУАРАХ

Количество нефти в резервуарах определяют по объему, за­нимаемому ею в резервуаре. Для быстрого и точного определе­ния объема нефти в зависимости от ее уровня (высоты взлива) пользуются заранее составленными калибровочными (замерны­ми) таблицами на резервуар каждого типа. Резервуары калиб­руют различными методами: при помощи мерных сосудов, нали­вом и сливом заранее отмеренных объемов воды (для малых резервуаров); при помощи объемных счетчиков, замеряющих ко­личество налитой воды при одновременном измерении высоты уровня в калибруемом резервуаре, и замером геометрических размеров резервуара.

13* 195

Метод выбирают с учетом объема резервуаров и необходи­мой точности. На практике наиболее доступен метод обмера ре­зервуаров стальной рулеткой длиной 20 м. Вертикальные ци­линдрические резервуары калибруют измерением высоты и внут­реннего диаметра каждого пояса; при этом высоту и толщину листов поясов измеряют, как правило, в трех точках по окруж­ности резервуара, принимая в расчетах средние арифметические их значения. Обмерять рекомендуется при наполнении резервуа­ра жидкостью на 60—80%, поскольку на точность калибровоч­ных таблиц влияет гидростатическое давление.

В калибровочные таблицы вводят поправки на неровности днища, на оборудование, расположенное внутри резервуара. Калибровочная таблица является документом, на основании ко­торого учитывается нефть.

При определении количества нефти, находящейся в резер­вуаре, вначале, зная уровень нефти в резервуаре, по калибро­вочным таблицам находят ее объем.

После этого, взяв из резервуара при помощи пробоотборни­ка пробу нефти, определяют в лаборатории ее плотность. Умно­жая объем нефти на плотность, получают массу нефти.

Плотность нефти в резервуаре не является постоянной для всей массы, поэтому приходится определять среднюю плотность всего объема нефти, чтобы найти массу последней.

В верхних слоях резервуара температура нефти, как прави­ло, выше, чем в нижних. Содержание воды в нефти возрастает сверху вниз, а следовательно, и плотность также будет изме­няться согласно этой закономерности. Для точного определения средней плотности нефти необходимо правильно отбирать сред­нюю пробу, точно и своевременно измерять температуру и плот­ность этой пробы. ]

Уровни нефти и подтоварной воды в резервуарах большой вместимости определяются мерной лентой с миллиметровыми делениями и лотом. Лоты служат для натягивания мерных лент и для определения слоя подтоварной воды посредством прикреп­ляемой к ним водочувствительной ленты.

Измерение уровня рулеткой с лотом осуществляется следую­щим образом:

измеряют базовую сторону (высотный трафарет резервуара) как расстояние по вертикали между днищем или базовым сто­ликом резервуара в точке касания лота рулетки и риской план­ки замерного люка. Полученный результат сравнивают с извест­ной (паспортной) величиной базовой высоты: они не должны отличаться более чем на допустимое отклонение рулетки (1+4 мм), в случае расхождения необходимо выявить причину и устранить;

медленно опускают ленту рулетки с лотом до касания лотом днища или базового столика, не допуская отклонения лота от вертикали, не задевая за внутреннее оборудование и сохраняя спокойное состояние поверхности нефти;

196

Рис. 90. Переносной ме­таллический пробоотбор­ник: / — корпус; 2 — крышка

поднимают ленту рулетки строго вверх, без смещения в сторону, чтобы избежать искажения линии смачивания На ленте рулетки;

отсчет на ленте рулетки производят с точностью до 1 мм немедленно, т. е. после появления смоченной части ленты рулетки над замерным люком.

Уровень в каждом резервуаре изме­ряют не менее двух раз. При получении расхождений в отсчетах более 10 мм из­мерения повторяют и из трех наиболее близких отсчетов берут среднее.

Для контроля за наличием подтовар­ной воды измеряют ее уровень в резер­вуарах и других емкостях при помощи водочувствительной ленты или пробоот­борника. Затем по градуировочной ха­рактеристике резервуаров находят объ­ем подтоварной воды. Для определения объема нефти нужно из объема, отвечающего общему уровню, вычесть объем подтоварной продукции.

При приемо-сдаточных операциях наиболее распространен следующий порядок учета нефти: измерение температуры про­бы сразу же после ее извлечения из резервуара; определение средней плотности нефти и приведение ее к 20°С; определение массового содержания воды (в %) в отобранной средней пробе аппаратом Дина —Старка.

После этих измерений объем обводненной нефти умножают на ее среднюю плотность и получают массу брутто. Из данной массы вычитают массу воды, полученную умножением общей массы «влажной» нефти на массовый процент обводненной неф­ти, и получают массу нетто, т. е. массу чистой нефти, выражен­ную в тоннах.

При отборе пробы нефти пробоотборником (рис. 90) состав­ление средней пробы нефти предусмотрено проводить следую­щим образом.

Уровень с которо­го берут пробу . , Верхний — на рас­

стоянии 200 мм от поверхности нефти

Средний — се­редина высоты взлива

Нижний — ниж­няя образующая приемо-раздаточ-ного патрубка

Число частей, вво­димых в среднюю х

пробу . , . . , 1 3 1

С каждого уровня в направлении сверху вниз, в соответ­ствии с приведенными данными, отбирают пробы нефти, слива­ют их в специально приготовленный сосуд, определяют плот­ность и температуру находящейся в нем нефти, приводят плот­ность нефти к 20 °С.

14-1113 197

Рис. 91. Турбинный расходомер

Масса брутто нефти (в кг) в данном резервуаре составит

<2бр — ^нРсР> где Va — объем нефти в резервуаре, м3; р с р — средняя плотность нефти при / = 2 0 °С, кг/м3.

Нефть учитывается по массе нетто, т. е. за вычетом из мас­сы брутто балласта — содержащихся в нефти воды, хлористых полей и механических примесей (определяется лабораторным способом).

УЧЕТ НЕФТИ ПО СЧЕТЧИКАМ

Основным элементом узла учета нефти является турбинный расходомер. Конструктивно турбинный расходомер (рис. 91) состоит из корпуса 1, внутри которого размещается турбинка 3, насаженная на ось 4. Турбинка вместе с осью вращаются на подшипниках 2. Применяются подшипники качения или сколь­жения. Расходомеры, выполненные на подшипниках качения, предназначены для измерения потоков нефти с вязкостью до 0,3-Ю-4 м2/с, на подшипниках скольжения — до 3-10~4 м2/с

Для повышения надежности и точности работы расходомера в его конструкции предусмотрены обтекатель 5 и направляющие аппараты 7. Снаружи корпуса турбины укреплена фланцевая втулка 6 с резьбовым гнездом для установки магнитоиндукци-онного датчика, представляющего собой катушку индуктивности с сердечником из магнитного материала.

Принцип работы турбинного расходомера основан на пре­образовании линейной скорости движения потока жидкости

198

Т а б л и ц а 13

Норд-Норд-Норд-Норд-1

Норд-' Норд-Норд-Норд-Норд-Норд-Норд-Норд-

-40-25 -40-64 -65-25 . -65-64 -80-25 -80-64 -100-64 -100-25 -150-25 -150-64 -200К-25 -200К-64

Условный диаметр Dy, мм

40 40 65 65 80 80

100 100 150 150 200 200

Условное давление,

МПа

2,5 6,4 2,5 6,4 2,5 6,4 6,4 2,5 2,5 6,4 2,5 6,4

Максималь­ный расход,

м3/ч

35 35 90 90

140 140 250 250 500 500 900 9D0

Расстояние между флан­

цами, мм

180 180 220 220 250 250 280 280 360 360 400 400

Масса, кг

6,5 12 12 17 18 23 30 23 48 72 70

100

в пропорциональную ей угловую скорость вращения крыльчат­ки турбинки. При вращении турбинки расходомера лопасти ее, изготовленные из магнитного материала, наводят импульсы электродвижущей силы в магнитоиндукционном датчике, про­порциональные по- частоте скорости потока жидкости. После­дующим усилением и преобразованием электрических импуль­сов в электронном блоке вызывается срабатывание шестираз­рядного электромеханического счетчика, вынесенного на лице­вую панель электронного блока. В табл. 13 приведены основные типоразмеры разработанных расходомеров типа «Норд» и их характеристики.

Относительная погрешность турбинного расходомера при из­мерении количества нефти (при 20±2°С) в зависимости от диа­пазона расходов приведена ниже.

Диапазон расходов, °/о от макси­мального расхода Ю-100 20-100 60-100 Относительная погрешность, % . . ±1 ±0,5 ±0,25

Несмотря на относительно высокую точность замера расхода турбинными расходомерами, особенно при нагрузках, прибли­жающихся к максимальным, они требуют проверки, так как со временем отклонения в их показаниях могут значительно воз­растать (в связи с износом лопаток, подшипников и т. д.).

Для проверки турбинных расходомеров непосредственно на месте создана поверочная трубо-поршневая установка (ТПУ). Работа ее основана на сравнении расходов, полученных расхо­домером на узле учета и ТПУ, при прохождении через них оди­наковых количеств жидкости в определенный интервал времени.

Конструктивно ТПУ состоит (рис. 92) из трубо-поршневого устройства / и электронного блока //. Трубо-поршневое устрой­ство состоит из калиброванного участка трубы 2, тройника 7, расширителя /, крана-манипулятора 3, двух детекторов 4, ша-

14* 1Q0

Рис. 92. Поверочная трубо-поршневая установка

Рис. 93. Принципиальная схема узла учета нефти с ТПУ: / — турбинные расходомеры; 2 — струевыпря-мители; 3 — фильтры; 4 — дроссели; 5 — вход нефти; 6 — манометр; 7 — термометр ; 8 — блок трубо-поршневой установки; 9 — устрой­ство сигнализации положения задвижек; 10— сигнализатор перепада давления; // — преоб­разователь цифропечати; 12 — операционное устройство; 13—блок телемеханики; 14 — блок качества; 15 — блок питания; 16— блок

"автоматического пробоотборника; П — пробо­отборник; 18 — плотномер; 19 — преобразова­тель солесодержания; 20 — преобразователь влагосодержания; 21 — выход нефти; 22 — задвижка; 23 — насос; 24, 25 — переключаю­щие задвижки; 26 — трубо-поршневая уста­новка

А, •А i<t

-гхь

гПГгь-1 -и

-7 1 Г—7 Г ?"• Z3 21 6 Z!

Выход -а»

рового разделителя 8, термометров 6 и образцового мано­метра 5.

Калиброванный участок трубы 2 установки ограничивается двумя детекторами 4, которые фиксируют прохождение шаро­вым разделителем этого участка трубы. Для уменьшения изно­са шарового разделителя внутренняя поверхность калиброван­ного участка трубы покрывается эпоксидной смолой. Наружная часть трубо-поршневого устройства теплоизолирована.

Принцип работы поверочной ТПУ заключается в следующем. Перед началом поверки для стабилизации температуры и дав­ления налаживают циркуляцию нефти через установку. После

200

этого включают питание электронного блока и запускают шаро­вой разделитель.

В процессе движения шарового разделителя по калиброван­ному трубопроводу в момент прохождения его мимо детекто­ров выдаются последовательно сигналы в электронный блок // (см. рис. 92), фиксирующие начало и конец отсчета. По коман­де первого детектора электронный блок начинает считать им­пульсы, поступающие от поверяемого расходомера. По команде второго детектора счет этих импульсов прекращается. Одновре­менно электронный блок фиксирует промежуток времени между срабатываниями детекторов.

По известному числу импульсов и времени рассчитывается расход нефти через поверяемый расходомер. Кроме того, в элек­тронном блоке по известному количеству нефти, проходящей через калиброванный участок трубы, определяется расход ее через ТПУ. Сравнение этих данных в электронном блоке поз­воляет определить погрешность поверяемого расходомера. Для более точного определения погрешности поверку проводят в не­сколько приемов. Среднее арифметическое погрешностей при­нимают за погрешность данного расходомера до следующей его поверки.

На рис. 93 приведена принципиальная схема узла учета нефти с оснащением его трубо-поршневой установкой.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. Чем вызывается необходимость учета нефти при ее добы­че, подготовке и транспортировании?

2. Расскажите о способах и технических средствах учета нефти. Их совершенствование, чем это обусловлено.

3. Когда применяются калибровочные таблицы резервуаров? Как они составляются?

4. Как определить количество нефти в резервуаре? 5. Назовите типы расходомеров, применяемых для учета

нефти. 6. Как осуществляется поверка расходомеров нефти? Расска­

жите о принципе их работы.

Г л а в а 8. ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

ЭКСПЛУАТАЦИЯ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЕ СОСУДОВ, РАБОТАЮЩИХ ПОД ДАВЛЕНИЕМ

К сосудам, работающим под давлением, относятся аппара­тура и другое технологическое оборудование, работающие под давлением свыше 0,07 МПа (без учета гидростатического дав­ления).

Сосуды, работающие под давлением, должны быть снабжены: а) приборами для измерения давления и температуры

среды; б) достаточным для их ремонта и осмотра числом лазов,

расположенных в местах, доступных для обслуживания; в) предохранительными клапанами для защиты сосуда от

разрушения; г) запорными органами; д) указателями уровня жидкости. Для отключения сосудов от коммуникаций на подводящих

и отводящих трубопроводах должны устанавливаться задвижки. Правилами запрещается установка задвижек между сосудом

и предохранительным клапаном и на линии сброса давления с предохранительных клапанов. Манометры устанавливаются на штуцере корпуса сосуда или на трубопроводе до задвижки.

Манометры для измерения давления в сосудах должны иметь класс точности не ниже 2,5.

Число предохранительных клапанов, их размеры и пропуск­ная способность должны быть выбраны по расчету так, чтобы в сосуде не могло образоваться давление, превышающее рабо­чее давление более чем на 0,05 МПа для сосудов с давлением до 0,3 МПа, на 15% — д л я сосудов с давлением от 0,3 до 6 МПа и на 10% — д л я сосудов с давлением свыше 6 МПа.

На установках подготовки нефти работает большое количе­ство нефтеаппаратуры (отстойники, электродегидраторы, нефте­газовые сепараторы, бензосепараторы, емкости для сжиженных газов и т. д.), на которую распространяются «Правила безопас­ной эксплуатации сосудов, работающих под давлением».

Некоторые сосуды, на которые распространяются эти Пра­вила, должны быть до пуска в работу зарегистрированы в орга­нах Госгортехнадзора. Регистрации не подлежат:

сосуды, работающие под давлением неедких, неядовитых и невзрывоопасных сред при температуре стенки не выше 200 °С, у которых произведение вместимости V (в л) на давление р (в МПа) не превышает 1000, а также сосуды, работающие под

давлением едких, ядовитых и взрывоопасных сред при указан-

202

ной выше температуре, у которых произведение Vp не превы­шает 50;

колонны для разделения газов при температуре ниже __130°С, а также аппараты, непосредственно связанные с ними; теплообменники разделительных аппаратов (колонны), конден­саторы-испарители, испарительные сосуды, адсорберы, фильтры;

сосуды холодильных установок; резервуары воздушных электрических выключателей; сосуды, входящие в систему регулирования, смазки и уплот­

нения турбин, генераторов и насосов: баллоны для транспортирования и хранения сжатых, сжи­

женных и растворенных газов вместимостью до 100 л, а также бочки для перевозки сжиженных газов;

генераторы (реакторы) для получения водорода, используе­мые гидрометеорологической службой;

сосуды, включенные в закрытую систему добычи нефти и га­за (фонтанные и замерные трапы, газосепараторы и т.д.);

сосуды, баллоны-сосуды и цистерны, находящиеся под дав­лением периодически, при их опорожнении;

сосуды, установленные в подземных горных выработках. Все сосуды, регистрируемые и не регистрируемые в органах

Госгортехнадзора, должны учитываться предприятиями в спе­циальной книге учета и освидетельствования сосудов, хранящей­ся у лица, осуществляющего надзор за сосудами на предприя­тии. Регистрация сосуда производится на основании письменно­го заявления администрации предприятия — владельца сосуда. Для регистрации должны быть представлены:

паспорт сосуда установленной формы; акт, удостоверяющий, что монтаж и установка сосуда произ­

ведены в соответствии с проектом и настоящими Правилами, сосуд и все его элементы находятся в исправном состоянии, а также схема включения сосуда с указанием источника давле­ния, параметров его рабочей среды, арматуры, контрольно-изме­рительных приборов, средств автоматического управления, предохранительных и блокировочных устройств.

О регистрации сосуда орган Госгортехнадзора делает отмет­ку в паспорте (ставит штамп) и возвращает его предприятию — владельцу сосуда.

Разрешение на пуск в работу сосудов, подлежащих регист­рации, выдается инспектором Госгортехнадзора после регистра­ции и технического освидетельствования этих сосудов.

Разрешение на пуск в работу сосудов, не подлежащих ре­гистрации в органах Госгортехнадзора, выдается лицам, назна­ченным приказом по предприятию для осуществления надзора за сосудами, на основании результатов их технического освиде­тельствования.

Разрешение на пуск сосуда в работу с указанием сроков следующего технического освидетельствования записывается в паспорт сосуда и в книгу учета и освидетельствования сосудов.

9ПЗ

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЕ СОСУДОВ

Сосуды, на которые распространяется действие Правил, должны подвергаться техническому освидетельствованию (внут­реннему осмотру и гидравлическому испытанию) до пуска в ра­боту, периодически в процессе эксплуатации и досрочно.

Техническое освидетельствование сосудов, зарегистрирован­ных в органах надзора, должно производиться инспектором кот­лонадзора.

Гидравлическое испытание вновь установленных сосудов при техническом освидетельствовании разрешается не проводить, если с момента проведения такого испытания на заводе-изгото­вителе прошло менее 12 мес, сосуды не получили повреждений при транспортировке к месту установки и монтаж их произво­дился без применения сварки или пайки элементов, работающих под давлением.

Сосуды, находящиеся в эксплуатации и зарегистрированные в органах Госгортехнадзора, должны подвергаться техническо­му освидетельствованию инспектором. При этом внутренний осмотр с целью выявления состояния внутренних и наружных поверхностей и влияния среды на стенки сосудов проводится не реже 1 раза в- четыре года, а гидравлическое испытание с предварительным внутренним осмотром — не реже 1 раза в восемь лет.

Для гидравлического испытания допускается применять во­ду или другие некоррозионные, неядовитые, невзрывоопасные, невязкие жидкости.

В случаях когда проведение гидравлического испытания невозможно (большие нагрузки от веса воды на фундамент, междуэтажные перекрытия, трудность удаления воды, наличие внутри сосуда футеровки, препятствующей заполнению сосуда водой), разрешается заменять его пневматическим испытанием (воздухом или инертным газом) на такое же пробное давление. Этот вид испытания допускается только при условии положи­тельных результатов тщательного внутреннего осмотра и про­верки прочности сосуда расчетом.

При пневматическом испытании должны быть приняты меры предосторожности: вентиль на заполнительном трубопроводе от источника давления и манометры должны быть выведены за пределы помещения, в котором находится испытываемый сосуд, а люди на время испытания сосуда пробным давлением удале­ны в безопасные места. Под пробным давлением сосуд должен находиться в течение 5 мин, после чего давление постепенно снижают до рабочего и производят осмотр сосуда с проверкой плотности его швов и разъемных соединений мыльным раство­ром или другим способом. Остукивание сосуда под давлением при пневматическом испытании запрещается.

Техническое освидетельствование зарытых в грунт сосудов, с некоррозионной средой, а также с нефтяным газом с.содержа-

204

нием сероводорода не более 5 г на 100 м3 может производиться без освобождения их из грунта и снятия наружной изоляции при условии замера толщины стенок сосудов неразрушающим методом контроля.

Резервуары, установленные (зарытые) в грунте, для хране­ния жидкого нефтяного газа с содержанием сероводорода не бо­лее 5 г на 100 м3 подлежат техническому освидетельствованию (внутреннему осмотру и гидравлическому испытанию) не реже одного раза в 10 лет.

Сосуды подвергаются досрочным техническим освидетель­ствованиям:

а) после реконструкции и ремонта с применением сварки или пайки отдельных частей сосуда, работающих под давлением;

б) если сосуд перед пуском в работу находился в бездей­ствии более одного года, за исключением случаев складской консервации, при которой освидетельствование сосудов обяза­тельно перед пуском в эксплуатацию при хранении свыше трех лет;

в) если сосуд был демонтирован и установлен на новом месте;

г) перед наложением на стенки сосуда защитного покрытия, если оно производится предприятием — владельцем сосуда;

д) если такое освидетельствование необходимо по усмотре­нию инспектора, лица, осуществляющего надзор, или лица, от­ветственного за исправное состояние и безопасное действие сосуда.

Техническое освидетельствование сосудов производится ин­спектором котлонадзора в присутствии лица, ответственного за исправное состояние и безопасное действие сосудов или выде­ленного администрацией предприятия из лиц инженерно-техни­ческого персонала.

Предприятия — владельцы сосудов должны проводить: внутренний осмотр и гидравлическое испытание вновь уста­

новленных сосудов, не подлежащих регистрации в органах над­зора,— перед пуском их в работу;

внутренний осмотр всех сосудов (зарегистрированных и не регистрируемых в органах надзора) —не реже чем через каж­дые 2 года, за исключением сосудов, работающих со средой, вызывающей коррозию металла, которые должны подвергаться внутреннему осмотру не реже чем через 12 мес.

Внутренний осмотр сосудов, включенных в системы с непре­рывно действующим технологическим процессом, с некоррозион­ной рабочей средой, остановка которых по условиям производ­ства невозможна, допускается совмещать с капитальным ре­монтом.

Техническое освидетельствование сосудов должно произво­диться лицом, осуществляющим надзор за сосудами на пред­приятии, в присутствии лица, ответственного за исправное со­стояние и безопасное действие сосудов.

205

Результаты и сроки следующих технических освидетельство­ваний должны записываться в паспорт сосуда лицом, произво­дившим данное техническое освидетельствование.

День проведения внутреннего осмотра и гидравлического ис­пытания сосудов устанавливается администрацией предприятия, причем сосуд должен быть предъявлен к освидетельствованию не позднее срока, указанного в его паспорте. Администрация предприятия не позднее чем за 10 дней обязана уведомить ин­спектора котлонадзора о готовности сосуда к освидетельство­ванию.

Перед внутренним осмотром и гидравлическим испытанием сосуд должен быть установлен, охлажден (отогрет), освобожден от заполняющей его рабочей среды, отключен заглушками от всех трубопроводов, соединяющих сосуд с источником давления или с другими сосудами, очищен до металла.

Футеровка, изоляция и другие виды защиты от коррозии должны быть частично или полностью удалены, если имеются признаки, указывающие на возможность возникновения дефек­тов металла сосуда под защитным покрытием (неплотность фу­теровки, следы промокания изоляции и т. п.).

Перед гидравлическим испытанием вся арматура должна быть тщательно очищена, краны и клапаны притерты, крышки, люки и т. п. плотно закрыты.

При работе внутри сосуда (внутренний осмотр, ремонт, чист­ка и т. п.) должны применяться искробезопасные светильники на напряжение не выше 12 В, а при взрывоопасных средах — во взрывобезопасном исполнении. Применение керосиновых и дру­гих ламп с легковоспламеняющимся веществом не разрешается.

В н у т р е н н и й о с м о т р . Сосуды высотой более 2 м перед внутренним осмотром должны быть оборудованы приспособле­ниями, обеспечивающими безопасный доступ при осмотре всех частей сосуда.

При внутреннем осмотре сосуд осматривают как с внутрен­ней, так и с наружной стороны.

При невозможности (по конструктивным особенностям сосу­да) проведения внутреннего осмотра последний заменяется гид­равлическим испытанием с осмотром в доступных местах.

Внутренний осмотр сосудов с выдвижной трубной системой производится с выемкой этой системы (например, теплообмен­ники).

При внутреннем осмотре вновь установленного сосуда про­изводится проверка соответствия его требованиям Правил, чер­тежам и другим документам паспорта. При этом необходимо убедиться в отсутствии:

дефектов, связанных с изготовлением, транспортировкой, хранением и монтажом сосуда (трещины, вмятины, расслоение металла, смещение кромок свариваемых элементов, корро­зия и т. д.);

206

дефектов сварных швов (непровары и пористость, выходя­щие на поверхность, кратеры, свищи, подрезы в местах пере­водов от шва к основному металлу, наплывы и т. п.);

трещин и пористости, выходящих наружу, свищей и раковин з литых стальных и чугунных сосудах или их элементах;

повреждений защитного слоя, особенно в зоне сварных швов, загибов и отбортовок у сосудов, изготовленных из двухслой­ных металлов.

При периодическом внутреннем осмотре проверяют отсут­ствие повреждений и износа элементов сосуда, возникающих в процессе его эксплуатации.

К наиболее характерным повреждениям сосудов относятся: трещины, чаще всего возникающие в местах загибов, отбор­

товок, в заклепочных швах и в местах приварки опор и колец жесткости; коррозионные повреждения внутренних, а также на­ружных поверхностей сосуда, особенно в нижней части и в мес­тах опор;

механический износ (истирание), чаще наблюдающийся у со­судов, снабженных мешалками;

выпучины, овальность, коррозионный износ, износ запорных устройств крышек с накидными болтами и др.

При наличии утончения стенки нужно измерить оставшуюся ее толщину для определения возможности работы сосуда с уста­новленными параметрами.

Г и д р а в л и ч е с к о е и с п ы т а н и е производится при удо­влетворительных результатах внутреннего осмотра.

Гидравлическое испытание сосудов, работающих при темпе­ратуре стенок до 200 °С, при периодическом освидетельствова­нии должно производиться пробным давлением, значения кото­рого приведены ниже.

Сосуды

Давление, МПа: рабочее рР

пробное рПр

Все, кроме ли­тых

<0,5

1,5 /7Р, но менее 0,2

не

Все, кроме ли­тых

5*0,5

1,25 рр, но не менее рР + 0,3

Литые

Независимо от давления 1,5 рР, но не менее 0,3

Гидравлическое испытание эмалированных сосудов независи­мо от давления должно производиться давлением, указанным в паспорте, но не меньшим, чем рабочее.

Гидравлическое испытание сосудов, работающих при темпе­ратурах от 200 до 400 °С, производится давлением, превышаю­щим рабочее не менее чем в 1,5 раза, а сосудов, работающих при температуре свыше 400 °С,— давлением, превышающим ра­бочее не менее чем в 2 раза.

Перед повышением давления при гидравлическом испытании необходимо убедиться в отсутствии воздуха в сосуде. Если для гидравлического испытания сосуд был заполнен холодной водой

207

и на его стенках появилась роса, то испытание должно прово­диться только после высыхания стенок сосуда.

При гидравлическом испытании давление в сосуде должно измеряться контрольным манометром. При отсутствии его до­пускается применение двух проверенных рабочих манометров.

При гидравлическом испытании должно быть обеспечено по- ; степенное и плавное повышение и снижение давления.

Под пробным давлением сосуд должен находиться в течение 5 мин; затем давление постепенно снижается до рабочего, при ; котором инспектор котлонадзора осматривает сосуд, обращая особое внимание на заклепочные и сварные швы и вальцовоч- ' ные соединения. Обстукивание заклепочных швов при нахожде­нии сосуда под давлением запрещается.

Если есть признаки пропуска воды через наружную изоля­цию (промокание, вздутие), она полностью или частично уда­ляется.

При гидравлическом испытании сосудов, имеющих укрепляю­щие кольца, выход воды через контрольные отверстия является признаком неплотности шва.

Если во время испытания внутри сосуда слышны удары, шум и стук или если происходит резкое падение давления, то гидрав­лическое испытание прекращается и производится осмотр сосу­да для установления причин их появления и возможных повреж­дений.

В н е о ч е р е д н о е о с в и д е т е л ь с т в о в а н и е . При внеоче­редном освидетельствовании сосуда после ремонта или рекон­струкции надлежит уделить особое йнимание проверке докумен­тации, подтверждающей качество произведенных работ и соот­ветствие материалов требованиям Правил.

При освидетельствовании сосуда после демонтажа и установ­ки на новом месте особое внимание обращается на возможные повреждения элементов сосуда при транспортировке и монтаже.

Внеочередное освидетельствование установленного ,сосуда после бездействия его более одного года или хранения на скла­де более трех лет производится так же, как и периодическое, при этом особое внимание обращается на возможные коррози­онные повреждения.

При внеочередном освидетельствовании сосуда перед нало­жением защитного покрытия производится тщательная провер­ка состояния элементов, на которые наносится покрытие.

Обслуживающий персонал обязан строго выполнять инст­рукции по ремонту сосудов и безопасному их обслуживанию и своевременно проверять исправность действия запорной арма­туры, контрольно-измерительных приборов и предохранитель­ных устройств.

Сосуд должен быть остановлен при: а) превышении давления в сосуде выше разрешенного, не­

смотря на принятые меры; б) неисправности предохранительных клапанов;

208

в) обнаружении в основных элементах сосуда трещин, выпу-чин, пропусков и отпотеваний в сварных швах, разрыва вро-кладок;

г) возникновении пожара, непосредственно угрожающего сосуду;

д) неисправности манометра и невозможности определить давление по другим приборам;

е) снижении уровня жидкости ниже допустимого в сосудах с огневым подогревом;

ж) неисправности или неполном количестве крепежных де­талей крышек и люков;

з) неисправности указателя уровня жидкости.

ОБСЛУЖИВАНИЕ СИСТЕМЫ ПРОМЫШЛЕННОЙ КАНАЛИЗАЦИИ

Каждая установка подготовки нефти, каждый резервуарный парк должны иметь систему промышленной канализации.

Хозяйственно-бытовая канализация не должна соединяться с промышленной канализацией. Промышленная канализация, как правило, выполняется в подземном варианте.

Канализационные колодцы должны закрываться металличе­скими крышками. Крышки сверху должны засыпаться песком слоем не менее 10 см (в металлическом кольце).

Технологические площадки должны иметь приямки (трапы) для отвода промышленных вод. Канализация от этого приямка должна соединяться с системой канализации с обязательной установкой гидрозатвора. Гидрозатвор должен иметь уровень жидкости высотой не менее 250 мм, считая от нижнего обреза отвода гидрозатвора.

Гидрозатворы устанавливаются также через каждые 150 м системы канализации.

Исполнение системы канализации и степень ее загрузки сбрасываемой жидкостью должны исключать переполнение ка­нализационных колодцев. Перед пуском новой системы канали­зации в работу, а также после ремонта или очистки система испытывается водой, при этом проверяют уровень воды в колод­цах, особенно оснащенных гидрозатворами, а также пропуск­ную способность системы и соответствие ее проекту.

На установке, резервуарном парке должна быть вывешена схема промышленной канализации. Канализационные колодцы нумеруются и обозначаются по месту.

В случае повреждения канализации или обнаружения ее неисправности принимаются немедленные меры по ее ремонту.

Ответственность за исправное состояние и правильную экс­плуатацию системы канализации приказом по цеху возлагается на одного из инженерно-технических работников.

9ПО

ОБСЛУЖИВАНИЕ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Чтобы добиться максимальной экономичности, безопасности и безаварийности в работе оборудования, необходимо правиль­но эксплуатировать, регулярно ремонтировать и систематически учитывать работу оборудования.

В вахтенном журнале через определенные промежутки вре­мени записываются показания приборов, а также все замечания о работе агрегатов, в ремонтном журнале отмечаются все дефек­ты, обнаруженные в процессе эксплуатации и при очередных осмотрах и ремонтах.

ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ НАСОСЫ

В нефтяной промышленности применяются центробежные на­сосы различных типов. Условия эксплуатации насосов разли­чаются по температуре перекачиваемой жидкости и назначению насосов.

Иногда неполадки при работе центробежных насосов проис­ходят от изменения давления во всасывающей линии, что при­водит к кавитации, сопровождаемой вибрацией насоса, шумом и уменьшением расхода и напора, а также разрушением стенок каналов рабочего колеса.

Явление к а в и т а ц и и состоит в следующем: если давление потока жидкости при входе в насос по какой-либо причине па­дает ниже соответствующего давления паров при данной тем­пературе, то начинается вскипание жидкости. Пары жидкости образуют в канале насоса воздушные пузырьки, которые нару­шают плавность потока. Как только пузырьки попадают на входные кромки лопаток рабочего колеса, т. е. в зону повышен­ного давления, они мгновенно конденсируются. Жидкость с не­большой скоростью устремляется в освободившееся от пузырь­ков пространство, что сопровождается местными гидравлически­ми ударами. Механическое разрушение лопаток дополняется химической коррозией, т. е. разъеданием выделяющимися газа­ми, особенно кислородом.

Явление кавитации может наступить, когда давление у вхо­да в рабочее колесо падает ниже определенного значения, если подача или число оборотов увеличиваются против расчетных и температура жидкости повышается без соответствующего уве­личения давления.

Во избежание срыва всасывания необходимо ограничивать высоту всасывания подогретой жидкости. Горячие жидкости сле­дует подводить к всасывающему патрубку с избыточным давле­нием. Кроме того, во избежание срыва всасывания следует уменьшать сопротивление во всасывающей трубе за счет умень­шения ее длины, местных сопротивлений и скорости жидкости,

210

а также избегать работы насоса в области чрезмерно большой подачи по сравнению с расчетной.

П у с к ц е н т р о б е ж н ы х н а с о с о в осуществляется сле­дующим образом. Проверяют наличие масла в подшипниках насоса и двигателя и при необходимости доливают, проверяя уровень по маслоуказательному стеклу. Провертывают ротор насоса от руки, чтобы убедиться в свободном его вращении. Перед пуском насоса надо закрыть задвижку на нагнетатель­ной линии и открыть задвижку на всасывающей, чтобы залить насос жидкостью.

Существует несколько способов заливки насосов. Наиболее распространен подпор на всасывании.

Перед пуском насоса открывают кран, находящийся в верх­ней части насоса, убеждаются, что весь накопившийся воздух удален и насос заполнен жидкостью. Когда насос расположен выше уровня перекачиваемой жидкости, применяют приемные клапаны с сеткой на конце всасывающей трубы, и перед пуском насос также заливают жидкостью до тех пор, пока она не по­кажется в воздушном кране.

Работа насоса без жидкости совершенно недопустима, так как без смазки внутренних уплотнений, которые имеют неболь­шие зазоры, может произойти заедание ротора и потребуется внеочередной ремонт.

Во время заливки насоса ротор проворачивают от руки, а за­тем открывают все вентили на линиях, подающих масло и воду.

При разъединенной муфте проверяют направление вращения привода (большинство насосов нормального ряда вращается против часовой стрелки; вращение насосов в обратную сторону может привести к отвертыванию защитных втулок).

Центробежный насос включается в работу при закрытой на­порной задвижке. В этом случае насос потребляет минималь­ную мощность, что имеет существенное значение для коротко-замкнутых двигателей, потребляющих в момент запуска мощ­ность, в 5—6 раз превышающую номинальную. Затем постепен­но открывают задвижку на напорной линии.

Насосы, предназначенные для горячих нефтепродуктов, пе­ред пуском необходимо прогреть циркуляцией горячей жидкости через насос в течение 2—3 ч. Температура корпуса насоса по­степенно повышается. Разность температур у корпуса и перека­чиваемого продукта не должна превышать 40 °С.

Неравномерный нагрев насоса может привести к перекосу агрегата и искривлению вала, заеданию защитных колец рабо­чего колеса или к образованию трещин в корпусе. Горячий неф­тепродукт должен свободно циркулировать по всему корпусу, не образуя в нижней его части «мешков» из холодного нефте­продукта.

Во время работы насоса необходимо систематически прове­рять нагрев подшипников, состояние сальников и давление на манометре, а также следить за небольшой утечкой продукта че-

Т а б л и ц а 14

Неисправность Причина возникновения Способ устранения

Прекращение по­дачи жидкости по­сле пуска насоса

Потребление насо­сом большой мощ­ности при его пу­ске

Уменьшение пода­чи насоса в про­цессе работы

Уменьшение напо­ра насоса в про­цессе работы

Перегрузка двига­теля

Недостаточное заполнение на­соса жидкостью Неплотности во всасывающем трубопроводе или сальниках насоса Неправильное направление вращения или недостаточное число оборотов

Открыта задвижка на напор­ном трубопроводе Засорилась трубка, отводящая жидкость от разгрузочного устройства Неправильная установка рабо­чих колес или разгрузочного диска Заедание уплотнительных ко­лец

Перегорел предохранитель од­ной из фаз электродвигателя трехфазного тока

Уменьшение числа оборотов Просачивание воздуха во вса­сывающую трубу или в кор­пус насоса через сальники Увеличение сопротивления в напорном трубопроводе Засорение рабочего колеса

Механические повреждения, из­нос уплотняющих колец и по­вреждение рабочего колеса

Уменьшение числа оборотов Наличие воздуха в жидкости

Повреждение напорного тру­бопровода Механические повреждения: износ уплотняющих колец и повреждение рабочего колеса

Подача насоса выше допусти­мой (напор меньше расчетно­го) Механические повреждения двигателя или насоса

Повторить заливку

Осмотреть трубопровод и сальники и устранить неплотности Проверить двигатель

Закрыть задвижку на время пуска Осмотреть и очистить трубку

Проверить и устранить неправильную сборку

Проверить вращение ро­тора от руки; если ротор вращается туго, устра­нить заедание Осмотреть предохрани­тель и заменить новым

Проверить трубопровод Проверить двигатель

Проверить задвижки

Осмотреть и прочистить колесо Сменить поврежденные детали

Проверить двигатель Проверить всасывающую трубу, подтянуть или сменить набивку сальни­ка Закрыть задвижку на­порного трубопровода Сменить поврежденные детали

Прикрыть задвижку на напорном трубопроводе

Проверить двигатель и насос и устранить обна­руженные повреждения

212

Продолжение табл. 14

Неисправность

ибрация и шум насосе

Причина возникновения

Неправильная установка агре­гата Частичное засорение рабочего колеса Механические повреждения: прогиб .вала, заедание враща­ющихся частей и износ под­шипников Ослабление креплений на на­порной и всасывающей трубах Кавитация

Способ устранения

Проверить агрегат

Осмотреть и прочистить насос Сменить поврежденные детали

Подтянуть крепления

Не изменяя числа обо­ротов, уменьшить пода­чу, прикрыв напорную задвижку, уменьшить со­противление во всасыва­ющей линии, герметизи­ровать ее соединения и увеличить подпор

рез сальник. Отсутствие утечки показывает, что сальник слиш­ком туго набит, и поэтому надо осторожно ослабить гайки у шпилек грундбукс.

Температура подшипников не должна превышать более чем на 50°С температуру воздуха в машинном отделении и не под­ниматься при этом выше 70 °С.

Возможные неисправности при работе центробежных насо­сов и способы их устранения приведены в табл. 14.

ПОРШНЕВЫЕ КОМПРЕССОРЫ

П о д г о т о в к а к п у с к у заключается в следующем. Ком­прессор и двигатель осматривают и удаляют все посторонние предметы; проверяют и подготавливают систему смазки; пуска­ют в систему охлаждающую воду и проверяют ее истечение из каждой сливной трубки. Открывая вентиль, соединяющий нагне­тательный патрубок компрессора с линией холостого хода, не­обходимо помнить, что нельзя пускать компрессор непосредст­венно в линию, находящуюся под давлением. Открывают про­дувочные вентили на промежуточных холодильниках.

Пуск к о м п р е с с о р а . Различают пуск компрессора после монтажа, ремонта или значительного перерыва в работе и нор­мальный пуск после кратковременного перерыва. В первом слу­чае проводятся опробование и обкатка компрессора.

Опробование и обкатка выполняются вхолостую (с вытяну­тыми клапанами). При опробовании компрессор несколько раз пускают в работу на небольшое время (5 мин, 20 мин, 1 ч); каждый раз после остановки на ощупь проверяют нагрев от-

15—1113

дельных частей, температура которых не должна превышать 45—55 °С. Во время обкатки увеличивают норму расхода масла для смазки цилиндров и чаще меняют масло для смазки криво-шипно-шатунного механизма.

После обкатки в цилиндры компрессора устанавливают кла­паны и производят продувку агрегата и трубопроводов. По окончании продувки компрессор пускают в работу и постепен­но начинают поднимать давление нагнетания до нормального. Этот период наиболее ответственный, и надо тщательно следить за работой компрессора, обращая особое внимание на давление масла, нагрев крышек клапанов, состояние сальников и подачу воды в систему охлаждения. При достижении компрессором нормальной нагрузки необходимо следить за температурой воз­духа, воды и масла.

Уход за компрессором во время работы состоит в следую­щем. Систематически осматривают компрессор и проверяют исправность действия; при появлении ненормального стука аг­регат немедленно останавливают. Периодически (не реже чем через 2 ч) проверяют давление и температуру на выходе ком­прессора и по ступеням. Если обнаружатся резкие изменения давления и температуры, то компрессор надо остановить. Тем­пература сжатого воздуха или газа на выходе и по ступеням должна соответствовать инструкции для данной машины. Для двухступенчатого воздушного компрессора нормальной являет­ся температура на выкиде 150—160°С, а температура воздуха после промежуточного холодильника не должна превышать температуры воздуха, засасываемого первой ступенью, более чем на 10°С.

Необходимо следить за уровнем масла в лубрикаторе, мас­ленках, резервуаре ручной смазки, станине и доливать свежее масло. Одновременно надо проверять давление и температуру масла в циркуляционной системе смазки. Кроме того, необходи­мо периодически очищать или менять фильтрующие элементы.

Нормальное давление в промежуточном холодильнике ука­зывается в заводской инструкции. Если это давление больше нормального, то цилиндр низкого давления (ЦНД) перегружен, а цилиндр высокого давления (ЦВД) недогружен, и наоборот, если давление меньше нормального.

Машинист должен следить за охлаждающей водой, не допус­кая увеличения ее температуры выше 35—40 °С.

Через каждые 2 ч необходимо продувать промежуточные холодильники и маслоотделители.

Основные неисправности компрессора, в результате которых может быть нарушена его нормальная работа, следующие.

Понижение подачи вследствие неисправности клапанов, за­сорения фильтров, разработки цилиндров, поршней и поршне­вых колец.

Ненормальное распределение давления по ступеням из-за неисправностей клапанов и пропуска поршневых колец. 214

Стуки и удары, свидетельствующие о серьезной неисправно­сти агрегата (машину надо немедленно остановить для выясне­ния причин и исправления повреждений).

Плохая работа клапанов (наиболее часто встречающаяся неисправность компрессоров) по причине заедания клапанных пластин в результате неправильной сборки или загрязнения, а также в результате неправильной установки клапанов (когда всасывающий и нагнетательный клапаны перепутаны при уста­новке), вследствие попадания постороннего тела между плас­тинками клапана и седлом, из-за слишком слабых пружин кла­панов, из-за неправильной посадки седла.

Неисправность клапанов ЦНД вызывает падение давления в холодильнике, а неисправность клапанов ЦВД приводит к по­вышению давления в холодильнике.

Компрессор должен быть остановлен: если манометр на любой ступени компрессора, а также на

нагнетательной линии показывает давление выше допустимого; если манометр системы смазки механизма движения показы­

вает давление ниже допустимого; при внезапном прекращении подачи охлаждающей воды или

другой аварийной неисправности системы охлаждения; если слышны стуки, удары в компрессоре или двигателе

либо обнаружены их неисправности, которые могут привести к аварии;

при температуре сжатого воздуха или газа выше предельно допустимой нормы, приведенной в паспорте завода-изготовителя;

при пожаре;

при появлении запаха гари или дыма из компрессора или электродвигателя;

при заметном увеличении вибрации компрессора или элек­тродвигателя.

После аварийной остановки компрессора пуск его может быть произведен с разрешения лица, ответственного за безопас­ную эксплуатацию компрессорной установки.

Каждая работающая компрессорная установка или группа однородных компрессорных установок должна иметь следую­щую техническую документацию:

а) схему трубопроводов (сжатого воздуха или газа, воды, масла) с указанием мест установок задвижек, вентилей, влаго-маслоотделителей, промежуточных и концевых холодильников, воздухосборников, контрольно-измерительных приборов, а так­же схемы электрических кабелей, автоматики и т. п.; схемы должны быть вывешены на видном месте;

б) инструкцию по безопасному обслуживанию компрессор­ной установки;

в) журнал учета работы компрессора; г) журнал (формуляр) учета ремонтов компрессорной уста­

новки, в который должны быть занесены результаты проверки сварных швов;

15* IF;

д) паспорт-сертификат компрессорного масла и результать: его лабораторного анализа;

е) график планов предупредительного ремонта компрессор­ной установки.

ОБСЛУЖИВАНИЕ РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКОВ

Группы резервуаров, в которых производятся операции по приему, хранению и в отдельных случаях по учету нефти, обра­зуют резервуарные парки. Резервуарные парки являются наи­более пожароопасными объектами в нефтяной промышленно­сти. Пожароопасность этих объектов усугубляется тем, что в ре-зервуарных парках, как правило, находится большое количе­ство нефти. Кроме того, газовое пространство резервуаров при определенных технологических операциях заполнено взрыво­опасной газовоздушной смесью. Вследствие указанных обстоя­тельств обслуживание резервуарных парков должно произво­диться в строгом соответствии с производственными инструкция­ми и технологическими регламентами.

Нефтяные резервуары требуют строгого и постоянного вни­мания со стороны обслуживающего персонала. Каждый резер­вуар, находящийся в эксплуатации, должен быть снабжен пас­портом с приложением к нему технической документации по проектированию и строительству резервуара. Периодически он должен подвергаться осмотру и устранению выявленных неис­правностей.

Каждый действующий нефтяной резервуар должен быть ос­нащен полным комплектом резервуарного оборудования. В ре­зервуарных парках и у отдельно стоящих резервуаров должны быть установлены средства пожаротушения.

Операторы, обслуживающие резервуары и резервуарные пар­ки, обязаны хорошо знать схему трубопроводов и назначение всех задвижек, чтобы при эксплуатационных операциях, при аварии или пожаре безошибочно делать необходимые переклю­чения. Все рабочие, обслуживающие резервуарный парк, обя­заны сдать экзамены по техническому минимуму знаний, вклю­чая правила технической эксплуатации резервуаров, правила техники безопасности, пожарной безопасности и должностную инструкцию.

При эксплуатации резервуаров наиболее ответственными опе­рациями являются наполнение и опорожнение, которые следуют выполнять, соблюдая следующие правила.

Резервуары надо наполнять и опорожнять со скоростью, не превышающей пропускной способности дыхательных клапа­нов. Перед наполнением или опорожнением необходимо прове­рить состояние дыхательной арматуры. При неисправных кла­панах наполнять и опорожнять резервуары не разрешается. Резервуар следует наполнять снизу под уровень жидкости. По-216

рожние резервуары надо наполнять медленно, с небольшой ско­ростью. Вибрация трубопроводов, соединенных с резервуаром, не допускается. При наличии вибрации перекачку надо остано­вить и устранить вибрацию.

При наполнении резервуара нефтью необходимо строго сле­дить за высотой взлива во избежание перелива нефти.

По окончании перекачки хлопушка должна быть закрыта. При опорожнении резервуаров, оборудованных подогревате­

лями, необходимо следить, чтобы уровень жидкости над подо­гревателем был не менее 50 см, так как действующий оголен­ный подогреватель создает пожарную опасность.

В каждом резервуарном парке в помещении операторной должны быть технологическая схема трубопроводов и технологи­ческая карта, в которой указаны: максимальный уровень на­полнения каждого резервуара, скорость наполнения и опорож­нения, максимальная температура подогрева и минимальный уровень нефти в резервуарах, оборудованных подогревателями.

В результате нарушения целостности резервуаров могут наблюдаться течи в корпусе или в днище, вызванные деформа­цией металла, некачественной сваркой или другими причинами. При обнаружении течи, даже незначительной, должны быть приняты меры к ее немедленному устранению.

Особое внимание должно уделяться герметичности крыш ре­зервуаров во избежание потерь легких фракций нефти. Кроме того, это опасно и в пожарном отношении. Замеченные неплот­ности в крышах должны немедленно устраняться.

В процессе текущего обслуживания резервуара и его обору­дования необходимо проверять герметичность разъемных соеди­нений (фланцевых, резьбовых, сальниковых), а также мест при­мыкания арматуры к корпусу резервуара. При обнаружении те­чи необходимо подтянуть резьбовые соединения, исправить саль­никовые уплотнения и заменить прокладки. Кроме того, не­обходимо:

следить за исправным состоянием замерного люка, его шар­нира и прокладочных колец, исправностью резьбы, барашка, плотностью прилегания крышки;

обеспечивать в дыхательном (механическом) клапане, рас­считанном на давление до 2000 Па, плавное движение тарелок клапанов и плотную присадку их в гнезда, не допускать при­мерзания тарелок клапанов к гнездам: в зимнее время поддер­живать в чистоте сетки клапанов и освобождать их от инея и льда; в клапане типа НДКМ не допускать разрыва фторо­пластового покрытия, значительного обледенения внутренней поверхности, негерметичности фланцев, смотрового люка кла­панов, обрыва цепочки, зарастания импульсной трубки инеем, льдом, засорения пылью, разрыва мембраны, неисправности пружины амортизатора;

в предохранительном (гидравлическом) клапане проверять качество и проектный уровень масла, поддерживать горизон-

217

тальность колпака, содержать в чистоте сетчатую перегородку. В клапанах типа КПГ в зимнее время очищать внутреннюю по­верхность колпака от инея и льда с промывкой в теплом масле;

в огневом предохранителе обеспечивать герметичное приле­гание кассеты к прокладке в корпусе, чистоту пакетов с гофри­рованными пластинами, устраняя засорение их пылью, инеем, следить за плотностью и непроницаемостью крышки огневого предохранителя и фланцевых соединений; обнаруженные при осмотре предохранителя поврежденные пластины немедленно заменять новыми;

в пеносливной камере проверять наличие и исправность диафрагмы и гаек с прокладками на концах пенопроводов; сле­дить за плотностью соединения пеносливной камеры с резер­вуаром, за прочностью прикрепления пенопроводов к корпусу резервуара, в пеногенераторах ГВПС-2000, ГВПС-600 необходи­мо следить за правильностью положения герметизирующей крышки (прижатие должно быть равномерным и плотным),-за целостностью сетки кассет, следить, нет ли внешних поврежде­ний, коррозии на проволоке сетки; в случае обнаружения при­знаков коррозии кассета подлежит замене;

проводить контрольную проверку правильности показаний прибора для измерения уровня в соответствии с инструкцией завода-изготовителя;

в зимнее время проверять наличие надежного утепления на резервуарных задвижках и в необходимых случаях, во избежа­ние их замораживания, спускать из корпуса задвижки скопив­шуюся воду, выявлять наличие свищей и трещин на корпусе задвижек, течей через фланцевые соединения; обеспечивать плотное закрытие плашек (клинкета), свободное движение ма­ховика по шпинделю, своевременную набивку сальников;

в сифонном кране проверять, нет ли течи в сальниках крана и маховика; поворот крана должен быть плавным, без заеда­ний; следить, чтобы в нерабочем состоянии приемный отвод на­ходился в горизонтальном положении, а спускной кран был закрыт;

следить за состоянием окрайков днища и уторного сварно­го шва (нет ли трещин, свищей, прокорродированных участков); отклонения наружного контура окраек по высоте не должны превышать величин, установленных соответствующими Пра­вилами;

следить за состоянием люка-лаза (фланцевого соединения, прокладки, сварных швов), соединений;

следить за состоянием отмостки (нет ли просадки, расти­тельного покрова, глубоких трещин); обеспечивать отвод лив­невых вод по лотку;

по канализационной сети резервуарного парка следить за наружным и внутренним состоянием трассы, дождеприемных и специальных колодцев (нет ли повреждений в кладке стен, местах входа и выхода труб, не переполнены ли трубы, не зава-

218

Т а б л и ц а 1 5

Оборудование резервуара Срок осмотра

16

17

Люк замерный

Дыхательный клапан

Гидравлический (предох­ранительный) клапан

Вентиляционный патру­бок

Огневой предохранитель

Пенокамеры

Понтон

Прибор для замера уровня

Люк-лаз и световой люк

Сниженный пробоотбор­ник

Приемо-раздаточные - па­трубки

Перепускное устройство на приемо-раздаточном патрубке

Задвижка запорная

Подъемная труба

Сифонный кран

Лестница

Заземляющее устройство

Каждый раз при пользовании им, но не реже 1 раза в месяц

В соответствии с инструкцией завода-изго­товителя, но не реже 2 раз в месяц в теп­лое время года и не реже 1 раза в веде-лю при температуре наружного воздуха ниже нуля

В соответствии с инструкцией завода-из­готовителя, но не реже 1 раза в 10 дней

Не реже 2 раз в месяц

При положительной температуре наружно­го воздуха не реже 1 раза в месяц; при температуре воздуха ниже нуля не реже 3 раз в месяц

Не реже 2 раз в месяц

Ежемесячно

В соответствии с инструкцией завода-язго-товителя, но не реже 1 раза в месяц

Не реже 1 раза в месяц (без вскрытия)

Каждый раз при отборе проб, но не реже 2 раз в месяц

Каждый раз при приеме или отпуске про­дукта, но не реже 2 раз в месяц

Каждый раз при приеме или отпуске про­дукта, но не реже 2 раз в месяц

Ежегодно

Каждый раз при приеме-отпуске, но не ре­же 1 раза в месяц

Каждый раз перед сбросом воды из резер­вуара, но не реже 2 раз в месяц

Не реже 1 раза в месяц

Внешний осмотр не реже 1 раза в месяц

лены ли грунтом или снегом); следить за состоянием крышек колодцев.

Сифонные краны должны быть герметичными, через сальник не должно быть течи, труба должна легко вращаться вокруг своей оси.

В зимнее время вода, находящаяся в резервуарах и в обо­рудовании, замерзает и нарушает их эксплуатацию. Могут быть случаи замерзания воды в задвижках, сифонных кранах, гидрав­лических предохранительных клапанах и другом оборудовании.

219

Рис. 94. Непримерзающий дыхатель­ный клапан типа НДКМ: / — присоединительный патрубок; 2—огне-преградительная кассета; 3 — седло; 4 — затвор; 5 — нижний корпус; 6, П — мем­браны; 7, 8 — фланцевое соединение; 9— верхний корпус; 10 — цепочка; //, 12 — крышки; 13 — колпак; 14, 15 — фланцевое соединение; 16 — сменный диск; 18 — диски; 19 — импульсная трубка

Поэтому перед началом осенне-зимиего сезона необхо­димо удалить всю воду из ре­зервуаров и из оборудования, где она .может накопиться. Зимой необходимо немедленно спускать воду, не допуская ее замерзания.

Замерзшее оборудование отогревают паром или при по­мощи мешков с горячим пес­ком.

Зимой резервуары и территорию резервуарных парков тща­тельно очищают от снега. Весной должен проводиться тщатель­ный осмотр резервуаров, особенно крыш и днищ, а также ре­монт и восстановление окраски.

Планово-профилактические осмотры резервуаров выполняют в установленные правилами их технической эксплуатации сроки.

Сроки эксплуатационных осмотров основного оборудования и арматуры резервуаров приведены в табл. 15.

Результаты эксплуатационных осмотров заносятся в журнал эксплуатационного осмотра резервуара.

Одна из наиболее ответственных операций при обслужива­нии резервуарных парков — обеспечение надежной работы ды­хательной аппаратуры. Из всех конструкций дыхательных кла­панов в последнее время наибольшее распространение получили клапаны типа НДКМ (рис. 94). Они относятся к наиболее слож­ным по конструкции и по обслуживанию.

Непримерзающие мембранные дыхательные клапаны типа НДКМ обладают высокой пропускной способностью. В них для разобщения пространства над и под тарелкой служат мембра­ны. Набор сменных дисков в конструкции клапана позволяет изменять пределы срабатывания при вакууме и избыточном давлении в резервуаре. Малое гидравлическое сопротивление клапана и большая высота подъема тарелки над седлом обусло­вили значительное увеличение его пропускной способности. Тех­ническая характеристика непримерзающих мембранных дыха­тельных клапанов типа НДКМ приведена в табл. 16.

Непримерзающий мембранный дыхательный клапан типа НДКМ предназначен для круглогодичной эксплуатации на стальных и железобетонных резервуарах с допустимым избы­точным давлением 2000 Па и вакуумом 400 и 1000 Па.

220

Т а б л и ц а 16

Параметры

Диаметр условного про­хода, мм Давление срабатывания, кПа Вакуум срабатывания, кПа Пропускная способность, м3/ч Масса, кг

НДКМ-150

150

500

43

НДКМ-200

200

900

52

НДКМ-250

250

2000

400

1500

77

НДКМ-350

350

3000

105

Клапан состоит из следующих основных узлов и деталей: корпуса с кольцевой кассетой огневого предохранителя, проме­жуточного корпуса и крышки, тарелки вакуума с фторопласто­вым покрытием посадочной поверхности и мембраной, тарелки давления с мембраной, связывающей обе тарелки, и импульсной трубки, соединяющей газовое пространство резервуара с мемб­ранной камерой, образованной тарелками и промежуточным корпусом.

Вакуум срабатывания определяется весом тарелки вакуума с регулировочными грузами, а давление срабатывания — сум­марным весом обеих тарелок с грузами. Клапан поставляется отрегулированным на давление срабатывания 1600 Па и вакуум срабатывания 200 Па (для стальных резервуаров) или 700 Па (для железобетонных резервуаров).

Клапан работает следующим образом. 1. На «вдох» (вакуум в резервуаре). В камере создается разрежение, равное разрежению в газо­

вом пространстве резервуара. При достижении расчетного зна­чения вакуума вес узла тарелки будет уравновешен усилием от действия атмосферного давления на поверхность мембраны.

При превышении расчетного значения вакуума тарелка пе­реместится вверх и соединит газовое пространство с атмосфе­рой. Если вакуум несколько ниже расчетного, тарелка опустит­ся на седло и клапан закроется.

2. На «выдох» (давление в резервуаре). В камере поддерживается давление, равное давлению в га­

зовом пространстве резервуара. С возрастанием давления сила, прижимающая тарелку к седлу, увеличивается, улучшая герме­тичность затвора.

Давление в камере прижимает тарелку к седлу, одновремен­но стремясь поднять мембрану с дисками, соединенными гибкой связью с тарелкой.

Так как давление на нижней тарелке действует сверху и сни­зу на площадь в пределах диаметра седла, то общая площадь мембраны с тарелкой, передающей усилие давления, меньше общей площади мембраны с дисками.

Т а б л и ц а 17

№ п/п Аварийное состояние Причина, вызывающая

аварийное состояние Способ устранения

Предохранитель­ный клапан сра­ботал при запол­нении резервуара

Предохранитель­ный клапан сра­ботал при опо­рожнении резер­вуара

Негерметичность затвора и тарелки

Тарелка сильно бьет при работе клапана Клапан работает и при малом дав­лении в резервуа­ре

Засорение кассеты огне­вого предохранителя Значительное обледене­ние внутренних поверх­ностей Засорение кассеты огне­вого предохранителя Негерметичность флан­цев или смотрового лю­ка корпуса Прорывы мембран Обрыв цепочки Импульсная трубка пе­рекрыта инеем или льдом

Порыв фторопластового покрытия, неравномер­ное обледенение седла Неисправен узел пру­жины амортизатора

Обрыв цепочки, импульс­ная трубка перекрыта инеем и льдом

Снять кассету, промыть, очистить и просушить Очистить от отложений и инея

Снять кассету, промыть, очистить и просушить В случае необходимости сменить прокладки, про­извести подтяжку гаек Сменить мембраны Заменить цепочку Очистить импульсную трубку

Сменить фторопластовое покрытие, очистить сед­ло от отложений и инея Исправить узел пружи­ны амортизатора

Сменить цепочку. Очи­стить импульсную трубку

Ввиду указанной разницы площадей результирующее усилие при расчетном давлении поднимает тарелку вверх и газовое пространство сообщается с атмосферой.

Перед установкой клапана на резервуаре необходимо про­вести осмотр с целью выявления и устранения дефектов, проис­шедших при транспортировке: особенно следует обращать вни­мание на целостность мембран и фторопластового покрытия та­релки. Поставляемые с клапаном грузовые регулировочные дис­ки надо установить на верхнюю мембрану.

На осенне-зимний период кассета огневого предохранителя должна быть снята, вместо нее устанавливают специальные сек­торы, поставляемые вместе с клапаном.

Осмотр клапана следует проводить: не реже 1 раза в неделю в осенне-зимний период; не реже 2 раз в месяц в весенне-летний период. При осмотре необходимо: проверять целостность мембран и фторопластового покры­

тия тарелки; очищать внутренние поверхности ото льда и инея.

222 }

При срабатывании предохранительного клапана необходимо выявить причины и в случае неисправности дыхательного клапа­на устранить их.

Основные неисправности клапанов типа НДКМ и способы их устранения приведены в табл. 17.

ОБСЛУЖИВАНИЕ ФАКЕЛЬНОГО ХОЗЯЙСТВА

От квалифицированного исполнения и обслуживания факель­ных систем во многом зависит безопасная эксплуатация уста­новок подготовки нефти.

При проектировании факельных систем должны быть учтены следующие требования.

На подводящем к факельной свече трубопроводе должен устанавливаться конденсатосборник. Жидкость из конденсато-сборника должна откачиваться автоматически.

Должны быть предусмотрены мероприятия против замерза­ния жидкости или газа в подводящем трубопроводе и факель­ной свече.

Трубопроводы к факелам должны иметь постоянный уклон в сторону конденсатосборников и прокладываться на опорах.

Сброс газа из аппаратов высокого и низкого давления в ава­рийных случаях должен производиться на самостоятельные фа­кельные свечи.

Газ, поступающий на факел, должен непрерывно сжигаться. ' Не допускается устройство колодцев, приямков и других заглублений в пределах огражденной территории факела.

Для зажигания газа на факельной свече должно предусмат­риваться дистанционное зажигание.

Верхняя часть факельной свечи должна иметь оголовок из жаропрочной стали.

На подводящем трубопроводе не должно быть запорных устройств.

При обслуживании факельных систем необходимо: следить за состоянием подводящих трубопроводов, не до­

пускать их замерзания в зимнее время; следить, чтобы конденсатосборник был всегда пустым, а так­

же за исправностью откачивающих средств; при потухании факела принимать безотлагательные меры

к его зажиганию. В случае неисправности устройств дистанционного зажига­

ния зажигание факела допускается произвести вручную под ру­ководством ответственного инженерно-технического работника установки подготовки нефти.

ВЫБРАКОВКА ОБОРУДОВАНИЯ

Технологические аппараты, трубчатые печи, трубопроводы, запорная и предохранительная арматура, насосы, компрессоры, резервуары и другое оборудование нефтегазодобывающих пред-

приятии эксплуатируются в самых различных условиях и сре­дах, часто вызывающих их интенсивное изнашивание.

Одним из условий бесперебойной эксплуатации оборудова­ния является защита от износа.

Различают износ коррозионный, механический, эрозионный и термический.

При к о р р о з и о н н о м и з н о с е происходит разрушение поверхности металла под действием химического или электро­литического воздействия окружающей среды.

Основные аппараты иногда выходят из строя вследствие кор­розии через 1—1,5 года.

Все нефти, поступающие с промыслов на установки подго­товки, содержат значительное количество пластовой воды с рас­творенными в ней хлористыми, сернистыми и другими солями.

Соли и продукты их разложения в процессе переработки нефти вызывают разъедание оборудования. Наиболее интенсив­но, они разрушают оборудование при наличии активных серни­стых соединений, особенно сероводорода, в нефтяной среде.

При коррозии разрушаются отстойники, днища, корпусы, кровли резервуаров и другое техническое оборудование.

Интенсивно разрушаются также печные трубы и ретурбен-ды, горячие линии, аппараты, насосы и другое оборудование, работающее в условиях повышенных температур.

По характеру и распространению разрушений различаются: 1) местная коррозия, распространяющаяся не по всей по­

верхности металла, а локализирующаяся на отдельных ее участках;

2) равномерная коррозия, распространяющаяся равномерно по всей поверхности;

3) интеркристаллитная коррозия, при которой разрушение металла распространяется по границам его зерен (кристаллов);

4) селективная (избирательная) коррозия, которая сводится к разрушению какой-либо из структурных составляющих ме­талла.

При м е х а н и ч е с к о м и з н о с е происходит разрушение поверхности в результате внешнего кинематического трения со­прикасающихся деталей машин.

Механическому износу подвергаются валы, подшипники, штоки, поршни и прочие детали узлов трения различных видов оборудования, а также уплотнительные рабочие поверхности задвижек, вентилей, клапанов и регуляторов.

Методы борьбы с преждевременным износом трущихся пар сводятся к рациональной конструкции, правильному подбору материала трущихся пар, смазочных материалов, технологии обработки деталей, применению износоустойчивых поверхност­ных металлических наплавок, хромированию и правильному подбору материала и конструкций сальниковых уплотнений.

Э р о з и о н н ы й и з н о с вызывается абразивным действием

224

твердых частиц механических примесей, находящихся в нефти, на соприкасающиеся с ними поверхности оборудования.

Нефть содержит в себе различные механические примеси (ил, песок и т. д.), которые при прохождении в насосах, трубо­проводах и арматуре, ударяясь об их стенки, вызывают абразив­ное разрушение микроповерхности.

Износу от эрозии подвергаются крекинговые трубы трубча­тых печей, поршни и цилиндры продуктовой части насосов, тру­бопроводы и арматура, внутренние устройства аппаратов, рабо­чие колеса и направляющие аппараты центробежных насосов, редукционные вентили, двойники.

Мерами борьбы с эрозионным износом служат подбор изно­соустойчивых материалов и соответствующее изменение конст­рукции.

Т е р м и ч е с к и й и з н о с — это разрушение (ползучесть) ме­талла вследствие действия высоких температур на его струк­туру.

Аппаратура колонного типа на установках стабилизации нефти, печные трубы, топки блочных деэмульсаторов (например, УДО) работают при высоких температурах и давлении.

При нагреве стенки аппарата или трубы сверх допускаемой температуры происходит трещинообразование, выпучивание по­верхности и механическое разрушение (разрыв).

Характерным примером термического износа является про­гар труб в трубчатых печах, происходящий вследствие образо­вания слоя твердого кокса и солей на внутренней поверхности трубы и ухудшения теплопередачи.

Термический износ в большинстве случаев происходит вслед­ствие неправильной эксплуатации или неудовлетворительного ремонта оборудования.

Существует понятие о преждевременном и моральном износе оборудования.

П р е ж д е в р е м е н н ы й и з н о с является аварийным и про­исходит, как правило, неожиданно, вследствие несоблюдения правил эксплуатации (отсутствия смазки или неправильной смазки, перегрузки, засорения, коксообразования, повышения давления, температуры, скорости и т. д.), применения материала низкого качества, некачественной обработки и неудовлетвори­тельного ремонта.

Если оборудование еще не износилось и работоспособно, но не^выдерживает конкуренции с новой, более современной техни­кой, наступает так называемый м о р а л ь н ы й и з н о с .

Устранить моральный износ иногда можно реконструкцией или модернизацией оборудования, а также отдельных его дета­лей и узлов.

Потери металла от износа приводят к огромным затратам на замену и ремонт промышленного оборудования.

Основным мероприятием, дающим возможность выявить оча­ги износа всех видов и принять меры защиты, является профи­лактическая проверка (ревизия) оборудования.

Преждевременный выход из строя оборудования в большин­стве случаев происходит в результате несвоевременного прове­дения ревизий.

МЕТОДЫ ПРОВЕРКИ ОБОРУДОВАНИЯ

Осмотр и проверка состояния оборудования производятся во время плановых ремонтов.

За один текущий ремонт можно провести проверку только части оборудования одной установки. Проверка оборудования планируется с таким расчетом, чтобы ее можно было сделать за несколько текущих ремонтов или полностью за капитальный ре­монт.

Применяются следующие методы проверки оборудования: 1) визуальный осмотр; 2) измерение толщины стенок и линейных размеров ручным

мерным инструментом (кронциркулем, нутромером, штангенцир­кулем, скобой, калибром, линейкой и т. д.);

3) сверление, применяемое в случаях, когда невозможно за­мерить стенку соответствующим инструментом; отверстие затем закрывается резьбовой пробкой, которая заваривается;

4) ультразвуковая дефектоскопия, используемая для опре­деления остаточной фактической толщины металла и выявления дефектов (пор и трещин);

5) металлографическое исследование, применяемое для оп­ределения качества металла при помощи специальных приборов, проверкой образца, вырезанного из аппарата или оборудования;

6) механическая проверка на прочность (твердость, изгиб, разрыв, растяжение, вязкость и т. д.) образцов, вырезанных из аппарата.

ПРОВЕРКА ТРУБЧАТЫХ ПЕЧЕЙ

Во время работы ведется постоянное наблюдение за состоя­нием печей, проводится их наружный осмотр и проверка тру подвесок, а также внутренней поверхности кладки через спе­циальные окна. Наличие темных пятен на трубах свидетельству­ет о неравномерном нагреве стенок.

После остановки на ремонт печи осматриваются с наружной и внутренней стороны. При этом необходимо обратить внимание на образование трещин, выпучиваний, изгибов или других при­знаков ослабления или разрушения кирпичной кладки, а также на состояние форсунок, дверок, дымовых труб, дымоходов, стальных конструкций, трубных решеток, перевальных стен и пода.

Искривление или разрушение кладки и свода печи может 226

привести к деформации труб, решеток, подвесок и других эле­ментов.

Особенно тщательно проверяются трубы и двойники. Наибо­лее уязвимое место в трубах — их концы, которые после раз­вальцовки уменьшаются по толщине стенки. В процессе экс­плуатации печи образуется кокс, который в виде мелких час­тиц, как абразив, истирает концы трубы, где возникает завихре­ние'струи нагреваемого продукта.

Для проверки наружных и внутренних диаметров труб при­меняются набор калиброванных стальных скоб, кронциркули и штанговые нутромеры.

Диаметры труб обычно измеряются по всей длине. На установках, где длительным опытом установлены опреде­

ленные места износа, достаточно ограничиться промером этих мест.

Сроки осмотра и промера внутренних диаметров устанавли­ваются в зависимости от скорости износа.

Двойники проверяются одновременно с трубами.

ПРОВЕРКА АППАРАТУРЫ При проверке пустотелых аппаратов тщательно обстукива­

ются все штуцеры и люки. Осматривается внутренняя поверх­ность аппарата, обращается внимание на состояние облицовок.

Места со значительной коррозией проверяются на толщину стенки.

При наружном осмотре особое внимание необходимо обра­тить на сварные швы и околошовную зону.

Раньше основным методом определения толщины стенки ап­парата было сверление сквозных отверстий диаметром 6—12 мм с последующим замером. По окончании осмотра отверстия за­крываются резьбовыми пробками и завариваются.

За последнее время для измерения толщины стенок оборудо­вания большое распространение получили магнитные и ультра­звуковые приборы.

Ультразвуковая дефектоскопия также дает возможность оп­ределить пороки и дефекты в металле (трещины, расслоения, раковины и т. д.).

В аппаратах с внутренним оборудованием (например, в рек­тификационных колоннах), кроме корпуса, днищ и штуцеров, должны контролироваться также тарелки, колпачки, желоба, опорные уголки, внутренние трубы и другие детали.

Отбраковочный размер толщины стенки цилиндрической час­ти любого аппарата определяется по формуле

где ботбр — предельная (отбраковочная) толщина стенки, мм; р — действительное рабочее давление, МПа; D — внутренний диаметр аппарата, мм; Rap — предельное расчетное напряжение, МПа.

ПРОВЕРКА ТРУБОПРОВОДОВ И АРМАТУРЫ

Все видимые участки трубопроводов должны подвергаться наружному осмотру с целью выявления течи от образовавшихся трещин в сварных швах, атмосферной и почвенной коррозии. Необходимо обращать внимание на состояние поверхности фланцевых соединений, нарезок, шпилек, болтов и др.

На ответственных трубопроводах с самого начала эксплуата­ции в уязвимых местах (поворотах, переходах) производятся контрольные засверловки на толщину, по которой осуществляет­ся отбраковка. Кроме того, составляются коррозийные карточки, в которые систематически записывают результаты замеров.

Отбраковочная толщина стенки трубопровода определяется по формуле

рДнаР ^отбр' 2R пр

-1-2 мм,

где ботбр — толщина стенки, при которой трубопровод подлежит замене, мм; р — действительное давление в трубопроводе, МПа; Aiap — наружный диаметр трубопровода, мм; 7?пр — предельное расчетное напряжение, выбираемое в зависимости от температу­ры и материала, МПа.

Календарные сроки осмотра трубопроводов и арматуры за­висят от скорости и степени износа. Они устанавливаются каж­дым заводом в зависимости от перерабатываемого сырья и ра­бочих условий, исходя из опыта работы. Однако осмотр должен проводиться не реже 1 раза в год.

Во время проверки, кроме осмотра, у особо ответственной арматуры замеряется толщина стенок корпусов.

Отбраковочная толщина стенки литых корпусов арматуры (задвижек, клапанов, вентилей, фитингов) определяется по фор­муле

^отбр = 1 >5Г>усл р/(2/?пр),

где ботбр — толщина стенки, при которой корпус арматуры дол­жен быть удален или использован при меньших давлении или температуре, мм; / ) у с л — условный внутренний диаметр армату­ры, мм; р и /?щ, — то же, что в предыдущих формулах.

ВЫБРАКОВКА ДЕТАЛЕЙ НАСОСА

После разборки насоса все детали тщательно промывают в керосине или в соляровом масле и затем их проверяют.

Определение дефектности деталей является одной из важных операций при ремонте насосов. Детали тщательно осматривают и обмеряют, а также сортируют их на годные, требующие ре­монта и непригодные.

Годные детали направляются в кладовую, откуда снова по­ступают на сборку насоса. Детали, которые нельзя использо-

228

-|

вать, идут в металлолом, а детали, требующие ремонта, направ­ляются в мастерскую. Размеры каждой детали проверяют, сравнивая их с рабочим чертежом и предельно допустимыми размерами. Полностью бракуются детали, у которых размеры превышают предельные и восстановление которых экономически нецелесообразно.

В каждом отдельном случае решают вопрос о ремонте де­талей, у которых обнаружены трещины или значительная кор­розия.

При проверке деталей разобранного насоса необходимо учесть все замечания, которые были сделаны эксплуатационным персоналом во время его обслуживания.

РЕМОНТ ОБОРУДОВАНИЯ

Чтобы оборудование работало бесперебойно, лучше сохраня­лось, обеспечивало высокую производительность и качество выпускаемой продукции, необходимы систематический уход за ним и своевременный регулярный ремонт.

Ремонт, выполняемый заблаговременно, чтобы предупредить поломки и выход из строя оборудования, называется п л а н о ­в о - п р е д у п р е д и т е л ь н ы м ремонтом (ППР).

С у щ н о с т ь с и с т е м ы ППР заключается в том, что через определенный промежуток времени, отработанного каждым аг­регатом (установкой), производят профилактические осмотры и различные виды плановых ремонтов, чередование и периодич­ность которых определяются назначением, особенностями и ус­ловиями эксплуатации.

В состав ППР не входят внеплановые ремонты, вызванные аварией или неудовлетворительной эксплуатацией оборудова­ния, а также работы по модернизации и реконструкции обору­дования и технологических установок, выполняемые по особому заданию.

М е ж р е м о н т н о е о б с л у ж и в а н и е , состоящее в наблю­дении за состоянием оборудования и выполнением рабочими правил эксплуатации, в своевременном устранении мелких не­исправностей, своевременном регулировании механизмов и конт­рольно-измерительных приборов.

Межремонтное обслуживание выполняют рабочие, обслужи­вающие оборудование и технологические установки, дежурные работники ремонтной службы (слесарь, электрик и наладчик цеха КИП и А).

Рабочие, работающие на технологической установке (опера­тор и старший оператор) в компрессорной (машинист и старший машинист), в насосной (наладчик и машинист), и другие, ра­ботающие на определенных участках, участвуют в межремонт­ном обслуживании, ведут наблюдение за нормальным состоя­нием оборудования согласно производственным инструкциям,

229

каждый на своем участке немедленно устраняет выявившиеся мелкие неисправности на ходу, без остановки агрегата.

В системе ППР различают текущий, средний и капитальный ремонт.

Т е к у щ и м р е м о н т о м называется минимальный по объ­ему вид планового ремонта, при котором чисткой, восстановле­нием или заменой быстро изнашивающихся деталей (срок служ­бы которых равен межремонтному периоду или меньше его) оборудованию и аппаратуре возвращается исправное состояние, обеспечивающее оптимальную производительность и безопас­ность работы технологической установки до следующего оче­редного планового ремонта.

Текущий ремонт установки может выполняться без простоя основных агрегатов, если позволяют условия производства.

С р е д н и м р е м о н т о м называется вид планового ремонта, при котором заменой и восстановлением изношенных деталей оборудованию и аппаратуре возвращается исправное состояние, обеспечивающее оптимальную производительность и безопас­ность работы агрегата до следующего среднего или капитально­го ремонта.

При среднем ремонте заменяют изношенные детали, срок службы которых равен межремонтному периоду (или меньше его) или периоду между двумя средними ремонтами.

К а п и т а л ь н ы м р е м о н т о м называется наибольший по объему вид ремонта, при котором восстановлением или заменой отдельных аппаратов и машин или изношенных основных частей возвращается их первоначальное исправное состояние, обеспечи­вающее нормальную производительность, безопасность и срок службы.

ПРИМЕРНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТ ПО ВИДАМ РЕМОНТА

Колонны стабилизационные

Т е к у щ и й ремонт. Очистка от кокса нижней части ко­лонны и каскадных тарелок. Частичная смена шпилек, колпач­ков и желобов (до 10%). Смена прокладок под люками и во фланцевых соединениях.

К а п и т а л ь н ы й ремонт. Работы текущего ремонта. Очистка тарелок и стен аппарата от кокса и пирофорных соеди­нений. Очистка и заварка трещин в сварных швах. Смена кол­пачков и желобов (до 50 %) при полной разборке и сборке до 10 % тарелок. Ремонт тарелок, смена сливных стаканов, сегмен­тов, гребенок, траверс, кронштейнов, переточных труб. Смена полос внутренней облицовки стен. Смена обечаек.

230

Теплообменники кожухотрубчатые

Т е к у щ и й ремонт. Внутренняя и наружная очистка тру­бок, подвальцовка трубок, глушение трубок пробками. Смета прокладок под плавающей головкой, колпаком и распредели­тельной коробкой, опрессовка.

К а п и т а л ь н ы й ремонт. Работы текущего ремонта. Сме­на трубного пучка, вальцовка всех трубок, ремонт корпуса, сме­на перегородок и распределительной коробки, опрессовка, ре­монт теплоизоляции.

Теплообменники типа «труба в трубе»

Т е к у щ и й ремонт. Очистка внутренних труб, смена про­кладок под калачами и двойниками, раздельная опрессовка внутренних и наружных труб.

К а п и т а л ь н ы й ремонт. Работы текущего ремонта. Сме­на коллекторов труб до 10%, двойников и калачей до 50%, раздельная опрессовка, ремонт изоляции.

Емкости, сепараторы, мерники, резервуары, дегидраторы, отстойники

Текущий ремонт. Очистка днища, змеевиков и корпуса от осадков и продуктов коррозии. Подварка змеевиков. Смена уровнемерных стекол. Ремонт замерных приспособлений. Заме­на арматуры.

К а п и т а л ь н ы й ремонт. Работы текущего ремонта. Сме­на отдельных труб или целых змеевиков в емкостях с паровым подогревом. Полная или частичная смена днища, крыши или стенок. Покрытие антикоррозийным материалом. Подварка и смена штуцера. Ремонт торкретпокрытия, замена перегородок. Ремонт или замена арматуры и контрольно-регулирующих при­боров. Испытание на прочность и плотность. Окраска.

Насосы центробежные

Текущий ремонт. Очистка и промывка деталей. Провер­ка плотности креплений стыков, секций. Проверка и подтяжка или набивка сальников. Проверка осевого разбега и свободного вращения вала, ремонт подшипников. Проверка пальцев соеди­нительной муфты, приемного клапана, ремонт торцевого уплот­нения, центровка насоса и привода, ревизия системы масляного уплотнения насоса. Опробование насоса.

С р е д н и й ремонт. Работы текущего ремонта. Кроме то­го, зачистка рисок и забоин на разгрузочном и упорном дисках, на шайбе разгрузочного диска, на цилиндрических поверхностях вкладышей и корпусов подшипников. Смена стопорных колец, защитных втулок, уплотнительных колец секций, маслоотбойных колец, промежуточных колец, шпонок, заливка, расточка и шаб­ровка подшипников скольжения или замена подшипников каче-

ния. Проверка ротора на вибрацию и шлифовка защитных вту­лок, разгрузочного диска и втулок подшипников. Притирка сег­ментов. Смена шарикоподшипников и разъемных промежуточ­ных подшипников.

К а п и т а л ь н ы й ремонт. Работы среднего ремонта. Сме­на рабочих колес и вала насоса, регулировочного диска, на­правляющих аппаратов, соединительной муфты, центровочных штифтов, шпонок внутреннего корпуса, стяжных болтов, устано­вочных шпилек, грундбуксы, фонаря, шабровка секций, балан­сировка ротора, смена валика и направляющей втулки масло-касоса. Обкатка, испытание, окраска корпуса.

ПОРЯДОК РЕМОНТА ОБОРУДОВАНИЯ ОСНОВНЫХ ВИДОВ

Ремонт теплообменной аппаратуры

Теплообменная аппаратура составляет более 30 % от общего количества аппаратуры установок комплексной подготовки неф­ти. Наиболее распространенными являются кожухотрубчатые теплообменники.

Признаками неисправности теплообменного аппарата могут быть следующие.

1. Значительное ухудшение теплообмена между двумя жид­костями, которое определяется по разности температуры нагре­ваемой или охлаждаемой жидкости, измеряемой на входе и на выходе из аппарата при постоянстве потока.

2. Уменьшение пропускной способности аппарата даже при повышенном давлении проходящей через него жидкости вслед­ствие засорения (коксования и накипи) трубного пучка или межтрубного пространства, что обычно сопровождается ухудше-шением теплообмена.

3. Попадание одной жидкости в другую из трубного пучка в межтрубное пространство или наоборот (в зависимости от дав­ления), определяемое по качеству нефтепродукта, проходящего через теплообменник с меньшим давлением.

Причинами неисправности являются: засорение трубного пучка и межтрубного пространства отложениями кокса и наки­пи; сквозная коррозия отдельных труб пучка, внутренних стенок и патрубков корпуса; нарушение уплотнения фланцевых и резь­бовых соединений вследствие слабой затяжки шпилек или бол­тов.

При ремонте любого теплообменного аппарата необходимо освободить его от продукта и отсоединить входящие и выходя­щие трубопроводы, разобрать, очистить от грязи, кокса или на­кипи, выявить неисправные детали и узлы, удалить или отклю­чить их, частично или полностью заменить новыми, собрать ап­парат, проверить соединения на плотность, подтянуть крепеж­ные шпильки и болты.

232

Рис. 95. Постоянный поворотный кронштейн для снятия колпака и плавающей головки: / — крышка теплообменника; 2 — поворот­ный кронштейн; 3 — корпус теплооб­менника

Разборка теплообменников

Когда требуется тщательная проверка, продолжительная чистка или замена дефектных деталей, необходимо производить полную разборку теплообменника с вытаскиванием трубного пучка.

В целях ускорения и облегчения разборки рекомендуется пользоваться гайковертами.

Для подвешивания и снятия крышки камеры и колпака при­меняют постоянные поворотные кронштейны, приваренные к корпусу теплообменника (рис. 95), или стационарные краны-укосины с монорельсами, на которые подвешиваются тали или тельфер.

Чистка теплообменников

- Применяются следующие способы чистки теплообменников. 1. Физико-химические, выполняемые без вскрытия и разбор­

ки теплообменников прокачкой через загрязненное пространст­во определенных химических реагентов.

К этому способу относятся процессы горячей и холодной про­мывки, растворения, химического разложения, кипячения и вы­плавления загрязнений.

2. Гидравлические способы чистки при помощи струи пара, воды или различных смесей (например, воды и песка) с разбор­кой теплообменников. Эти способы имеют пока ограниченное применение, несмотря на сравнительно малую трудоемкость та­кой чистки.

3. Механические способы чистки, проводимые при' помощи приводных или ручных инструментов, разрушающих затвердев­шие загрязнения, с разборкой теплообменников.

Эти способы наиболее трудоемки, но в некоторых случаях представляют единственный способ удаления прочных, твердых и химически инертных загрязнений.

16-шз 233

Н а к и п ь образуется чаще всего в холодильниках и конден­саторах. Наличие слоя накипи на наружной или внутренней по­верхности труб значительно ухудшает охлаждение. Практически считается, что накипь толщиной 1 мм уменьшает охлаждающий эффект холодильника на 10—12 %, а накипь толщиной 10 мм — на 55—60%. Снять накипь можно физико-химическим спосо­бом, т. е. промывкой раствором соляной кислоты с ингибитором коррозии, или механическим способом, т. е. сверлением с пода­чей воды при помощи специального приспособления.

О т л о ж е н и я с о л е й и с м о л в подогревателях нефти обез­воживающих установок, теплообменниках сырой нефти удаляют промывкой растворителем (керосином) и горячей водой.

Установка пробок на дефектных трубках теплообменников и их замена

Обнаруженные при опрессовке пропуски через стенки трубок (вследствие трещин, коррозии и разрывов) устраняются выклю­чением дефектных трубок при помощи конических пробок (за­глушек), забиваемых молотком с обоих концов.

Количество заглушаемых трубок должно быть не более 15 % установленных трубок в каждом потоке пучка. После установки пробок при гидравлическом испытании по их окружности не должно быть течи..

Замена трубок производится в пучке, извлеченном из корпу­са теплообменника.

Ремонт стабилизационных колонн

Стабилизационная колонна представляет собой вертикаль­ный цилиндрический аппарат, внутри которого имеются та­релки.

Ректификационные колонны следует ремонтировать следую­щим образом:

пропарить колонну; отключить ее от трубопроводов с установкой заглушек; промыть водой; открыть все люки, начиная сверху; разобрать тарелки; очистить тарелки; очистить тарелки и сливные стаканы от кокса и грязи; очистить нижнюю часть колонны; проверить внутреннюю часть колонны, штуцеров и толщину

стенки колонны; сменить изношенные штуцеры; собрать тарелки с заменой изношенных деталей и закрыть

люки; отремонтировать изоляцию; отремонтировать этажерки и маршевые лестницы; окрасить колонну и металлоконструкции.

234

Колонну пропаривают и промывают водой во всех случаях, когда необходимо выполнять ремонтные работы внутри. Про­паркой и промывкой удаляют легковоспламеняющиеся газооб­разные и жидкие нефтепродукты, которые остались в аппарату­ре после остановки.

Отключение аппарата от трубопроводов с установкой заглу­шек проводится для того, чтобы исключить возможность попа­дания нефтепродукта в аппарат во время ремонта. Заглушки по размерам прокладки вырубают из листовой стали и устанавли­вают между фланцем штуцера и запорным устройством. За­глушки должны иметь выступающие хвостовики.

При установке заглушек и.открывании люков надо соблю­дать правила техники безопасности.

Открывают люки по разрешению начальника установки или старшего оператора, т. е. лиц, ответственных за подготовку обо­рудования к ремонту.

Обычно к ремонтным работам внутри аппаратуры приступа­ют после получения удовлетворительных данных анализа воз­духа.

Для ускорения ремонта во время пропарки с каждого люка удаляют большинство шпилек (оставляют 3—4 шпильки), кре­пящих крышку.

После разрешения на открытие аппарата удаляют остальные шпильки.

Люки открывают постепенно, начиная с верхнего. Если одно­временно открыть нижний и верхний люки, поток воздуха при смешении его с горячими нефтяными газами, оставшимися в ко­лонке, может вызвать хлопок и вспышку.

Для болтовых соединений диаметром до 32 мм применяют гайковерты, а в труднодоступных местах — обычные или спе­циальные слесарные ключи. Не поддающиеся отвинчиванию гайки срубают пневматическими молотками или срезают автоге­ном.

Дефектные и сомнительные прокладки удаляют и заменяют новыми.

Ремонт трубопроводов

Одной из наиболее распространенных работ при ремонте оборудования установок подготовки нефти является ремонт тру­бопроводов.

При текущем ремонте технологических установок устраняют­ся дефекты, замеченные во время эксплуатации. Трубопроводы, которые в процессе работы установки закоксовываются или подвергаются коррозии, обязательно проверяются и очищаются.

При капитальном ремонте проверке и ремонту подвергается большинство продукте- и паропроводов. В объем ремонтных ра­бот по трубопроводам входит:

16*

Рис. 96. Приспособление для раз­движки фланцев: / — рычаги; 2 — поперечина; 3 — ключ; 4 — распорный клин

il) проверка и ремонт всех опор и подвесок;

2) устранение утечки во фланцевых соединениях, об­тяжка фланцев, смена про­кладок (при необходимости смена шпилек);

3) проверка положения компенсаторов;

4) проверка сальников ар­матуры;

5) проверка герметичности арматуры;

6) замена изношенных тру­бопроводов.

Р е м о н т ф л а н ц е в ы х с о е д и н е н и й . При эксплуатации трубопроводов фланцевые соединения иногда пропускают жид­кость или газ (чаще всего на трубопроводах, по которым транс­портируется жидкость или газ с высокой температурой).

Пропуск жидкости или газа во фланцевых соединениях объ­ясняется тем, что при прогреве трубопровода температура не­изолированных фланцев растет быстрее температуры крепеж­ных деталей.

Неодинаковое температурное расширение фланцев и шпилек приводит к дополнительным усилиям, в результате чего про­кладки дают осадку, а соединение пропускает жидкость или газ.

Обтяжка фланцев для металлических прокладок обычно ве­дется вкруговую (на фланцевых соединениях с мягкой проклад­кой гайки затягиваются крестообразно), причем шпильки флан­цевого соединения затягивают в несколько приемов.

З а м е н а п р о к л а д о к . Прежде чем установить прокладку, ее тщательно осматривают; не допускаются к установке про­кладки со следами излома, пор и трещин.

Паронитовые прокладки выпускаются специальными завода­ми. Если отсутствуют стандартные прокладки, их вырубают зу­билом или вырезают при помощи специальных приспособлений.

Чтобы развести фланцы для смены прокладок, применяют зубило или клин. Однако этот способ часто приводит к повреж­дению зеркала фланца, поэтому для развода фланцев пользуют­ся специальным приспособлением (рис. 96).

Р е м о н т к р е п е ж н ы х д е т а л е й . Подготовка крепежных деталей производится с учетом работы данного трубопровода, т. е. с учетом температуры среды и давления.

236

Устанавливаемые крепежные детали не должны иметь зади-ров, заусенцев и срывов резьбы.

Гайка, надетая на резьбу шпильки, не должна иметь слаби­ны (качаний) и должна навертываться на всю резьбу вручную с небольшим усилием. Торцы гаек должны быть' обработаны по 2-му классу точности и перпендикулярны к оси резьбы. Кривиз- . на шпильки может быть допущена не более 0,001 от ее длины. Иногда бывает, что у шпилек или болтов гайка не навинчивает­ся на всю резьбу вручную; такое крепление должно быть ис­правлено прогонкой резьбы. Загрязненные болты и гайки пред­варительно промывают в керосине и очищают. Прогонка резьбы производится только метчиком; прогонять резьбу гайками или болтами запрещается. Причем резьбу надо прогонять до послед­ней нитки, а для смазки обязательно применять мыльную воду. Как указывалось ранее, крепление шпилек выполняется кресто­образно.

СДАЧА И ПРИЕМКА ОБОРУДОВАНИЯ.^ РЕМОНТА

Передача оборудования в ремонт и приемка после ремонта проводятся согласно приемо-сдаточному акту.

За срок и качество ремонта отвечает начальник ремонтного цеха (если ремонт проводился силами ремонтного цеха) или старший механик цеха (если ремонт проводился силами цеха подготовки нефти).

За проведение противопожарных мероприятий во время ре­монта отвечает начальник цеха (установки).

Результаты проведения ремонтов и сведения о состоянии оборудования и аппаратов заносятся механиком в карту ремон­та, паспорт или журнал, которые хранятся в цехах.

Приемка оборудования из ремонта проводится специальной комиссией, назначенной приказом по предприятию. В состав ко­миссии должны включаться представители технологической службы, службы главного механика, главного энергетика, тех­ники безопасности, профсоюзной организации.

Комиссия проверяет соответствие объемов выполненных ра­бот дефектному акту, который составляется перед сдачей обо­рудования или установки в ремонт. Проверяется исполнитель­ная документация (акты сварочных работ, сертификаты исполь­зованных при ремонте материалов, правильность заполнения ре­монтных журналов, результаты гидравлических испытаний и т. п.).

При положительном решении комиссии разрешается ввод оборудования в эксплуатацию.

Перед пуском оборудования в работу после ремонта снима­ются заглушки, которыми аппарат отключался от действующих коммуникаций. Правильность снятия заглушек проверяет на­чальник установки.

После заполнения оборудования нефтью или другим продук­том внимательно проверяются на плотность все фланцевые со­единения.

Если аппарат, вводимый из ремонта, работает в среде с по­вышенной температурой, то скорость повышения в нем темпера­туры должна соответствовать технологическому регламенту.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. Расскажите о правилах безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. Когда проводится техническое освидетельствование сосудов?

2. Как проводится пуск, обслуживание и остановка насосов? Назовите основные неисправности при работе центробежных насосов.

3. Как проводится пуск, обслуживание и остановка поршне­вых компрессоров?

4. Как ведется обслуживание резервуарных парков? Расска­жите о порядке и сроках эксплуатационных осмотров основного оборудования резервуаров.

5. Что такое выбраковка оборудования? Назовите виды из­носа оборудования.

6. Какие методы проверки состояния оборудования вы знаете?

7. Как ведется проверка состояния печей, нефтеаппаратуры, трубопроводов?

8. Какие виды ремонтов оборудования вы знаете? 9. Назовите порядок ремонта теплообменников, колонн, тру­

бопроводов. 10. Назовите порядок сдачи оборудования в ремонт и прием­

ки его из ремонта.

Г л а в а 9. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

НАРОДНОХОЗЯЙСТВЕННОЕ ЗНАЧЕНИЕ ПРОБЛЕМЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Решающим фактором ускорения темпов развития народного хозяйства становится всемерное повышение эффективности об­щественного производства — главного источника дальнейшего роста производства и повышения жизненного уровня народа. Выявление резервов и разработка более совершенных методов

238

решения конкретных производственных проблем в этих усло­виях—основная задача экономической науки.

Подготовка нефти — важное звено нефтяной промышленно­сти в которое входят сепарация нефтегазовой смеси, обезвожи­вание, обессоливание, стабилизация нефти, основная цель ко-т о р Ы Х ' — доведение добываемой нефти до товарных кондиций, обеспечение рационального транспортирования и подготовка нефти для последующей переработки и использования в народ­ном хозяйстве.

Каждый из этих производственных процессов имеет свое на­значение, правильное определение которого необходимо и важ­но для разработки методов оценки эффективности и планирова­ния производства.

Сепарация нефтегазовой смеси проводится для обеспечения рационального сбора, хранения, транспортирования"и последую­щей подготовки и использования нефти и газа. Обезвоживание нефти проводится с целью сокращения затрат при ее транспор­тировании и последующей подготовке. В процессе обезвожива­ния вместе с водой из нефти удаляется наибольшая часть (95— 99 %) хлористых солей. Однако под обессоливанием понимается такой технологический процесс, который осуществляется спе­циально для удаления солей из нефти, присутствие которых за­трудняет ее дальнейшую переработку. Обезвоживание и обессо­ливание— необходимые меры, без которых нельзя эффективно перерабатывать нефть, так как поступление на технологические установки нефтеперерабатывающих заводов необессоленных нефтей вызывает значительные осложнения. Наличие хлористых солей при повышенных температурах приводит к образованию хлористого водорода и интенсивной коррозии аппаратуры. От­кладываясь на внутренней поверхности нефтеаппаратуры, соли резко ухудшают технологические показатели процессов, сокра­щают межремонтный период работы установок.

Промысловая стабилизация нефти осуществляется для пред­отвращения потерь легких углеводородов при сборе, хранении и транспортировании нефти и увеличения ресурсов углеводород­ного сырья.

Легкие углеводороды в нефти повышают упругость ее паров, .затрудняют ее переработку. Однако эти углеводороды могут вы­деляться естественным путем при атмосферном давлении в не­герметичных емкостях. После такой естественной стабилизации нефть может перерабатываться без дополнительной дегазации. Но в этом случае будет потеряна часть легких фракций нефти, представляющих ценное сырье. Таким образом, основная цель осуществления стабилизации нефти на промыслах — уменьше­ние потерь легких углеводородов при ее транспортировании и хранении.

Несмотря на различное назначение каждого производствен­ного процесса подготовки нефти и газа, в целом они имеют сле­дующие общие характерные особенности, которые должны учи-

239

тываться при решении вопросов улучшения организации и по­вышения их экономической эффективности.

1. Процессы подготовки нефти и газа занимают определен­ное промежуточное положение среди основных процессов добы­чи и переработки этих продуктов. С одной стороны, здесь завер­шается процесс добычи нефти (обезвоживание, обессоливание), с другой, начинается их частичная переработка (стабилизация). Известно, что из недр на поверхность извлекается, как правило, не нефть и газ в отдельности, а газоводонефтяная смесь. Нефть и газ получаются после сепарации этой смеси и отделения воды от нефти. Таким образом, здесь завершается добыча нефти и га­за. Кроме того, при подготовке из них частично выделяются но­вые продукты, имеющие самостоятельное значение и использо­вание (конденсат, продукты стабилизации нефти и отбензини-вания газа). Из нефти выделяются наиболее легкие углеводо­роды.

Эта особенность имеет важное практическое значение, так как она обусловливает благоприятные возможности комбиниро­вания процесса подготовки с основными процессами добычи и переработки, а также сбора и транспортирования нефти и газа. Особенно возросла возможность повышения эффективности под­готовки нефти за счет ее комбинирования с процессом добычи и транспортирования в связи с использованием новых химиче­ских реагентов.

2. Многоотраслевой характер процессов подготовки нефти и газа. В зависимости от конкретных условий добычи, транспорти­рования и переработки нефти и газа их полную или частичную подготовку можно организовать в составе предприятий различ­ных отраслей нефтяной и газовой промышленности.

Как правило, процессы обезвоживания осуществляются пред­приятиями нефтяной промышленности. Наряду с этим некото­рые нефтеперерабатывающие заводы, особенно размещенные вблизи районов добычи нефти, также производят ее обезвожи­вание. Основная часть хлористых солей удаляется из нефти на промыслах на установках по обессоливанию. Однако оконча­тельное обессоливание обычно проводится на нефтеперерабаты­вающих заводах.

Несмотря на то что эти процессы организационно не объеди­няются в составе отдельной отрасли, их многоотраслевой харак­тер обусловливает необходимость унификации методов экономи­ческого анализа и оценки эффективности этих процессов с на­роднохозяйственных позиций.

2. Зависимость эффективности производства от качества под­готовки нефти и газа.

При рассмотрении проблемы повышения качества продукции в нефтедобывающей промышленности необходимо различать природное качество нефти, которое характеризуется содержа­нием отдельных составляющих компонентов (светлых, масля­ных и других фракций, серы, парафина и т. д.), и качество неф-

240

ти, создаваемое в процессе подготовки, характеризующееся со­держанием вредных примесей (вода, соли, механические приме­си) и другими параметрами. Здесь рассматривается качество нефти, достигаемое на нефтепромысловых производственных комплексах.

При подготовке нефти количество продукции уменьшается за счет технологических потерь процессов, но при этом изменяется качество обрабатываемого сырья. Качественные различия под­готовки нефти и газа на промыслах приводят к определенным техническим и экономическим изменениям в системе транспор­тирования, на нефтеперерабатывающих и даже нефтехимиче­ских предприятиях. Так, снижение содержания воды в постав­ляемой промыслами нефти способствует повышению пропускной способности нефтепроводов и снижению затрат на перекачку нефти. С учетом качества сырья, вырабатываемого на нефтеста-билизационных установках нефтяной промышленности, должны строиться газофракционирующие и другие установки нефтехи­мических предприятий.

Качество подготовки нефти — решающий фактор, опреде­ляющий уровень затрат на ее подготовку. Издержки производ­ства на подготовку нефти находятся в прямой зависимости от качества подготовки нефти по данному процессу и в обратной зависимости по другим смежным процессам. Например, обезво­живание нефти с остаточным содержанием воды до 5 % по не­которым сортам нефтей может осуществляться без особых за­трат, а дальнейшее снижение содержания воды требует приме­нения специальных реагентов, подогрева нефти и т. д. Однако при транспортировании нефти повышенное содержание воды снижает пропускную способность трубопроводов и увеличивает энергетические затраты. Аналогичное соотношение качества под­готовки нефти и уровня затрат наблюдается и по другим про­цессам.

Таким образом, нужно такое оптимальное сочетание качест­венных показателей подготовки нефти по отдельным процессам, которое обеспечивает общественно необходимое качество под­готовки нефти при минимальных издержках производства по всему комплексу процессов. При этом здесь имеются в виду не все затраты по этим процессам, а только та их часть, которая изменяется в зависимости от качества подготовки нефти.

Общественные потребности на продукцию повышенного ка­чества систематически возрастают и опережают рост реальных возможностей для их удовлетворения. Производство продукции повышенного качества требует больших материальных и трудо­вых затрат. Удовлетворение этих потребностей не может осу­ществляться при безграничном повышении качества, так как не­обходимые для этого ресурсы и затраты труда бывают ограни­ченными даже в пределах технических возможностей. Наряду с этим повышение качества подготовки сырья в одних процес­сах приводит к снижению издержек производства в других

смежных процессах. Из всего этого вытекает необходимость оптимального распределения материальных и трудовых ресур­сов между отдельными процессами подготовки нефти с тем, что­бы обеспечить общественно необходимое качество подготовки нефти с минимальными затратами.

Экономическим признанием соответствия качества продук- • ции общественным потребностям служит установление повышен­ной цены на продукцию лучшего качества по сравнению с менее качественной продукцией. Повышение качества должно соответ- \ ствовать общественным потребностям. Таким образом, под об щественно необходимым понимается такое качество продукции, • которое удовлетворяет общественные потребности в данных условиях ее потребления при минимальных затратах обществен­но необходимого труда.

Соотношение качественных показателей по отдельным про­цессам подготовки нефти, как и уровень затрат по их осуществ­лению, не постоянны. Они изменяются в зависимости от измене­ния конкретных условий, применяемых методов, техники, техно­логии и организации производства. Например, для повышения качества обезвоживания и обессоливания нефти решающее зна­чение имеет эффективность применяемого реагента-деэмульгато-ра. Для эффективного размещения установок должна учиты­ваться совокупность факторов:

размер месторождений и уровень текущей добычи нефти на ближайшие 15—20 лет;

положение данного месторождения по отношению к другим ; месторождениям, нефтеперерабатывающим заводам и системе магистрального транспорта нефти и газа;

направление поставок нефти; качество нефти (характер эмульсий, степень минерализации

пластовых вод и т. п.); наличие свободных мощностей установок и их размещение; применяемые методы, техника и технология подготовки

нефти; условия реализации промышленных стоков. Нефтяные районы характеризуются различными условиями

размещения установок. Поэтому вопрос об их размещении нель­зя решить однозначно и независимо от конкретных условий и указанных основных факторов. По направлению поставки, на­пример, можно выделить и четыре группы нефтей:

а) нефти, поставляемые на действующие НПЗ, имеющие обессоливающие установки;

б) нефти, поставляемые на новые НПЗ, где нет обессоливаю­щих установок;

в) нефти, поставляемые на экспорт; г) прочие направления поставки (для ТЭЦ на топливо, на .;

производство дорожного битума и т. п.). Аналогичные группы можно выделить по степени минерали- ;

зации пластовых вод (с малым и большим содержанием хлори- ;

242

стых солей), по условиям использования промысловых стоков и другим факторам. Поэтому вопросы повышения эффективно­сти подготовки нефти и газа должны решаться с учетом этих факторов:

При оценке эффективности мероприятий, направленных на повышение уровня использования извлекаемых из недр ресурсов жидких углеводородов, необходимо учитывать специфику их до­бычи не как самостоятельных, а как комбинированных продук­тов. В отличие от природного газа и других видов минерального сырья, добычу которых можно регулировать в соответствии с конкретными потребностями, нефтепромысловый газ извлекает­ся из недр вместе с нефтью независимо от наличия необходимых мощностей по его подготовке и подготовленных потребителей или специальных хранилищ. При этом он безвозвратно теряется. То же происходит и с легкими фракциями нефти. В этих усло­виях необходимой предпосылкой правильного определения эф­фективности производства является экономическая оценка этих потерь.

Стабилизация нефти на промыслах — наиболее эффективное мероприятие по сокращению потерь нефти в системе ее магист­рального транспорта, так как общеизвестно, что испарения из резервуаров стабильной нефти намного меньше, чем нестабиль­ной. При этом резко снижаются потери легких углеводородов, т. е. наиболее ценных компонентов, являющихся незаменимым сырьем для нефтехимической промышленности. Эти углеводоро­ды являются основой сырьевой базы промышленности органиче­ского синтеза. На базе этого сырья в нашей стране созданы крупные нефтехимические комплексы.

Однако, устанавливая целесообразность проведения стабили­зации нефти и выбирая необходимую глубину извлечения лег­ких фракций, не следует забывать и о выборе наиболее рацио­нального места размещения узла стабилизации.

Размещение нефтестабилизационных установок непосредст­венно связано с размещением установок по обезвоживанию и обессоливанию нефти. Кроме того, при размещении установок можно учесть соотношение стоимости невозвратимых потерь углеводородов, теряемых до предполагаемого места размеще­ния установок, и эксплуатационные затраты на стабилизацию нефти при заданной глубине извлечения легких углеводородов.

Установлено, что с удалением размещения стабилизационной установки от устья скважин размер потерь, а следовательно, и стоимость их возрастают, соответственно чему изменяется и глу­бина извлечения легких углеводородов из нефти. .Наиболее ̂ выгод­но было бы размещать стабилизационные установки непосред­ственно у скважин, что на практике неосуществимо вследствие большой их численности, сложности схем установок, требующих пара, воды, электроэнергии и т. д., т. е. больших эксплуатацион­ных затрат.

По мере удаления места размещения стабилизационных установок от скважины стоимость потерь возрастает одновре­менно с падением эксплуатационных затрат. Поскольку строи­тельство установок непосредственно у скважины невозможно, а строительство их на НПЗ нежелательно, так как большая часть потерь нефти оказывается невозвратимой, наиболее целесооб­разно размещать их в промысловом резервуарном парке.

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПОТЕРЬ ЛЕГКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ

С тех пор как началось эффективное использование легких углеводородов нефти, устранение потерь этих фракций постоян­но привлекает внимание работников нефтяной промышленности. С особой остротой встал вопрос ликвидации потерь легких угле­водородов в последнее время в связи с успешным решением ря­да научных и практических задач по синтезу углеводородов и получению на основе этого процесса ценных синтетических ма­териалов (синтетические спирты, каучуки, пластмассы).

Чтобы дать экономическую оценку потерь нефти, надо, во-первых, выявить возможные затраты на улавливание легких углеводородов различными методами и, во-вторых, определить экономию общественного труда при их использовании в народ­ном хозяйстве. Выявление разницы между затратами на допол­нительное извлечение углеводородов на промыслах и экономией в потребляющих отраслях дает ответ на вопрос об экономиче­ской эффективности метода устранения потерь.

В соответствии с этим потери легких углеводородов при сбо­ре и транспортировании нефти можно называть потерями для народного хозяйства в собственном смысле этого слова в том случае, если известно, что имеющимися техническими средства­ми их можно предотвратить, и извлечь углеводороды при мень­ших затратах по сравнению с той экономией общественного труда, которую можно получить при их использовании в народ­ном хозяйстве. Если же имеющиеся технические средства и ме­тоды извлечения легких углеводородов не позволяют сэкономить общественный труд, то данный процесс оказывается неэффек­тивным и «потери» по существу являются не потерями, а побоч­ными отходами производства. К таким отходам относятся, на­пример, дымовые газы, окалина при термической обработке ме­талла, парафин, выпадающий в промысловых системах, и дру­гие отходы, которые при данном уровне развития техники при­менять для производства целевых продуктов неэкономично.

В целом экономическая эффективность более полного и со­вершенного использования сырья, топлива и других материалов в народном хозяйстве бесспорна. По мере развития техники и совершенствования технологии производства использование ма­териалов возрастает. Однако это не является самоцелью, а слу-

244

жит средством повышения производительности общественного труда.

Сокращение народнохозяйственных потерь и более полное использование сырья могут обеспечить повышение производи­тельности общественного труда на основе применения совершен­ной техники и технологии производства. Фактические потери легких углеводородов и техника их извлечения — факторы, влияющие и предопределяющие уровень затрат на их использо­вание и эффективность самого процесса.

В зависимости от качества, схемы и технологии сбора и се­парации, расстояния и условий транспорта и хранения нефти потери легких фракций будут различными. С повышением дав­ления в трапах при сепарации нефти уменьшается количество выделяющегося газа, а в его составе — содержание тяжелых компонентов. Повышение температуры нефти при этом, наобо­рот, приводит к увеличению количества выделяющегося газа и большому 'содержанию в нем тяжелых углеводородов. Соответст­венно этим изменениям уменьшается или увеличивается количе­ство и изменяется качество целевых углеводородов, остающих­ся в нефти.

Условия сепарации, сбора, транспорта и хранения нефти не­посредственно влияют на потери и в значительной мере предоп­ределяют глубину извлечения целевых углеводородов при стаби­лизации нефти. Следовательно, для решения вопроса о необхо­димости и экономической эффективности стабилизации нефти с целью сокращения потерь легких углеводородов прежде всего надо знать количество, состав и место потерь.

Для выявления общих потерь легких углеводородов нефти по определенному месторождению прежде всего необходимо знать количество извлекаемых из недр продуктов по фракциям и за­тем их количество, переданное нефтеперерабатывающим заво­дам или другим потребителям. Разность этих двух величин по­казала бы общие потери. Подобным же образом можно опреде­лять потери по отдельным участкам движения и хранения нефти.

Углеводородный состав потерь, как и возможный состав по­лучаемой из них продукции, разнообразен. Поэтому для оценки потерь можно использовать цены на различные продукты в со­ответствии с возможным составом готовой продукции. Напри­мер, имеются следующие источники получения легких углеводо­родов, которые могут выступать в качестве взаимозаменяемых с оцениваемыми потерями легких углеводородов нефти:

а) нефтяной газ, получаемый при добыче и переработке нефти;

б) легкие углеводороды от стабилизации нефти (широкая фракция);

в) природный газ газовых месторождений; г) продукция газоконденсатных месторождений.

Выявив общую разницу между оптовой ценой теряемых уг­леводородов и затратами на предупреждение этих потерь, мож­но определить экономическую эффективность мероприятий по сокращению потерь нефти. При этом расчет следует вести по отдельным фракциям, так как их ценность неодинакова.

Предлагаемый метод оценки потерь легких углеводородов исходит из положения о том, что наличие потерь в одном пункте или на одном месторождении должно быть компенсировано уве­личением извлечения углеводородов на другом участке или мес­торождении с иными затратами труда.

После выявления потерь легких углеводородов в денежном вы­ражении необходимо определить затраты на их устранение раз­личными методами и с учетом экономии в потребляемых отрас­лях рассчитать сравнительную экономическую эффективность получения и использования углеводородного сырья.

Выявлять экономию от использования легких углеводородов в потребляющих отраслях следует сравнением затрат на данный продукт с затратами на другие широко применяемые или пла­нируемые к использованию продукты того же назначения.

Таким образом, для практического решения вопроса о целе­сообразности предотвращения потерь легких углеводородов не­обходимо:

1) определить величину и состав потерь легких углеводоро­дов, которые могут быть устранены;

2) выявить капитальные вложения и эксплуатационные за­траты на получение 1 т ранее теряемых фракций предусмотрен­ными методами;

3) определить затраты на переработку, транспорт и получе­ние целевых продуктов для нефтехимического синтеза или дру­гих нужд из ранее теряемых углеводородов;

4) определить затраты на другие продукты, которые можно использовать в тех же целях, что и продукты, полученные за счет ликвидации потерь;

5) на основе сопоставления затрат на взаимозаменяемые ви­ды сырья выявить наиболее эффективные направления исполь­зования каждого вида и с учетом ресурсов и потребности опре­делить целесообразность, масштабы и наиболее эффективные методы предотвращения потерь легких углеводородов.

УЧЕТ РАБОТЫ ОБЕЗВОЖИВАЮЩИХ И ОБЕССОЛИВАЮЩИХ УСТАНОВОК

Каждая установка подготовки нефти должна эксплуатиро­ваться в соответствии с технологическим регламентом, дейст­вующими правилами, нормами и производственными инструк­циями.

На установке подготовки нефти должна вестись вся первич­ная документация как по учету работы установки в целом, так

246

и отдельных видов технологического, электротехнического обо­рудования, систем автоматики и т. п.

Основными документами по учету работы установки служат вахтовый журнал и режимная карта.

В вахтовом журнале отражаются все сведения о работе уста­новки, выявленные неполадки. Журнал заполняется рабочими смены, сдающими вахту.

При приходе на рабочее место каждый работник обязан: ознакомиться с записями в вахтовом журнале установки, то­

варного парка и уяснить себе работу установки за предыдущую вахту, осмотреть все работающие аппараты, резервуары, тру­бопроводы и определить состояние канализации; при обнаруже­нии какой-либо ненормальности, не записанной в журнале, при­нимающий вахту должен указать на нее сдающему вахту и вместе с ним сделать соответствующую запись в журнале;

проверить обеспеченность установки и товарного парка сырьем и состояние емкости для получаемого на установке про­дукта, наличие смазочных и обтирочных материалов, передавае­мых по вахте;

проверить исправность телефонной связи; проверить наличие рабочего инструмента, пожарного и хо­

зяйственного инвентаря, противогазов, а также нормальную ра­боту вентиляционных установок;

убедиться в полной чистоте рабочего места; оператор не должен принимать вахту до тех пор, пока не

примут вахту другие работники, находящиеся в его подчинении. Сдающий вахту обязан: ознакомить сменщика, принимающего смену, с режимом ра­

боты установки, состоянием оборудования и его работой в тече­ние своей вахты, отвечая на все вопросы, касающиеся работы установки и товарного парка;

указать сменщику на дефекты в работе оборудования и до­ложить о принятых мерах для их устранения;

привести рабочее место в состояние полной чистоты; произвести окончательные записи в вахтовом журнале; вах­

та считается сданной и принятой после подписи двух работни­ков, сделанной в присутствии старших по вахтам. После при­емки вахты никакие претензии принимающего вахту к предыду­щей вахте не берутся во внимание.

При возникновении разногласий между принимающим и сдающим смену по записям в журнале (не соответствующим со­стоянию установки, товарного парка) об этом нужно доложить начальнику установки, товарного парка.

Категорически запрещается сдавать вахту лицу, находяще­муся в нетрезвом состоянии.

Кроме вахтового журнала ведется режимная карта. В режимную карту через каждые 2 ч заносятся сведения по: расходу нефти;

температуре нагрева нефти в печах, а также до и после теп­лообменников;

давление в аппаратах; расход реагента-деэмульгатора; расход воды, газа, пара; содержание в нефти воды и солей (в сырье после каждой

ступени обезвоживания и обессоливания) по данным химиче­ской лаборатории или по приборам, работающим непосредствен­но на потоке.

Отдельно ведется режимная карта на установке подготовки нефти и очистных сооружениях.

ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ УСТАНОВОК ПО ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ

Показатели эффективности объектов подготовки нефти должны приниматься во внимание, начиная со стадии их проек­тирования. Экономический эффект от строительства установки определяется сопоставлением основных показателей проекти­руемой установки с показателями аналогичных установок, а также расчетом окупаемости капитальных вложений. Предприя­тие может считаться экономически эффективным, если капи­тальные вложения окупаются в течение 5 лет.

Нефтедобывающая промышленность — одна из наиболее ка­питале- и металлоемких отраслей, поэтому борьба за снижение стоимости строительства установок по подготовке нефти приоб­ретает особенно важное значение.

Одно из основных направлений в решении этой важной зада­чи— улучшение структуры капитальных вложений повышением в них доли затрат на оборудование и машины, а следовательно, стремление к максимальному сокращению строительно-монтаж­ных работ. Установлено, что удельный вес последних в составе капитальных вложений по установкам по подготовке нефти в среднем колеблется от 50 ао 70%. Не менее существенно для снижения стоимости сооружений по подготовке нефти и сокра­щение расхода металла.

Важнейшим показателем работы установок считается себе­стоимость продукции, основой расчета которой являются экс­плуатационные затраты.

Эксплуатационные затраты на подготовку нефти слагаются из затрат на пар, электроэнергию, деэмульгаторы, воду, реаген­ты, зарплату, амортизацию и др.

Основная доля затрат приходится на электроэнергию, де­эмульгаторы, амортизацию оборудования.

Резервами снижения затрат служат рациональная загрузка насосов, применение эффективных деэмульгаторов, повышение уровня использования мощности установки.

В структуре затрат на подготовку нефти значительная доля приходится на заработную плату и отчисления по социальному

248

Т а б л и ц а 18

- — Группа нефти

1а 16 II III Неконди­ционная

Содержание в нефти

хлористых солей, мг/л

Не более 40 41—100

101—300 301—1800 Более 1800

воды, %, не более

0,5 0,5 1 1

Более 1

Надбавка ( + ) или скидка (—) к цене 1 т нефти, коп.

+ 50

—30 —90

—90, кроме того, штраф (5% от стоимости 1 т нефти)

страхованию. Снижение трудовых затрат за счет внедрения комплексной автоматизации установок и автоматического конт­роля за качеством продукции — крупнейший резерв повышения производительности труда и снижения себестоимости нефти.

Качество подготовленной нефти во многом определяет при­быльность нефтегазодобывающего предприятия. При сдаче неф­ти повышенного качества НГДУ получает соответствующую надбавку к цене. В зависимости от качества подготовленной нефти предусматриваются надбавки-скидки к цене сдаваемой нефти (табл. 18).

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. Расскажите о роли и значении подготовки нефти для по­вышения эффективности нефтяного производства.

2. Как отражается качество подготовки нефти на промыслах на величине народнохозяйственного эффекта?

3. В чем сущность и значение промысловой стабилизации нефти для сокращения потерь легких углеводородов? Расска­жите о выборе места для размещения нефтестабилизационных установок.

4. Как осуществляется оценка потерь легких углеводородов и использование этого показателя при определении экономиче­ской эффективности стабилизации нефти на промыслах?

5. Как проводится учет работы промысловых установок под­готовки нефти?

6. Как определяются показатели эффективности работы уста­новок подготовки нефти?

7. Расскажите о порядке экономического стимулирования работ по улучшению качества подготовки нефти.

17-1113

Глава 10. ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

ИНСТРУКТАЖ И ОБУЧЕНИЕ БЕЗОПАСНЫМ МЕТОДАМ ТРУДА

Нефтегазодобывающие предприятия постоянно оснащаются новой техникой, меняются технологические и трудовые процес­сы, внедряются передовые методы труда.

В связи с этим необходимо постоянно обучать рабочих уме­нию обращаться с новым производственным оборудованием, правильно и безопасно вести новые технологические процессы.

Обучение рабочих по профессиям должно проводиться в со­ответствии с положением, утвержденным министерством. Все вновь принятые на предприятия рабочие, не имеющие профессии (специальности) или меняющие свою профессию, должны прой­

ти профессионально-техническую подготовку в установленном порядке.

К обслуживанию электроустановок, паровых и водогрейных котлов, грузоподъемных кранов, сосудов, работающих под дав­лением, специальных механизмов и машин допускаются лица, прошедшие соответствующее специальное обучение, сдавшие экзамен и получившие удостоверение установленной формы.

Обучение рабочих безопасным методам и приемам работы проводится в виде:

вводного инструктажа (при поступлении на работу); инструктажа на рабочем месте (первичного, периодического

и внеочередного); массовой пропаганды вопросов охраны труда. В в о д н ы й и н с т р у к т а ж включает общие вопросы —

основные положения советского трудового законодательства, правила внутреннего трудового распорядка, правила перевозки рабочих транспортными средствами, правила техники безопас­ности при погрузочно-разгрузочных работах, транспортирование грузов, требования пожарной безопасности, методы и способы оказания первой (доврачебной) помощи при несчастных слу­чаях и др.

Вводный инструктаж должен проводить работник службы техники безопасности или лицо, на которое возложены эти обязанности.

Инструктаж по оказанию первой помощи, по правилам по­жарной безопасности и другим специальным вопросам прово­дится соответствующими специалистами.

По окончании вводного инструктажа рабочему должно быть выдано удостоверение по технике безопасности, где делаются 250

отметки о прохождении вводного инструктажа, практического обучения (стажировки) на рабочем месте и проверки знаний, а также о медицинских осмотрах.

И н с т р у к т а ж п о т е х н и к е б е з о п а с н о с т и н а р а б о ч е м м е с т е заключается в ознакомлении рабочего с порядком подготовки рабочего места, с оборудованием, при­способлениями, их характеристикой и конструктивными особен­ностями, возможными опасностями и безопасными методами и приемами работы.

Инструктаж на рабочем месте проводит непосредственный руководитель работ (мастер, начальник установки, механик цеха и т. п.).

Инструктаж на рабочем месте проводится по утвержденным главным инженером предприятия программам, составленным на основании действующих правил и инструкций по технике без­опасности и производственной санитарии с учетом конкретных условий производства.

Как отмечалось, инструктаж на рабочем месте подразде­ляется на первичный, периодический (повторный) и внеоче­редной.

П е р в и ч н ы й и н с т р у к т а ж проводится перед назначе­нием на самостоятельную работу, при переводе на другую долж­ность или участок с иным характером работы. При этом рабо­чие проходят и практическое обучение (стажировку).

Рабочие, прошедшие обучение, имеющие об этом удостове­рение и подтвердившие свои знания на данном предприятии, освобождаются от прохождения стажировки.

С целью усвоения рабочими безопасных методов и приемов труда, углубления знаний по технике безопасности и производ­ственной санитарии не реже чем через каждые 3 мес проводится п е р и о д и ч е с к и й (повторный) и н с т р у к т а ж .

Для отдельных рабочих профессий периодический инструк­таж проводится не реже 1 раза в 6 мес.

При внедрении новых технологических процессов и методов труда, новых видов оборудования и механизмов, при введении в действие новых правил и инструкций по технике безопасности, а также несчастном случае или аварии, происшедших из-за не­удовлетворительного инструктажа рабочих, должен проводиться в н е о ч е р е д н о й и н с т р у к т а ж .

Проведение всех видов инструктажа оформляется в журнале регистрации инструктажа на рабочем месте.

Проверка знаний проводится в индивидуальном порядке с оформлением результатов в специальном журнале комиссией, назначенной приказом по предприятию, во главе с техническим руководителем структурного подразделения, ответственным за технику безопасности.

Руководящие и инженерно-технические работники, занимаю­щиеся проектированием, строительством, бурением и эксплуа­тацией нефтяных и газовых скважин, транспортом и хранением 17*

газа и газового конденсата, а также подсобных предприятий, должны перед допуском к работе сдать экзамен на знание «Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленно­сти», а также соответствующих глав СНиП (Строительные нор­мы и правила) и других руководящих материалов в объеме выполняемой ими работы.

Проверка знаний должна проводиться в соответствии с дей­ствующим типовым положением о порядке проверки знания правил, норм и инструкций по технике безопасности руководя­щими и инженерно-техническими работниками.

Повторную проверку знаний проводят не реже 1 раза в три года.

Существенное значение имеет массовая пропаганда техники безопасности. Формы пропаганды техники безопасности разно­образны. К основным из них относятся:

организация на предприятиях кабинетов и уголков по тех­нике безопасности;

создание и распространение плакатов, предупредительных знаков и других наглядных пособий по технике безопасности;

проведение лекций, докладов и семинаров, популяризация безопасных методов труда посредством кинофильмов, диафиль­мов, радио, телевидения и печати;

организация обмена положительным опытом работы пред­приятий, цехов и бригад;

издание литературы по вопросам техники безопасности — правил, инструкций, брошюр и др.

Анализ производственного травматизма показывает, что большая часть несчастных случаев на предприятиях нефтяной промышленности происходит в результате нарушения установ­ленных требований техники безопасности и неправильных прие­мов работы.

Опыт показывает, что только традиционными методами обу­чения (лекции, беседы с демонстрацией плакатов и других на­глядных пособий) невозможно в отводимое для обучения и ин­структажа время привить рабочим соответствующие знания и навыки. Дело осложняется еще постоянным увеличением объема знаний, необходимых для работы на современном высокопроиз­водительном оборудовании.

За последние годы в различных областях науки и техники внедряется новый, прогрессивный метод обучения — программи­рованное обучение и контроль знаний с применением обучаю­щихся и контролирующих машин.

Метод программированного обучения и контроля знаний по­зволяет улучшить качество обучения, повысить его эффектив­ность, а также значительно сократить время, затрачиваемое на обучение и контроль знаний.

Программированное обучение способствует улучшению каче­ства инструктажа, проверки знаний и снижению травматизма на предприятиях нефтяной промышленности.

252

ТОКСИЧНОСТЬ, ВРЕДНОСТЬ НЕФТИ И ПРИМЕНЯЮЩИХСЯ В ДОБЫЧЕ НЕФТИ ВЕЩЕСТВ

Токсичными веществами называются продукты, которые при проникновении в организм человека вызывают нарушение его нормальной жизнедеятельности. Токсичность зависит от приро­ды вещества, его состава и свойств, летучести, степени дисперс­ности в рабочей среде и продолжительности воздействия на орга­низм человека.

На нефтегазодобывающих предприятиях из нефти и нефтя­ного газа выделяются различные опасные компоненты. При вдыхании их или попадании в желудочно-кишечный тракт мо­жет произойти отравление людей.

Токсичность нефти и нефтяного газа зависит от их состава, она усиливается при содержании в них сернистых соединений.

Первые признаки отравления парообразными углеводорода­ми— недомогание и головокружение. Летальный исход может наступить от паралича дыхания при явлениях нарастающей сер­дечной слабости. Углеводороды могут служить причиной и хро­нического отравления.

Пары углеводородов, в частности бензина, могут вызвать как острые дерматиты, так и хронические экземы и другие за­болевания кожи.

Сероводород, являющийся сильным ядом,— бесцветный газ, с сильным неприятным запахом тухлых яиц (при больших кон­центрациях чувствительность снижается). Однако при концент­рациях, не уловимых органами обоняния, во рту появляется ме­таллический вкус, по которому газ можно распознать.

В нефтях и газах сероводород встречается в разных кон­центрациях. При действии высоких концентраций (1000 мг/м3

и выше) отравление бывает почти мгновенным (судороги, по­теря сознания и быстрая смерть от остановки дыхания, а иногда и от паралича сердца).

Окись углерода — газ без цвета и запаха, очень ядовитый. При вдыхании небольших количеств окиси углерода появляется вначале головная боль, ощущение пульсации в висках, голово­кружение, шум в ушах, затем рвота, чувство слабости. При продолжительном пребывании в загазованной атмосфере могут наступить потеря сознания и смерть.

Ртуть применяют в основном в контрольно-измерительных приборах. Это жидкий металл, очень ядовитый. При обычной (комнатной) температуре испаряется. Длительное и постоянное воздействие малых концентраций паров ртути приводит к функ­циональным нервным расстройствам, неустойчивости сердечно­сосудистой системы и другим нежелательным явлениям.

Соляную кислоту применяют в основном для кислотной, тер­мокислотной обработки скважин и при гидравлическом разрыве пластов.

При попадании на кожу соляная кислота вызывает ожоги, при более длительном воздействии — язвы. Первая помощь при попадании соляной кислоты на кожу — немедленное смывание под струей воды в течение 10—15 мин. При попадании кислоты в глаза необходимо промывать их чистой водой.

Серную кислоту применяют в лабораториях и для заполне­ния аккумуляторов. Она вызывает весьма сильные ожоги, вплоть до обугливания. При попадании крепкой кислоты на кожу не­обходимо удалить ее обильным промыванием водой в течение 10—15 мин, после чего пострадавший должен быть направлен к врачу для оказания ему специальной помощи.

Щелочи при попадании на кожу образуют мягкий струп, способствующий проникновению щелочи в более глубокие тка­ни. Весьма опасно попадание даже самых малых количеств щелочи в глаз. При этом возможно не только поражение по­верхности глаза, но и глубоких его частей (радужной оболоч­ки), что может привести к слепоте. Первая помощь при попа­дании щелочи — обильное промывание водой или слабыми орга­ническими кислотами (лимонной, винной) пораженных участ­ков. Для защиты от кислот и щелочей следует пользоваться со­ответствующими перчатками, сапогами, спецодеждой из шерстя­ной ткани. Глаза защищают предохранительными очками.

Цемент применяют для цементирования скважин и строи­тельных работ. Цементная пыль вызывает раздражение слизи­стой оболочки носа и полости рта, попадая в глаза, может вы­звать конъюнктивит, а в отдельных случаях — потерю зрения. При действии на кожу могут возникнуть различные заболева­ния: «цементная чесотка», экземы, эрозии, язвы. Ниже приве­дены предельно допустимые концентрации газов и паров в воз­духе (в мг/м3). Углеводороды 300 Сероводород в смеси с углеводородами t 3 Окись углерода 20 Пары ртути 0,01 Пары соляной кислоты 10 Пары серной кислоты 1 Цементная пыль 6

Причинами образования взрывоопасных концентраций паров нефти или нефтяного газа в смеси с воздухом, а также токсич­ных и вредных веществ являются недостаточная герметизация оборудования, несовершенство технологических процессов, от­сутствие установок по улавливанию ядовитых и опасных газов, паров и пыли, неэффективная вентиляция и др.

Причиной наибольшего количества отравлений и профессио­нальных заболеваний является вдыхание паров нефти и нефте­продуктов. Нефтепродукты могут оказывать вредное воздейст­вие, проникая через кожу человека, слизистые оболочки носа, глаз и рта. Не все нефти, нефтепродукты и газы обладают оди­наковыми токсическими свойствами. Легкие бензины, например, менее ядовиты, чем тяжелые. Непредельные и ароматические

254

углеводороды оказывают более сильное токсическое действие, чем предельные; нефти, в которых отсутствуют непредельные углеводороды, менее токсичны, чем продукты их переработки, так как при термической переработке образуются непредельные и ароматические углеводороды. г~

Количество паров, которое может поступить в организм че­ловека через дыхательные органы, зависит от концентрации этих паров в воздухе при прочих равных условиях, а это зависит от испаряемости. Отсюда следует, что хотя абсолютная токсич­ность легких бензинов меньше, чем тяжелых, но вследствие своей высокой испаряемости легкие бензины обладают большей токсичностью, чем тяжелые. Острые отравления парами нефте­продуктов могут привести к длительной потере сознания, а при непринятии мер к спасению — и к смерти. Отравления парами и газами не всегда бывают острыми и могут протекать незамет­но, приводя к тяжелым хроническим заболеваниям. Признаками хронических отравлений парами нефтепродуктов являются го­ловные боли, головокружение, сонливость, утомляемость. Во всех случаях острых отравлений пострадавшего надо немедлен­но удалить из опасной зоны. Нефтепродукты также могут ока­зывать вредное действие на кожу человека. Бензины, бензолы являются растворителями, попадая на кожу, они обезжиривают ее покров. При частом повторении это может привести к кож­ным заболеваниям. Керосин может вызвать появление дерма­титов, экземы и т. д. Особенно опасно попадание нефтепродук­тов на слизистые оболочки рта и глаз; попавшие на слизистую оболочку нефтепродукты вызывают ее высушивание, а иногда кровотечение. При соблюдении санитарной профилактики ника­ких кожных заболеваний при обращении с нефтепродуктами не наблюдается.

За содержанием вредных веществ в воздухе рабочей зоны на предприятиях организуется систематический контроль. Если фактическое содержание вредных веществ превышает предель­но допустимое, должны быть немедленно приняты меры к устра­нению источника загазованности. Обслуживающий персонал должен быть выведен с территории объекта, где установлено повышенное содержание вредных веществ, или, если это по ха­рактеру производства не представляется возможным, продол­жать работу с применением индивидуальных средств защиты органов дыхания. О всех случаях загазованности выше пре­дельно допустимых концентраций необходимо немедленно сооб­щить мастеру или начальнику цеха.

МЕХАНИЗАЦИЯ И АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПРОЦЕССОВ

Механизация производственных процессов не только облег­чает труд рабочих, но и делает его более безопасным и высоко­производительным. Однако она эффективна тогда, когда систе-

255

матически контролируется состояние применяемых механизмов и обслуживаются они квалифицированными рабочими.

На нефтегазодобывающем предприятии эксплуатационные объекты рассредоточены на больших площадях, поэтому важное значение имеют автоматизация и диспетчеризация процессов добычи нефти, что изменяет характер труда, облегчает его, зна­чительно повышает безопасность работ, связанных с обслужи­ванием оборудования и механизмов.

Автоматизация насосных установок позволяет телединамо-метрировать работу установки, пускать и останавливать электро­двигатели станка-качалки или электропогружного центробежно­го и гидропоршневого насосов, аварийно отключать электродви­гатели станка-качалки при поломках наземного оборудования, при переполнении мерника, при отключении электроэнергии.

Автоматизация объектов сбора и хранения нефти предусмат­ривает отключение двигателей насосов, регулирование уровня и давления в трапах, уровня нефти в мерниках, дистанционное управление задвижками в резервуарных парках. Применяют также дистанционные уровнемеры.

Для водозаборных скважин автоматизация и телемеханиза­ция обеспечивает телеуправление любым из насосов с диспет­черского пункта или автоматическую сигнализацию при раз­личных нарушениях аварийного характера.

Системы автоматизации и телемеханизации предусматрива­ют двустороннюю связь диспетчерского пункта с производствен­ными объектами.

На нефтегазодобывающих предприятиях автоматизируют от­дельные процессы. Широкое распространение получили автома­тическое регулирование подачи рабочего агента в скважину, автоматические депарафинизационные установки и др. Имеются системы автоматического измерения дебита нефтяных скважин, станции автоматической периодической эксплуатации по откач­ке жидкости; программное реле времени для периодической экс­плуатации малодебитных скважин.

Автоматизация пуска и остановки электроприводов, насосов, автоматических депарафинизационных установок устранила опасность поражения обслуживающего персонала электриче­ским током.

Отсутствие обслуживающего персонала около технологиче­ских установок в период их нормальной эксплуатации, а также во время пуска или остановки устранило возможность травми­рования обслуживающего персонала движущимися и вращаю­щимися частями насосов по перекачке нефти и других механиз­мов и оборудования, а также возможность возникновения не­счастных случаев, связанных с разрывом напорной линии на­соса по перекачке нефти, и др.

Дистанционный замер уровня нефти в резервуарах и отбор проб нефти предотвращает опасность отравления парами нефти обслуживающего персонала, а также возможность падения с вы-256

соты. Автоматическая блокировка при переливе устраняет по­тери нефти и связанные с ними опасности возникновения по­жаров или падения рабочего с мерника при очистке его от разлившейся нефти. .

Автоматизация и диспетчеризация в добыче нефти способст­вуют снижению производственного травматизма. Поэтому пе­реход от автоматизации отдельных процессов и установок к комплексной автоматизации всего технологического процесса является важнейшей задачей.

Внедрение автоматики и телемеханики принесло и некото­рые новые элементы опасности. На скважинах устанавливают дополнительное оборудование и приборы, питающиеся электри­ческим током: датчики предельного уровня и отсекатели сква­жин. В связи с этим возникла опасность травмирования обслу­живающего персонала при несоблюдении определенных мер электробезопасности. Такая опасность может возникнуть и при ремонте или замене телеячеек на станциях управления.

Кроме того, в связи с тем. что с диспетчерского пульта вклю­чаются станки-качалки и электропогружные центробежные на­сосы, автоматически включаются электродвигатели насосов от­качки, по заданной программе включаются и электродвигатели лебедок депарафинизационных установок, появляется опасность травмирования обслуживающего персонала при неожиданном пуске в работу указанного оборудования. Для устранения такой опасности о любой предполагаемой работе на скважине долж­но быть предварительно сообщено диспетчеру, а перед началом работ необходимо отключить ключ телеконтроля телеячейки, а затем рубильник.

ВЕНТИЛЯЦИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПОМЕЩЕНИЙ

Промышленная вентиляция предназначена для удаления из производственных помещений и от рабочих мест воздуха, содер­жащего различные взрывоопасные и вредные вещества (газы, пары, пыль), и подачи в помещения и к рабочим зонам чистого воздуха, а также улучшения температурных и других метеоро­логических условий помещения.

Вентиляция (воздухообмен) должна быть приточно-вытяж-ной. Вытяжная вентиляция служит для удаления из помещения загрязненного воздуха и выброса его из помещения, приточ­ная— для подачи в помещение чистого воздуха.

В зависимости от способа перемещения воздуха различают вентиляцию естественную и механическую.

Е с т е с т в е н н а я вентиляция осуществляется благодаря разности температур и плотностей воздуха внутри и снаружи помещения, а также действию ветра на здание.

Чем больше разность между температурами воздуха внутри помещения и снаружи, тем больше тепловой напор и, следова-

тельно, объем воздуха, проходящего через 1 м2 открытого от­верстия. Необходимый естественный воздухообмен в помещении обеспечивается устройством вентиляционных отверстий доста­точной площади. Приточные отверстия размещают в нижней части помещения, а вытяжные — в наивысших его частях (под перекрытием или в фонаре), так как теплый воздух помещения легче холодного наружного и поэтому стремится вверх.

При обдувании здания ветром с наветренной стороны соз­дается зона повышенного давления, а с подветренной — пони­женного. В результате этой разницы давлений воздух поступает в здание через все вентиляционные отверстия наветренной сто­роны и выходит через отверстия противоположной, подветрен­ной стороны, таким образом здание проветривается. Для усиле­ния естественной вытяжки из помещений применяют дефлек­торы (специальные насадки), которые устанавливают в наибо­лее высоких местах над крышей здания, чтобы со всех сторон они были подвержены воздействию ветра, создающего необхо­димое разрежение у выпускных отверстий.

М е х а н и ч е с к а я в е н т и л я ц и я осуществляется при по­мощи вентиляторов — машин, создающих разность давлений (напор). Применяется она в тех случаях, когда естественной вентиляцией нельзя обеспечить необходимый воздухообмен для получения требуемого состояния воздуха (температуры, влаж­ности, отсутствия паров, газов, пыли). По сравнению с есте­ственной она имеет ряд преимуществ: работа ее не зависит от теплового и ветрового напоров; забираемый наружный воздух подвергается в необходимых случаях предварительной очистке, нагреву и увлажнению; рациональное распределение воздуха по помещению (его можно подвести к любому рабочему месту); удаление загрязненного воздуха непосредственно с мест его выделения. Однако механическая вентиляция значительно сложнее и дороже естественной и иногда загромождает по­мещение.

В вентиляционных установках применяют центробежные и осевые вентиляторы низкого, среднего и высокого давления. Для распределения воздуха по помещению и отсоса вредно­стей предусматривается система воздуховодов из оцинкованно­го железа или кирпича и бетона, которые целесообразно делать скрытыми в строительных конструкциях промышленных зданий.

По месту действия вентиляция может быть местной или об­щеобменной. При местной вытяжной вентиляции загрязненный воздух удаляется непосредственно из мест выделения вредно­стей (вытяжных шкафов, кожухов, зонтов и т. п.).

Устраивают также воздушные души и завесы. Воздушные души представляют собой вентиляционные устройства, подаю­щие поток воздуха на рабочее место или сравнительно неболь­шой участок. Воздушные завесы применяют для уменьшения попадания в помещение холодного воздуха. Для этого нагре­тый воздух подается в помещение в виде струи во всю ширину

258

или высоту ворот из канала, расположенного под воротами или сбоку от них.

Интенсивность общеобменной вентиляции характеризуется кратностью воздухообмена, т. е. числом сменяемых объемов воздуха в помещении за 1 ч. Расход воздуха на вентиляцию определяется по формуле

где Q — расход воздуха, м3/ч; К — кратность воздухообмена; V — внутренний объем помещений, м3.

Требования к вентиляции на объектах добычи нефти сле­дующие.

Газораспределительные будки (пункты) должны быть обо­рудованы естественной вытяжной вентиляцией с удалением воз­духа из нижней и верхней зон помещения при помощи шахт с дефлекторами.

В насосных, перекачивающих сырую нефть, должна быть устроена общеобменная приточно-вытяжная вентиляция, обеспе­чивающая удаление вредных выделений.

В необходимых случаях должны быть предусмотрены также и местные отсосы от сальников насоса.

Лаборатории должны быть оборудованы общеобменной при-точно-вытяжной вентиляцией с механическим побуждением, а в необходимых случаях и местными отсосами (например, в моечных и др.).

Для помещения, где ведутся работы с особо вредными и ядовитыми веществами (например с ртутью), вентиляционная система должна быть отдельной, не связанной с вентиляцией других помещений.

Не допускается также объединение нескольких взрывоопас­ных помещений общими воздуховодами.

Для уменьшения шума и предотвращения распространения вибрации на строительные конструкции вентиляционное обору­дование должно быть установлено на шумо- и вибропоглощаю-щих основаниях.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ВЕНТИЛЯЦИОННЫХ УСТАНОВОК

Перед пуском в работу вентилятора необходимо проверить его исправность, правильность вращения крыльчатки, а в зим­нее время — поступление пара в калорифер вентиляционных систем.

В работу вводятся сначала вытяжные, а затем приточные вентиляционные установки.

После включения необходимо убедиться в том, что при ра­боте электродвигателя отсутствует посторонний шум, после это­го вентиляционную установку можно оставить в работе.

При постоянной работе оборудования в вентилируемом по­мещении должна быть круглосуточная вентиляция. При перио-

дической работе оборудования вентиляторы должны включаться перед пуском оборудования в работу и выключаться после его остановки.

При работе вентилятора необходимо проверять его работу, обращая особое внимание на шум электромотора. При нор­мальной работе вентилятора должны быть слышны незначи­тельное гудение электромотора и слабый шум забираемого вен­тилятором воздуха.

Если при пуске вентилятора мотор сильно гудит и не наби­рает обороты, надо немедленно отключить его и вызвать дежур­ного электромонтера.

Давление пара в калорифере должно быть не более 0,5 МПа и не менее 0,2 МПа. При прекращении подачи пара приточные агрегаты следует немедленно отключить и слить конденсат из калорифера в целях предотвращения размораживания послед­него холодной струей воздуха в зимнее время.

При появлении малейших ненормальностей в работе венти­ляционного агрегата (вибрация, гудение электромотора), а так­же при появлении запаха гари, дыма его нужно немедленно остановить и поставить в известность руководителей цеха и установки.

В период аварийной остановки вентиляции должен быть орга­низован круглосуточный контроль за газовоздушной средой в рабочих помещениях.

ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОСВЕЩЕНИЕ

На нефтегазодобывающих предприятиях освещение должно обеспечивать взрыво- и пожаробезопасность при освещении как помещений, так и наружных установок, где возможно образо­вание опасных по взрыву и пожару смесей.

Производственное освещение считается рациональным при: достаточной яркости освещаемой поверхности (глаз без на­

пряжения должен отчетливо различать нужные ему предметы); достаточной равномерности распределения светового потока

на рабочих поверхностях; расположении приборов для искусственного освещения та­

ким образом, чтобы глаз не испытывал слепящего действия от чрезмерной яркости как источника света, так и отражающих поверхностей;

отсутствии резких и глубоких теней на рабочих поверхно­стях и на полу в проходах.

В производственной обстановке используют три вида осве­щения: естественное, искусственное и смешанное.

Е с т е с т в е н н о е о с в е щ е н и е бывает боковым — через окна, верхним — через световые фонари перекрытий и комбини­рованным— через окна и фонари.

Достаточность естественного освещения определяется коэф­фициентом естественной освещенности.

260

ц

Коэффициент естественной освещенности в любой точке внутри помещения М представляет собой отношение освещен­ности Ем в этой точке к одновременной освещенности Еи наруж­ной горизонтальной плоскости, освещенной (равномерно) рас­сеянным светом небосвода (в % ) :

0=1ОО-|*-.

Величина этого коэффициента нормируется в зависимости от точности выполняемых работ, характеризующейся наимень­шими размерами деталей, и системы освещения.

Естественное освещение имеет то преимущество, что оно со­держит ультрафиолетовые лучи, полезные для человека, одна­ко недостаток его — изменение на протяжении дня, что не обес­печивает достаточную и равномерную освещенность рабочих мест.

И с к у с с т в е н н о е о с в е щ е н и е бывает общее или ком­бинированное.

Для общего освещения применяют мощные высоко подве­шенные светильники. Равномерность освещения рабочих поме­щений достигается таким размещением светильников, при ко­тором не создаются падающие тени от работающего и от рас­положенного вблизи оборудования. Если по условиям работы тени нельзя устранить, то освещенность в тени должна соответ­ствовать нормам освещенности. Избежать теней можно пра­вильной подвеской и распределением светильников. При общем освещении каждое место работы для смягчения теней должно освещаться несколькими светильниками.

При комбинированном освещении в дополнение к общим све­тильникам на рабочих местах устанавливают местные источни­ки света, располагаемые вблизи освещаемых поверхностей.

В производственных помещениях, в которых прекращение освещения может привести к взрыву, пожару или недопустимо длительному расстройству технологического процесса, преду­сматривают аварийное освещение, которое должно составлять не менее 10% основного.

Аварийное освещение делают самостоятельным, не зависи­мым от основного освещения.

В качестве источников света на производстве чаще всего используют лампы накаливания и люминесцентные, характери­зующиеся высокой светоотдачей, повышенным к. п. д., меньшей яркостью, невысокой температурой нагрева.

В зависимости от распределения силы света в пространстве различают светильники прямого, отраженного и рассеянного света. Их выбирают с учетом условий работы и характеристики помещений или объектов.

В производственных помещениях и на территории взрыво-и пожароопасных объектов должны применяться светильники во взрывозащищенном исполнении, соответствующей категории.

Территория резервуарных парков, как правило, освещается про­жекторами, устанавливаемыми на специальных мачтах, распо­ложенных вне обвалования резервуаров. Для каждого вида про­изводственных помещений, и технологических площадок уста­новлены определенные нормы их освещенности.

Освещенность рабочих мест проверяют люксметром. Общая минимальная освещенность (в лк) для производ­

ственных объектов приведена ниже.

Устья нефтяных скважин (станки-качалки) 13 Машинные залы компрессорных и насосных станций и вентиляцион­ных помещений 20 Шкалы контрольно-измерительных приборов в помещениях и на­ружных установках 50 Нефтяные трапы, газовые сепараторы и т. п 20 Резервуарные парки:

дороги на территории парка, охранное освещение . . . . 0,5 место замера уровня и управления задвижками 2 нефтеналивные и сливные эстакады 5 ловушки нефти 5

Склады химических реагентов 20 Механические мастерские 50 Лаборатории 75

В зависимости от числа рабочих смен наружное освещение территории и отдельных объектов допускается включать только во время осмотра или ремонта оборудования.

На автоматизированных нефтегазодобывающих предприя­тиях, где скважины обслуживаются только в дневное время, установка светильников не обязательна. Для включения пере­носных светильников (при проведении аварийных работ в ноч­ное время) у скважины устанавливается розетка.

Нормы освещенности для помещений относятся к поверхно­стям, находящимся на расстоянии 0,8 м от пола в горизонталь­ной плоскости.

СТАТИЧЕСКОЕ ЭЛЕКТРИЧЕСТВО И МЕРЫ БОРЬБЫ С НИМ

Статическое электричество образуется в результате ударов, трения двух диэлектриков друг о друга или о металлы. При этом на поверхности двух соприкасающихся тел могут накапли­ваться электрические заряды, которые легко стекают в землю, если тело обладает электропроводностью и заземлено, и удер­живаются долго на диэлектриках.

Нефти, нефтепродукты, нефтяные и природные газы — ди­электрики, способные накапливать электрические заряды. Это может быть причиной разряда статического электричества, при­водящего к взрывам, пожарам и несчастным случаям.

Статическое электричество возникает только в поверхност­ном слое диэлектрика, что связано с переносом электронов с по-

262

верхности одного вещества на поверхность другого и образова­нием двойного электрического слоя.

Поверхность, на которой образуется статическое электриче­ство, можно рассматривать как конденсатор, заряд которого определяют по формуле

Q = VG,

где V — разность потенциалов на обкладках конденсатора, В; G — емкость конденсатора, Ф.

При соприкосновении наэлектризованных поверхностей твер­дых тел емкость конденсатора является наибольшей и разность потенциалов незначительна. При удалении поверхностей друг от друга емкость конденсатора уменьшается, а разность потен­циалов увеличивается.

Наиболее опасным проявлением статического электричества является искровой разряд. Однако он может привести к взрыву или пожару только при наличии в месте разряда взрывоопасной концентрации горючих веществ в воздухе и мощности разряда, достаточной для воспламенения данной горючей смеси.

Электрические заряды могут возникнуть при транспортиро­вании нефти, особенно нефтепродуктов, а также газа по трубо­проводам, при разбрызгивании жидкостей, при пропаривании резервуаров, при трении трансмиссионных ремней о шкивы, при пневмотранспорте пылевидных и сыпучих материалов и при мно­гих других операциях.

Образование зарядов статического электричества наиболее опасно при перекачке светлых нефтепродуктов в резервуары, цистерны, нефтеналивные суда (танкеры, баржи).

Статическое электричество может появиться и в скважинах. Исследованиями установлено, что газовоздухонефтяная смесь в подъемной колонне в процессе продавки скважины воздухом подвергается электризации, в результате чего от разрядов ста­тического электричества возможно воспламенение газовоздуш­ной смеси в скважине. Причем опасность воспламенения от раз­ряда статического электричества возникает в момент резкого открывания скважины, в которой находится сжатый столб газо­воздушной смеси взрывоопасной концентрации.

К основным мерам по защите от разрядов статического элек­тричества относятся:

отвод зарядов статического электричества заземлением обо­рудования, резервуаров, коммуникаций, трубопроводов;

добавление в электризующую среду электропроводных ма­териалов;

заполнение аппаратов, емкостей и другого оборудования инертным газом, преимущественно азотом;

ионизация среды при помощи радиоактивных изотопов и то­ков высокой частоты;

очистка жидкостей от загрязнения коллоидными частицами; увеличение относительной влажности воздуха в опасных ме-

стах до 75% или увлажнение поверхности электризующихся веществ;

очистка газов от взвешенных, жидких и твердых частиц; предотвращение возможности образования взрывоопасной

смеси горючих веществ с воздухом в местах образования и на­копления зарядов.

Способ защиты от разрядов статического электричества вы: бирают в зависимости от условий их образования. Однако в любом случае трубопроводы, по которым перекачиваются нефть или нефтепродукты, емкости для их хранения и проводки должны надежно заземляться.

ГЕРМЕТИЗАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ И ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПРОЦЕССОВ

Г е р м е т и з а ц и я — - э т о обеспечение непроницаемости сте­нок, соединений аппаратов, машин, сосудов, трубопроводов, в которых содержатся жидкости и газы.

Повышенные требования предъявляются к герметичности оборудования, арматуры и трубопроводов, работающих под давлением, с горючими, взрывоопасными и токсичными газами или жидкостями. В этих случаях наличие даже незначительных утечек может привести к выбросам в атмосферу за короткий промежуток времени больших количеств вредных газов, паров и жидкостей и, как следствие, к взрывам, пожарам, отравле­ниям и несчастным случаям. Аппаратуру и коммуникации, пред­назначенные для работы с этими веществами, изготовляют свар­ными с минимальным числом разъемных соединений.

Герметичность фланцевых соединений обеспечивается плот­ностью прилегания поверхностей деталей, что достигается пра­вильным выбором фланцев и прокладочных материалов, а для резьбовых соединений — применением соответствующей гермети­зирующей набивки и смазки.

Для уплотнения фланцевых соединений применяют проклад­ки из различных упругих материалов: картона, асбеста, паро-нита, фторопласта, полиэтилена, фибры, мягкого железа, алю­миния, меди и др.

Основное требование к прокладочным материалам — это устойчивость их к температуре, давлению и химическому воз­действию.

При небольших перепадах давлений герметизацию обеспечи­вают созданием гидравлических затворов, в которых уплотняю­щей средой могут служить вода, минеральные масла, глицерин и другие жидкости.

В местах соприкосновения движущихся и неподвижных ча­стей герметичность обеспечивают при помощи сальниковых уплотнений в виде набивок, колец, манжет из асбестового шну­ра, резины, фторорганических соединений, графита, мягких ма­териалов и др. Уплотнение устанавливают в сальниковое устрой-

264

ство и плотно прижимают к уплотняющим поверхностям раз­личными стягивающими приспособлениями, пружинами или дав­лением уплотняющей среды.

Для устранения утечек взрыво- и огнеопасных газов и паров или ядовитых веществ от сальников делают местные отсосы.

Нередко применяют самоуплотняющиеся сальники, пригод­ные для давлений до 10 МПа, но материал и конструктивную форму деталей уплотнения изменяют в зависимости от давления.

Все большее применение находят бессальниковые мембран­ные устройства, в которых движущиеся элементы изолируются от рабочей среды при помощи эластичных разделительных диа­фрагм, сделанных из резины или пластмасс, или посредством жидкостей (масло, керосин и др.). Их применяют в основном в контрольно-измерительных приборах. -

Герметичность оборудования должна проверяться, ее оцени­вают по результатам опрессовочных испытаний.

Испытания проводят после изготовления, монтажа, ремонта, а также при периодических проверках и освидетельствованиях оборудования.

Утечки выявляют по запаху, дыму, характерному шуму, за­потеванию, а также нанесением на испытуемое соединение мыль­ной пены (при наличии пропусков образуются пузырьки).

Утечки можно обнаружить также при помощи газоанализа­торов или радиоактивных изотопов, вводимых в небольших ко­личествах внутрь системы. При этом места утечек определяют переносным прибором, улавливающим ионизированные из­лучения.

В последнее время для проверки герметичности применяют течеискатели, т. е. приборы, которые при поднесении к аппара­там или коммуникациям показывают место утечки продукта.

Правильный расчет прочности, устойчивости и целостности — основное условие рациональной и безопасной эксплуатации обо­рудования, машин и механизмов.

Для большинства оборудования, машин и механизмов преду­смотрен коэффициент запаса прочности в зависимости от дейст­вующих нагрузок и режима работы.

Для материалов, из которых изготавливают сосуды и аппа­раты, коммуникации и арматуру, находящиеся под давлением, коэффициент запаса прочности доходит до 1,5, а иногда до 2 от максимального рабочего давления.

ПИРОФОРЫ. БОРЬБА С ПИРОФОРНЫМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ

П и р о ф о р а м и называются вещества, способные самовоз­гораться в присутствии воздуха при любой температуре атмо­сферного воздуха.

Причиной образования пирофорных отложений на поверх­ности оборудования при добыче, сборе, подготовке и транспор-18—1113

тировке сернистых нефтей является воздействие на железо и его окислы сероводорода, содержащегося в 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 теплоты, что приводит к нагреванию их до высоких температур.

Одно из условий самовозгорания пирофорных отложений — накопление их на поверхности оборудования до определенной толщины (более 1 мм).

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

Самовозгорание пирофорных отложений — одна из причин взрывов и пожаров на объектах нефтяной промышленности.

При добыче, сборе, подготовке и транспортировке сернистых нефтей, природного и нефтяного газов, содержащих сероводо­род, пирофорные отложения образуются:

на внутренней поверхности НКТ и в эксплуатационной ко­лонне фонтанных и газлифтных скважин;

на внешней поверхности НКТ и внутренней поверхности эксплуатационной колонны, в отводах от кольцевого про­странства.

Активность пирофорных отложений определяется температу­рой их самовозгорания. Наиболее активные пирофорные отло­жения способны самовозгораться при наружной температуре атмосферного воздуха. При наличии вокруг них нефти, нефтя­ных паров и нефтяного газа могут произойти взрывы и пожары.

В увлажненном состоянии (водой или нефтью) пирофорные отложения безопасны.

В резервуарах пирофорные отложения могут накапливаться как в результате оседания пирофорного сульфида железа, зане­сенного во взвешенном состоянии с нефтью, так и непосредст­венного воздействия на корродированную поверхность резервуа­ра сероводорода, содержащегося в нефти.

Пирофорные отложения, накопленные на днищах резервуа­ров, при эксплуатации не представляют опасности, так как на­ходятся под толщей жидкости и закрыты слоем грязи. Само­возгорание этих отложений может произойти во время очистки от грязи, когда имеется доступ 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. Это объясняется тем, что зимой на холодной поверх-

266

1

,;

1 ности резервуаров постоянно конденсируются пары воды и неф­ти, защищающие продукты сероводородной коррозии от быст­рого разогрева. Летом, наоборот, стенки резервуаров имеют по­вышенную температуру и окисление пирофорных отложений про­исходит быстрее.

В вечернее время охлаждение резервуара вызывает приток воздуха вовнутрь, что может привести к образованию взрыво­опасной газовоздушной смеси.

Воспламенение нефти и газа в резервуарах, сепараторах и трубопроводах возможно не сразу после их вскрытия, а спустя некоторое время, необходимое для высыхания пирофорных от­ложений, окисления и самовозгорания их.

МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ ВЗРЫВОВ И ПОЖАРОВ ОТ САМОВОЗГОРАНИЯ ПИРОФОРНЫХ ОТЛОЖЕНПП

Внутренняя поверхность резервуаров, предназначенных для хранения сернистых нефтей, должна окрашиваться антикорро­зийными покрытиями (лаки, эмали и грунты на основе эпоксид­ных смол).

Резервуары, в которых хранится сернистая нефть, должны находиться под контролем в части образования на их внутрен­ней поверхности коррозионных отложений. Контроль осуществ­ляется отбором пробы коррозионных отложений и их лаборатор­ного исследования на пирофорную активность.

Очистка внутренней поверхности резервуара от пирофорных отложений и продуктов коррозии должна проводиться регуляр­но по графику, утвержденному главным инженером нефтегазо­добывающего управления (НГДУ).

Подготовка резервуаров и сепараторов из-под сернистых нефтей к очистке от пирофорных отложений только лишь про­ветриванием и вентиляцией не допускается.

Резервуар, подготавливаемый к очистке от пирофорных от­ложений, должен пропариваться при закрытом нижнем и от­крытом верхнем люках.

Продолжительность пропаривания резервуаров, сепараторов и трубопроводов устанавливается техническим руководителем предприятия.

Температура внутри резервуара при пропаривашш должна быть 60—70° С.

По окончании пропарки резервуар и сепаратор должны быть заполнены водой. Уровень воды при ее сливе из резервуара следует снижать медленно (скорость слива 0,5—1 и/ч) для обеспечения постепенного окисления пирофорных отложений по мере их высыхания.

После спуска воды из резервуара и естественной вентиляции необходимо через нижний люк взять пробу воздуха для ана­лиза. К работе внутри резервуара можно приступить, если 18*

содержание сероводорода, нефтяных газов и паров нефти не превышает предельно допустимую концентрацию (ПДК).

Очистка внутренних поверхностей резервуаров, сепараторов и трубопроводов от продуктов коррозии, в которых содержатся пирофорные отложения, должна проводиться по наряду-допуску на газоопасные работы.

При очистке резервуаров и сепараторов от остатков нефти, грязи и пирофорных отложений необходимо применять, обору­дование и инструменты, исключающие искрообразование.

Пирофорные отложения, находящиеся на стенках резервуа­ров и сепараторов, во время чистки должны непрерывно сма­чиваться водой.

Наряду с очисткой внутренней поверхности резервуара (дни­ще и стенки) необходимо очищать и верхнюю часть резервуа­ра (дыхательные патрубки, клапаны, люки, через которые вы­ходят газы и пары нефти).

Очистка резервуаров и сепараторов от пирофорных отложе­ний и грязи может считаться удовлетворительной, если на стен­ках и крыше не осталось легкоотделяющихся и рыхлых про­дуктов коррозии, а днище полностью освобождено от грязи.

Работа внутри резервуара и сепаратора должна произво­диться в шланговом противогазе марки ПШ-1 или ПШ-2.

Во избежание самовозгорания пирофорные отложения, из­влекаемые из. резервуаров, сепараторов и трубопроводов при очистке, должны содержаться во влажном состоянии (подслоем воды) до удаления из зоны хранения нефти. Эти отложения должны быть вынесены за пределы обвалования резервуаров.

Грязь с пирофорными отложениями необходимо вывозить в специально отведенное место за территорией резервуарного парка и установок подготовки нефти, где самовозгорание их не предстазляет опасности, или закапывать в землю в местах, со­гласованных с местной пожарной охраной и санэпидемстанцией района. Запрещается сбрасывать пирофорные отложения в ка­нализацию.

КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПОМЕЩЕНИЙ ПО ВЗРЫВООПАСНОСТИ

В з р ы в о о п а с н ы м и называются установки (в помеще­ниях и наружные), в которых по условиям технологического процесса могут образоваться взрывоопасные смеси.

Производственные помещения и установки, в которых раз­мещается электрооборудование, делятся на следующие классы:

В-1—взрывоопасные смеси могут образоваться при нор­мальных (недлительных) режимах работы (в нефтяной про­мышленности таких помещений нет);

В-1а — взрывоопасные смеси могут образоваться только при авариях или неисправностях (например, насосные нефти);

268

В-16 — взрывоопасные смеси могут образоваться только на отдельных участках (например, химические лаборатории);

В-1г — взрывоопасные смеси могут образоваться в результа­те аварии или неисправности в наружных установках.

Во взрывоопасных помещениях и установках должно при­меняться в з р ы в о з а щ и щ е н н о е э л е к т р о о б о р у д о в а ­н и е . Оно может быть различного исполнения и применяется в зависимости от характеристики взрывоопасных смесей, кото­рые распределяются по категориям и группам.

Категории взрывоопасных смесей в зависимости от их спо­собностей передавать взрыв из оболочки через узкую щель при ее длине 25 мм приведены ниже.

Зазор щели, мм . . . . >1 0,65^-1 0,35—0,65 < 0 , 3 5 Категория взрывоопасной сме­си . . 1 2 3 4

В зависимости от температуры самовоспламенения устанав­ливаются пять групп взрывоопасных смесей, приведенных ниже.

Температура самовоспламенения, °С >450 300—450 200—300 Группа смеси Tl T2 ТЗ

Температура самовоспламенения, °С 135—200 100—135 Группа смеси Т4 Т5

В з р ы в о з а щ и щ е н н ы м называется электрооборудование, обеспечивающее безопасность его применения в условиях взры­воопасных помещений и наружных установок, утвержденное Го­сударственным институтом по проектированию и исследованию взрывозащищенного электрооборудования.

В зависимости от вида исполнения изготавливают взрыво­защищенное электрооборудование: взрывонепроницаемое (В), маслонаполненное (М), повышенной надежности против взры­ва (Н), продуваемое под избыточным давлением (П), искро-безопасное (И), специальное (С).

Пример условного обозначения взрывозащищенного электро­оборудования В1Т1, где В —вид исполнения электрооборудова­ния; 1—категория взрывоопасной смеси; Т1 — группа взрыво­опасной смеси.

ИНДИВИДУАЛЬНЫЕ СРЕДСТВА ЗАЩИТЫ

К и н д и в и д у а л ь н ы м с р е д с т в а м з а щ и т ы отно­сятся различные приспособления и одежда, предназначенные для защиты работающего от - производственных опасностей и вредностей и метеорологических факторов: спецодежда, спец­обувь, головные уборы, рукавицы, перчатки, приспособления для защиты органов дыхания, зрения и слуха (противогазы, респи­раторы, очки различных типов, антифоны), предохранительные пояса и т. д.

С п е ц о д е ж д а . Защитные свойства спецодежды определя­ются тканями, из которых ее изготавливают. К тканям для ра­бочих нефтяной промышленности предъявляются следующие основные требования: хорошие теплозащитные свойства, возду­хопроницаемость, малая влагоемкость и нефтенепроницаемость. Для пошива спецодежды используют различные ткани. Иногда применяют ткани, пропитанные специальными составами. Боль­шое значение имеет покрой спецодежды. Спецодежда не долж­на стеснять движений рабочего во время работы, должна быть удобной. Разработаны комплекты зимней и летней спецодежды для нефтяников. Она предназначена для защиты рабочих от нефти, нефтепродуктов, технологических жидкостей (водные рас­творы солей, щелочей, глины, цемента) и от холода.

С п е ц о б у в ь предназначена для предохранения ног от ме­ханических повреждений и от опасностей и вредностей произ­водства (действия воды, кислот, от порезов и т. п.). Кроме того, обувь должна быть теплой и удовлетворять гигиеническим тре­бованиям. Материал для подошвы должен быть прочным, эла­стичным, обладать теплопроводностью и максимальной водо­упорностью. Материал для верхней части обуви должен отли­чаться теплопроводностью и прочностью.

Г о л о в н ы е у б о р ы ( к а с к и ) предназначены для защиты головы от механических повреждений. Разработаны каски, предохраняющие головы работающих от механических повреж­дений, а также от поражения электрическим током, от холода и атмосферных осадков. Каска состоит из корпуса, внутренней оснастки, подбородного ремня, теплого регулируемого подшлем­ника и водонепроницаемой пелерины для защиты от ветра, осад­ков, глинистого раствора.

Корпус обычно изготовлен из полиэтилена низкого давления, который не изменяет своих свойств под влиянием нефти, воды и температур в пределах от 50 до •—50 °С.

Подшлемники изготовляются с двумя или тремя слоями шер­стяного или полушерстяного ватина для различных климатиче­ских зон, верх подшлемника — из ткани с водоотталкивающей пропиткой.

В летнее время года каски используют с летней внутренней оснасткой и пелериной. Зимой летнюю оснастку заменяют теп­лым регулируемым подшлемником.

Каски выпускают двух типоразмеров: I — рассчитан на 56— 58-й размер головы; II — на 59—61-й.

Р у к а в и ц ы служат для предохранения рук от механиче­ских повреждений, загрязнений, а в зимнее время, при работе на открытом воздухе, и от холода. К рукавицам для основных профессий рабочих нефтяной промышленности предъявляются следующие требования. Ткань должна быть непроницаемой для нефти, глинистого раствора, воды, обладать повышенно]! проч­ностью, быть эластичной и не ломкой, не изменяющей своих

270

свойств от действия нефти и атмосферных осадков и легко очи­щаться от загрязнений.

П р е д о х р а н и т е л ь н ы е п о я с а . При работах, связанных с опасностью падения с высоты, обязательно применение пре­дохранительных поясов. Общие требования, предъявляемые к поясам, следующие: прочность, надежность и удобство в рабо­те, небольшая масса. Предохранительный пояс состоит из рем­ня, наплечных лямок, нагрудного ремня, страхового фала и ка­рабина. Пояс регулируется по фигуре рабочего. Ремень пояса застегивается замковой пряжкой.

Пояса изготавливаются из капроновой тесьмы. Все свобод­ные концы капроновых лент термооплавляются, что предохраня­ет их от разлохмачивания. Наплечно-набедренные лямки изго­тавливают из целого куска, что создает равнопрочность их по всей длине. Благодаря пропитке капрона соответствующим со­ставом пояса не подвержены гниению, при намокании не гру­беют, практически не изменяют своих свойств под воздействием нефтепродуктов и температуры окружающей среды от — 70 до 50 °С. Большая надежность поясов в эксплуатации обеспечива­ется тем, что нагрузка, разрушающая их, превышает 1300 кг, что гарантирует более чем 10-кратный запас прочности.

А н т и ф о н ы - з а г л у ш к и используют для защиты органов слуха (снижения шума) при технологических процессах, сопро­вождающихся производственным шумом, превышающим допус­тимые нормы (гидравлический разрыв пластов и т. д.). Они пред­ставляют собой конусообразный корпус из плексигласа (со сквозным каналом с нарезкой), в который вставляют алюми­ниевую головку с ленточной резьбой. Звук, проходя по резьбе головки, поступает в слуховой проход значительно ослабленным.

СРЕДСТВА ЗАЩИТЫ ОРГАНОВ ДЫХАНИЯ

При работе в местах, где возможны скопления газов в опас­ных концентрациях, работающие должны обеспечиваться про­т и в о г а з а м и .

Ф и л ь т р у ю щ и е п р о т и в о г а з ы применяются в том слу­чае, если в воздушной среде содержится не менее 16 % кисло­рода, а содержание вредных газов не превышает пределов, до­пустимых для противогазов данного типа и марки.

Во всех углублениях, колодцах, аппаратах1, емкостях и дру­гих плохо проветриваемых местах применяются ш л а н г о в ы е п р о т и в о г а з ы типов ПШ-1 и ПШ-2 (самовсасывающие или нагнетательные) или изолирующие кислородные и воздушные приборы.

Ф и л ь т р у ю щ и е п р о м ы ш л е н н ы е п р о т и в о г а з ы . Противогаз состоит из шлема-маски, гофрированной трубки, ко­робки с поглотителями и служит для очистки вдыхаемого возду­ха от вредных газов и паров.

Т а б л и ц а 19

Марка противогаза

А

кд

В

М

Отличи­тельная окраска

Коричневая

Серая

Желтая

Красная

Защищает от

Паров органических ве­ществ Сероводорода и аммиака

Кислых газов, сернистого газа, хлора, сероводорода, синильной кислоты, окиси азота, хлористого углерода, фосгенов Всех газов

Максималь­ное содер-

воздухе вредного газа, %

2,5±1

4,6±0,1 (сероводо­род) 2,3±0,1 (аммиак) 8,6+3 (сернистый газ)

2,3±0,1 (аммиак) 6,2+0,3 (окись уг­лерода)

Время за­щитного действия

за, мин

120

240

240

90

90

90

Шлем-маску изготавливают пяти размеров: 0, 1, 2, 3,4. Раз­мер обозначен цифрой на подбородочной части шлема-маски.

Коробки промышленных противогазов снаряжаются специ­альными поглотителями, пригодными для защиты только от тех газов и паров, которые соответствуют марке противогазов и опо­знавательной окраске коробки. Промышленные фильтрующие противогазы могут применяться при содержании вредных газов не более 2 % .

В зависимости от вредных газов и паров применяются фильт­рующие противогазы определенных марок (табл. 19).

Р а з м е р м а с к и выбирается в результате измерения голо­вы сантиметровой лентой. Первым измерением определяют дли­ну (в см) круговой линии, проходящей по краю подбородка, щекам и через высшую точку головы (макушку). Второе изме­рение определяет длину линии, соединяющей ушные отверстия и проходящей над бровями. В зависимости от суммы обоих из­мерений определяется размер шлема-маски.

Сумма двух измерений, см <93 93-95 95-99 99-103 >103 Размер, шлема-маски . . 0 1 2 3 4

Чтобы окончательно проверить соответствие выбранного раз­мера маски, ее следует надеть. При правильном положении мас­ки ее края должны хорошо прилегать к лицу, но не давить ни в одной точке. Центры очковых стекол должны приходиться про-

272

тив глаз. Плотность прилегания к голове проверяется сжатием гофрированной трубки. Если дышать невозможно, маска герме­тична.

Проверка и отбраковка противогазов

Противогаз выдается для пользования определенному лицу, работающему на объекте, и регистрируется в журнале этого объекта.

Перед пользованием противогазом необходимо вынуть проб­ку или отвернуть колпачок, закрывающий отверстие в дне ко­робки.

Маску, гофрированную трубку и коробку следует плотно со­единить вместе посредством гаек с резиновыми прокладками.

Наружным осмотром проверить шлем-маску и гофрирован­ную трубку. При этом порывы или незаметные проколы опре­деляют в результате растягивания небольших участков резины руками.

Необходимо проверить отсутствие на коробке противогаза проколов, помятости и ржавчины горловины и стенок, плотность снаряжения шихты (встряхиванием коробки), а также целост­ность очков.

Необходимо проверить правильность посадки вдыхательного и выдыхательного клапанов.

Проверить, нет ли вмятин на накидной и винтовой гайках, наличие резиновых прокладок в накидных гайках.

При осмотре сумки противогаза обратить внимание на це­лостность сумки, а также наличие и состояние петли на кла­пане сумки, пуговицы, тесьмы, деревянных планок.

Каждый раз перед входом в загазованную зону необходимо проверить герметичность всего комплекта противогаза. Для это­го следует надеть маску, вынуть коробку из сумки, закрыть от­верстие в дне коробки и сделать два-три вдоха. Если дышать не­возможно, противогаз считается герметичным.

Промышленным противогазом можно пользоваться непре­рывно или периодически. При периодическом пользовании срок действия коробок противогазов марки КД и В несколько удли­няется.

Прекращение защитного действия (отработка противогазов) противогазовых коробок определяется появлением постороннего запаха под маской.

При первом ощущении слабого запаха необходимо немедлен­но выйти из загазованной среды и заменить коробку новой. Лю­ди с притупившимся обонянием не должны назначаться на ра-'боту с токсичными газами.

Противогазная коробка негодна, если при потряхивании слы­шен шум перекатывания содержащейся в ней шихты.

Коробку промышленного противогаза следует оберегать от различных ударов. Противогазами с битыми и помятыми короб­ками пользоваться нельзя.

273

Порядок пользования противогазами

Каждый работник предприятия обязан уметь пользоваться противогазом. Подгонка маски проверяется мастером или на­чальником смены.

Для хранения противогаза должен быть устроен особый шкафчик с ячейками.

Хранение противогаза в шкафчике для спецодежды з а п р е ­щ а е т с я .

В сумках противогазов не должно быть никаких посторонних предметов.

Запрещается, как правило, передача противогазов одним ли­цом другому. При необходимости передачи резиновая часть про­тивогаза должна быть обмыта и тщательно продезинфицирова­на раствором марганцовокислого калия, перекиси водорода или этиловым спиртом, вату следует смачивать так, чтобы при про­тирании остались следы жидкости.

Помимо индивидуальных противогазов, вблизи особо газо­опасных мест и в местах значительного скопления людей дол­жен храниться комплект аварийного газоспасательного имуще­ства, в том числе аварийные фильтрующие противогазы.

Аварийный комплект должен находиться в особом шкафу или в ящике, окрашенном в красный цвет, с надписью: «Аварийные противогазы здесь».

В этом шкафу должны находиться противогазы, не бывшие в употреблении.

Противогазы следует хранить в чистом помещении при тем­пературе не менее 2°С, вдали от отопительных приборов.

После работы в противогазе необходимо внутреннюю сто­рону маски протереть чистой тряпкой и высушить в расправлен­ном виде.

Для лучшей сохранности противогазов их укладывают в сум­ку следующим образом: шлем-маску сначала складывают вдоль так, чтобы закрыть правое стекло, а затем перегибают ее попе­рек и закрывают левое стекло. После этого в сумку убирают гофрированную трубку, а поверх ее — сложенную маску кла­панной коробкой вниз.

В случае загрязнения маски и гофрированной трубки их следует отсоединить от коробки и промыть водой с содой и мылом.

Применение шлангового противогаза (самовсасывающего типа ПШ-1)

Шланговый противогаз представляет собой прибор, служа­щий для защиты органов дыхания человека при недостатке кис­лорода или при наличии в воздухе больших концентраций вред­ных газов. Благодаря тому, что шланговый противогаз полностью изолирует дыхание человека от окружающей атмосферы, он мо-

274

жет защищать от любого газа, пара, дыма, тумана и пыли кро­ме тех отравляющих веществ, которые проникают через неза­щищенную кожу. ПШ-1 состоит из следующих основных частей:

а) шланга длиной 10 м для всасывания чистого воздуха; б) маски с двумя последовательно соединенными гофрирован­

ными трубками;

в) пояса для крепления шланга на корпусе носителя; г) штыря, при помощи которого один конец шланга укреп­

ляется в зоне чистого воздуха; д) фильтрующей коробки для очистки вдыхаемого воздуха

от пыли;

е) чемодана для хранения и переноса деталей противогаза. П р а в и л а п о л ь з о в а н и я . Шланговый противогаз само­

всасывающего типа обеспечивает защиту только в том случае, когда конец шланга с фильтром при помощи штыря укрепляется в зоне чистого воздуха.

Человек, одевший противогаз, не должен входить в такие загазованные помещения, где имеется опасность запутать шланг.

Сигнальная веревка должна быть прочной. Она служит сред­ством связи между работающим в противогазе и его помощни­ками (дублерами), а также для извлечения рабочего из отрав­ленной зоны при несчастном случае.

Для оказания помощи и спасения рабочего непосредственно в опасной зоне необходимо иметь два запасных противогаза.

Если на сигналы помощников условного ответа со стороны работающего не следует, они должны немедленно извлечь его из опасной зоны.

Перед входом в зараженную зону необходимо: а) тщательно осмотреть шланг, гофрированную трубку, мас­

ки;

б) проверить прочность и надежность соединения всех частей противогаза;

в) проверить наличие резиновых прокладок в местах соеди­нения гофрированных трубок между собой, с маской и шлангом;

г) продуть шланг от пыли сжатым воздухом или нескольки­ми сильными выдохами с того конца шланга, к которому при­винчивается гофрированная трубка; перед продуванием фильтра коробку отключают;

д) одеть и укрепить на талии пояс с плечевыми ремнями; е) передвижными пряжками, расположенными впереди, по­

догнать крепления таким образом, чтобы все снаряжение лежа­ло на корпусе человека удобно и прочно;

ж) чтобы гофрированная трубка не спадала, необходимо притянуть ее к плечевому ремню при помощи передвижного хомутика;

з) перед входом в загазованную зону проверить герметич­ность расположения маски на голове и соединения с гофриро­ванной трубкой (зажав трубку около места соединения ее с мас-

275

кой). Если дыхание становится невозможным, маска и ее соеди­нение с гофрированной трубкой герметичны.

После того как шланг при помощи штыря укреплен в зоне чистого воздуха и проведена тщательная проверка герметично­сти соединения системы, разрешается войти в загазованную зо­ну для выполнения работ.

. Войдя в зону, необходимо сделать несколько глубоких вдо­хов для проверки исправности противогаза. При появлении ма­лейшего запаха необходимо немедленно выйти из отравленной зоны на свежий воздух.

Во время работы в отравленной зоне воздух для дыхания поступает под маску в результате самовсасывания. При рабо­те в противогазе дыхание человека должно быть спокойным и глубоким.

После окончания работ все детали противогаза очищаются от пыли и укладываются в чемодан до следующего употребления. В случае загрязнения маска моется водой с мылом. При этом не допускается попадание влаги в клапанную коробку. Затем маска высушивается.

Все части прибора необходимо периодически тщательно ос­матривать. Особое внимание уделяется исправности резиновых изделий. При потере эластичности резиновые детали нужно за­менить. Неисправность выдыхательного клапана (загрубление, засорение) может служить причиной серьезного отравления.

В периоды между пользованием все детали противогаза дол­жны находиться в чемодане, который необходимо хранить в по­мещении.

Применение шлангового противогаза типа ПШ-2

Одно из основных достоинств ПШ-2 — отсутствие сопротив­ления дыханию, что позволяет производить тяжелую работу в течение более длительного времени, чем при пользовании дру­гим противогазом. Благодаря струе прохладного воздуха, пода­ваемого под маску, легко переносится и мало ощущается высо­кая температура на рабочем участке, устраняется запотевание очков.

Шланговым противогазом типа ПШ-2 могут пользоваться одновременно два человека. '

В комплект ПШ-2 входят следующие основные детали: а) электродвигатель для вращения воздуходувки; б) воздуходувка с двумя штуцерами для подачи воздуха в

шланги; в) два шланга длиной по 20 м каждый, по которым подается

воздух под маски; г) две маски с удлиненными гофрированными трубками,

соединяющими маски со шлангом; д) ящик, в котором устанавливаются электродвигатель и

воздуходувка.

276

П р а в и л а п о л ь з о в а н и я . Воздуходувка должна нахо­диться в зоне чистого воздуха и непрерывно работать в течение всего времени, пока человек находится в опасной зоне.

В случае повреждения привода или его остановки воздух может поступать через воздуходувку в результате самовсасыва­ния, что дает возможность работающему своевременно выйти из опасной зоны. Как только рабочий почувствует, что подача воз­духа прекращена, он должен немедленно выйти на свежий воз­дух.

МЕРЫ ОКАЗАНИЯ ПЕРВОЙ ПОМОЩИ ПРИ НЕСЧАСТНЫХ СЛУЧАЯХ

При несчастном случае своевременное оказание первой по­мощи может часто иметь решающее значение для здоровья и жизни пострадавшего. Первая помощь должна быть оказана немедленно. Однако следует помнить, что оказание первой по­мощи ни в коем случае не заменяет квалифицированной меди­цинской помощи, поэтому одновременно должны быть приняты меры для вызова врача к месту происшествия или доставки по­страдавшего на медицинский пункт.

В местах постоянного пребывания рабочих необходимо иметь аптечки с набором медицинских средств.

При легких ушибах на ушибленное место следует наклады­вать холодный компресс. При сильных ушибах пострадавшего нужно осторожно положить на носилки, расстегнуть одежду и до прихода врача прикладывать к ушибленным местам холодные компрессы.

При ранениях, даже небольших, требуется принять все ме­ры, чтобы избежать загрязнения раны, которое может привести к проникновению в организм человека микробов, вызывающих опасные заболевания. Поэтому нельзя промывать рану водой, смазывать какими-либо мазями, посыпать порошком и т. п. Ра­ну необходимо накрыть стерильным перевязочным материалом и перевязать бинтом, используя для этой цели индивидуальный пакет, находящийся в аптечке. Оказывающий помощь должен предварительно чисто вымыть руки мылом, а если это сделать почему-либо нельзя, то смазать пальцы йодной настойкой. Од­нако даже вымытыми руками прикасаться к самой ране нельзя.

При небольшом ранении конечности остановить кровотече­ние можно, подняв ее вверх или придавливая рану пальцем, предварительно положив повязку из стерильного материала.

При сильном кровотечении необходимо пальцами, жгутом или «закруткой» сдавливать кровеносные сосуды, питающие область ранения. Жгут или закрутку накладывают на конечности так, чтобы кровеносные сосуды были прижаты к кости.

В качестве жгута применяется упругая растягивающаяся ткань: резиновая трубка, подтяжки и т. п. Наложенный жгут нельзя держать больше 1,5—2 ч, иначе может произойти омерт-

277

вление конечности. Если под рукой нет соответствующего мате­риала для изготовления жгута, то кровотечение можно остано­вить «закруткой», используя полотенце, скрученный платок, ве­ревку и т. п. При этом материал обводится вокруг конечности и завязывается узлом. В узел вставляется палочка, которой за­кручивают узел до .тех пор, пока кровотечение не остановится.

Ожоги термические (огнем, током и т. п.) бывают: первой степени, если ожог вызвал только покраснение кожи; второй сте­пени, когда в результате ожога нарушены верхний и роговой слои кожи и образовались внутри пузыри, и третьей степени, когда ожог глубоко распространяется на подкожную жировую клетчатку, мышцы и сосуды с обугливанием кожи. При оказа­нии помощи прежде всего необходимо потушить на пострадав­шем горящую или тлеющую одежду, накинув на него имеющую­ся под рукой одежду или кошму. Если по каким-либо причинам это сделать нельзя, пострадавший должен кататься по земле, чтобы прекратить горение и тление одежды.

При тяжелых ожогах следует очень осторожно снять одежду и обувь, лучше разрезать их. Загрязненная рана может долго не заживать. Поэтому нельзя касаться руками обожженного ме­ста, вскрывать пузыри, отрывать приставшие к ране куски ко­жи, смазывать какими-либо мазями или растворами. Обожжен­ную поверхность следует покрыть стерильным материалом из пакета, перевязать бинтом и направить пострадавшего в мед­пункт.

При попадании крепкой кислоты (или щелочи) на кожу не­обходимо немедленно смыть ее сильной струей воды (в течение 10—15 мин). Вода дает лучший эффект, чем нейтрализующий раствор.

При отравлении парами нефтепродукта или газом необходи­мо немедленно вынести пострадавшего из загазованного места на свежий воздух. Если пострадавший потерял сознание, следу­ет положить его на спину, расстегнув стесняющую или затруд­няющую дыхание одежду (расстегнуть воротник, ослабить пояс и т. п.). Перед входом в помещение или внутрь аппарата для' выноса пострадавшего необходимо надеть шланговый противо­газ.

Если пострадавший после удаления из загазованной зоны продолжает находиться в бессознательном состоянии или у него слабое и неровное дыхание, слабый пульс и т. п., то, не ожидая прихода врача, необходимо немедленно сделать искусственное дыхание.

При поражении электрическим током спасение пострадавше­го в большинстве случаев зависит от того, насколько быстро он будет освобожден от действия тока и насколько быстро будет оказана ему первая помощь.

Для оказания помощи человеку, попавшему под напряжение, прежде всего необходимо как можно быстрее выключить ток. Если пострадавший находится на высоте (например, на лестни-

278

Рис. 97. Исходное положение для выполнения искусственного дыхания по первому способу

це), то перед выключением электрического тока необходимо принять меры к тому, чтобы пострадавший не упал и не ушибся.

В том случае, если отключение нельзя осуществить быстро, необходимо принять меры к отделению пострадавшего от токо-ведущих частей. При этом нужно помнить, что без принятия мер предосторожности прикасаться к человеку, находящемуся под током, опасно для жизни.

Если установка находится под низким напряжением, то для отделения пострадавшего от токоведущих частей (или от про­вода) следует пользоваться сухой одеждой, сухим деревянным предметом или другим сухим непроводником.

Чтобы оторвать человека от токоведущих частей, можно так­же взяться за его одежду, если она сухая и отстает от тела (на­пример, за полу куртки). Человек, оказывающий помощь, при этом должен надеть резиновые перчатки, галоши или стоять на изоляторе (резиновый коврик, сухое дерево). Рекомендуется действовать по возможности одной рукой.

Для отделения пострадавшего от токоведущих частей, нахо­дящихся под высоким напряжением, следует надеть резиновые боты, перчатки и действовать штангой или клещами, допускае­мыми для данного напряжения.

При поражении электрическим током нельзя доставлять по­страдавшего в лечебное учреждение, а нужно немедленно вы­звать врача к месту происшествия.

Если пострадавший, освобожденный от действия тока, поте­рял сознание, необходимо обеспечить ему доступ свежего возду­ха и приступить к выполнению и с к у с с т в е н н о г о д ы х а н и я . Предварительно необходимо быстро освободить пострадавшего от стесняющей дыхание одежды и одновременно освободить рот пострадавшего от посторонних предметов (удалить вставные че­люсти, если они имеются).

279

Рис. 98. Исходное положение для выполнения искусственного дыхания по второму способу

Если рот крепко стиснут, то следует вставить между зубами, но не передними, а коренными, осторожно, чтобы не сломать их, дощечку, ручку ложки и т. п. и разжать зубы. Искусствен­ное дыхание можно выполнять двумя способами.

П е р в ы й с п о с о б (рис. 97). Помощь оказывает один че­ловек, при этом нужно положить пострадавшего спиной вверх, головой на одну руку, лицом в сторону, другую руку вытянуть вдоль головы, подстелить что-нибудь под лицо, вытянуть, если можно, язык. Встать на колени над пострадавшим, как бы вер­хом, лицом к его голове, так, чтобы бедра пострадавшего были между коленями оказывающего помощь. Положить ладони на спину пострадавшего, на нижние ребра, обхватив их с 6OJKOB пальцами.

Считая «раз, два, три», наклоняться постепенно вперед так, чтобы весом своего тела надавить на свои вытянутые руки и таким образом нажать на нижние ребра пострадавшего (вдох); не убирая совсем рук от спины пострадавшего, откинуться назад (выдох), считая «четыре, пять, шесть», затем вновь начать по­степенно надавливать тяжестью своего тела на вытянутые руки, считая «один, два, три» и т. д.

Второй с п о с о б (рис. 98). Если есть помощники, то поль­зуются вторым способом, так как он дает лучшие результаты. В этом случае нужно положить пострадавшего на спину, подложив под лопатки сверток одежды, чтобы грудная клетка расшири­лась; вытянуть и удерживать язык, чтобы он не западал; встать на колени над головой пострадавшего, захватить его руки почти у локтя и прижать их без насилия к боковым сторонам его гру­ди (выдох). Считая «раз, два, три», поднять руки пострадавше­го кверху и закинуть их за его голову (вдох), считая «четыре,» пять, шесть», вновь приложить руки к груди и т. д. Если ока­зывают помощь двое;, то один из них делает искусственное ды­хание, а второй удерживает язык. Если оказывают помощь трое, 280

то двое делают искусственное дыхание, действуя согласованно <по счету,, а третий удерживает язык.

При правильно проводимом искусственном дыхании получа­ется звук (как бы стон) от прохождения воздуха через дыха­тельное горло пострадавшего, когда грудная клетка сдавлива­ется и опускается. Если звуков нет, это указывает на то, что язык запал и мешает прохождению воздуха.

При переломе руки или ключицы второй способ не приме­няется.

Делать искусственное дыхание после того, как мнимоумер­ший начнет дышать самостоятельно и равномерно, не следует, так как этим можно причинить вред.

Проводить искусственное дыхание нужно до тех пор, пока пострадавший не придет в себя, или до появления бесспорных признаков действительной смерти, определяемых врачом.

ПОЖАРНАЯ ПРОФИЛАКТИКА И СРЕДСТВА ТУШЕНИЯ ПОЖАРОВ

ПРИЧИНЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ПОЖАРОВ Источниками воспламенения нефти и газа могут быть меха­

нические и электрические искры, заряды статического и атмо­сферного электричества, пирофорные отложения, нагретые по­верхности.

На объектах нефтяной промышленности в большинстве слу­чаев причинами пожаров являются короткие замыкания и пере­грузки сети и электрооборудования. На воздушных линиях элек­тропередачи короткие замыкания обычно возникают в результа­те набросов и схлестывания проводов. При наличии газо- или паровоздушных горючих смесей электрическое искрение, сопут­ствующее короткому замыканию, вызывает их воспламенение.

Короткие замыкания часто возникают в результате пробоя изоляции, что вызывает возгорание изоляционных материалов, которое, в свою очередь, приводит к пожарам.

Частой причиной пожаров является ослабление контактов в местах присоединения токоведущих частей. При больших то­ках ослабление контактов приводит к перегреву токоведущих частей. Только наблюдение за состоянием электрооборудования способно предотвратить случаи перегрева мест соединения из-за ослабления контакта.

Атмосферное электричество представляет опасность в виде разрядов молнии. Разряд молнии над территорией нефтяных объектов может явиться причиной воспламенения и вызвать по­жар. Поражения, нанесенные прямыми ударами молний, назы­ваются п е р в и ч н ы м и в о з д е й с т в и я м и м о л н и й .

Помимо первичных воздействий, различают в т о р и ч н о е в о з д е й с т в и е м о л н и и , сопровождающее грозовые разряды.

Для отвода статического электричества и защиты от вторич-19—1113

ных воздействий молний и грозовых разрядов все аппараты, ре­зервуары, трубопроводы, сливо-наливные сооружения, автомо­бильные и железнодорожные цистерны и т. п. перед их наполне­нием заземляют.

Налив легковоспламеняющихся жидкостей в резервуары, цис­терны и тару падающей струей запрещается. Налив следует про­изводить под уровень жидкости в емкости.

Резервуары и другие сооружения защищают от прямых уда­ров молнии в соответствии с требованиями к молниезащите «Правил устройства электроустановок» и «Указаний по проекти­рованию и устройству молниезащиты зданий и сооружений».

Одним из возможных источников воспламенения являются пирофорные отложения (пирофоры).

Нефть и газ некоторых районов содержат сероводород. Обо­рудование для сбора, подготовки, транспортирования и хране­ния сернистой нефти и газа, а также подземное оборудование скважин на месторождениях, содержащих сероводород, подвер­жены коррозии, в результате которой образуются пирофоры, способные самовозгораться в присутствии воздуха при обыкно­венной температуре. Поэтому пирофоры представляют большую пожарную опасность.

Наиболее опасным периодом в эксплуатации емкостей явля­ется простой их без продуктов в ожидании ремонта или в пере­рывах пропаривания, так как при этом пирофорные отложения, освобожденные от жидкостной пленки, обнажаются, и по мере их высыхания возможно самовозгорание при соприкосновении с кислородом воздуха.

Причиной пожара может быть также: нарушение технологии производства; отступление от требований нормативных документов; неисправность оборудования и некачественный ремонт его; несоответствие оборудования категории производства; нарушение противопожарного режима, производственной и

трудовой дисциплины. Н е и с п р а в н о с т ь о б о р у д о в а н и я и н е к а ч е с т в е н ­

н ы й р е м о н т его. Неисправность оборудования вследствие несвоевременного планово-предупредительного ремонта, истече­ния срока службы, коррозии и т. д. может привести к негерме­тичности оборудования и, в зависимости от назначения его, к утечкам нефти, ее паров или нефтяного газа, а это приведет к замазученности территории объекта и возможности возникнове- . ния взрывоопасной концентрации газовоздушной смеси. Напри­мер, вследствие негерметичности задвижки, перекрывающей ре­монтируемый участок нефтепровода от нефтесборной емкости, а также нарушения требований безопасности при проведении ог­невых работ на нефтепроводе взорвалась нефтесборная емкость.

Недоброкачественный и несвоевременный ремонт, например, фонтанной или компрессорной аппаратуры может привести к на­рушению ее герметичности и к открытому фонтанированию.

282

Н е с о о т в е т с т в и е о б о р у д о в а н и я к а т е г о р и и п р о ­и з в о д с т в а . Согласно строительным нормам и правилам (СНиП) все производства по степени пожарной опасности под­разделяются на пять категорий: А, Б, В, Г и Д.

При выборе оборудования необходимо учитывать пожарную опасность его, а также пожароопасную характеристику техноло­гического процесса производства. Отступление от противопожар­ных норм и их нарушение способствуют возникновению поло-ров. Так, например, в насосных для перекачки нефти с темпера­турой вспышки паров 45 °С и ниже установка электродвигате­лей открытого типа в одном помещении с насосами недопусти­ма, так как искры электродвигателя могут вызвать взрыв паров нефти или привести к ее воспламенению.

Н а р у ш е н и е п р о т и в о п о ж а р н о г о р е ж и м а , п р о ­и з в о д с т в е н н о й и т р у д о в о й д и с ц и п л и н ы . Наруше­ния эти весьма разнообразны: курение, разведение открытого ог­ня в запрещенных местах, проведение огневых и ремонтных ра­бот с нарушением требований пожарной безопасности, отогрев оборудования огнем, стирка спецодежды в бензине, солярке и сушка ее около огня, нахождение под напряжением силовой и ос­ветительной линий во время фонтанирования скважины, дви­жение транспорта на прилегающих к фонтану проезжих доро­гах и т. д.

ОГНЕГАСИТЕЛЬНЫЕ СРЕДСТВА И ПРИНЦИПЫ ИХ ВЫБОРА

Для тушения пожара используют огнегасительные средства. Они должны обладать высоким эффектом тушения, не оказы­вать вредного действия на организм человека при использова­нии и хранении, быть доступными и не наносить значительного вреда предметам и материалам, подвергшимся их воздействию.

Для тушения пожаров в качестве огнегасительных средств используют воду в виде компактных струй, пара или в распы­ленном виде, инертные газы (углекислый газ, азот), пены, по­рошки.

Не допускается тушение водой электрических установок, на­ходящихся под напряжением.

При тушении загораний нефти и нефтепродуктов используют воздушно-механическую пену, для получения которой применя­ют пенообразователи ПО-1, ПО-1А, ПО-1Д.

Для прекращения горения многих горючих материалов ис­пользуют двуокись углерода. Ее также применяют для туше­ния находящихся под напряжением электросетей и электрообо­рудования, так как она не является проводником электричества.

ПЕРВИЧНЫЕ СРЕДСТВА ПОЖАРОТУШЕНИЯ

При небольших пожарах на объектах нефтяной промышлен­ности используют различные первичные средства пожаротуше­ния.

19* 283

Широко распространены ручные огнетушители, предназна­ченные для тушения начинающихся пожаров различными огне-гасительными веществами. Ручные огнетушители находятся в постоянной готовности к действию.

Ручные пенные огнетушители типа ОП предназначены для тушения очагов начинающегося пожара твердых и жидких го­рючих материалов. Они приводятся в действие поворотом ру­коятки на 180° и опрокидыванием огнетушителя вверх дном. Благодаря расположению спрыска на горловине и увеличенному его диаметру обеспечивается равномерная работа огнетушителя в течение 1—1,5 мин. Для предупреждения замерзания щелоч­ной части заряда в него добавляют водные растворы этиленгли-коля, глицерина и антифриза.

Углекислотный огнетушитель ОУ-2 используют для тушения пожаров в закрытых помещениях. Он состоит из баллона с дву­окисью углерода, запорно-пускового вентиля с сифонной труб­кой, раструба-снегообразователя, предохранительной мембраны, маховичка, рукоятки, кронштейна для подвески и стяжного хо­мута.

Огнетушитель приводят в действие поворотом маховичка, от­крывающего запорно-пусковой вентиль. Радиус действия огне­тушителя достигает 1,2 м, длительность непрерывного действия— 30 с. При выходе из диффузора двуокись углерода превраща­ется в снегообразную массу. Для приведения в действие огнету­шитель подносят ближе к месту пожара, поворачивают диффу­зор, медленно открывают вентиль и направляют струю «снеж­ной» двуокиси углерода в очаг горения.

Первичные средства пожаротушения размещают в легкодо­ступных местах. Огнетушители, установленные на открытом воз­духе, защищают от солнечных лучей, осадков.

Испытание, проверку и перезарядку огнетушителей проводят в соответствии с действующими требованиями и инструкцией по их эксплуатации.

К установкам и средствам пенного тушения относятся: пенопроизводящие установки — пеносмесители, воздушнопен-

ные стволы, генераторы высокократной пены, пеноподъемники с генераторами высокократной пены;

пенообразующие вещества — пенообразователи ПО-1, ПО-1А, ПО-1Д и аналогичные им.

СТАЦИОНАРНЫЕ УСТАНОВКИ ДЛЯ ТУШЕНИЯ ПОЖАРОВ

В соответствии с правилами пожарной безопасности в неф­тяной промышленности к зданиям и сооружениям, которые ре­комендуется оборудовать стационарными автоматическими"~еред-ствами пожаротушения, относятся резурвуарные парки для хра­нения сжиженных газов и нестабильного газового бензина при газоперерабатывающих заводах и центральных пунктах сбора нефти и газа; помещения насосных легковоспламеняющихся, го-

284

рючих жидкостей и сжиженных газов объемом 500 м3 и более, машинные залы компрессорных с газотурбинными двигателями; огневые подогреватели нефти, входящие в состав технологичес­ких установок центрального пункта сбора нефти и газа.

С т а ц и о н а р н а я с и с т е м а п о ж а р о т у ш е н и я — это совокупность трубопроводов, механизмов, аппаратов, приборов и устройств, обеспечивающих хранение, транспортирование к за­щищаемым помещениям и распределение в них огнетушащей среды для ликвидации возникшего пожара.

Системы пожаротушения постоянно находятся в состоянии готовности к пуску. Поэтому возможные дефекты, возникающие в результате коррозии, старения материалов и других факто­ров, должны выявляться заранее.

Контроль за техническим состоянием стационарных систем пожаротушения обеспечивается ответственным лицом из числа инженерно-технического персонала, назначенным приказом по предприятию.

Не реже 1 раза в неделю необходимо контролировать состоя­ние стационарной системы пожаротушения.

Не реже 1 раза в год необходимо проверять работу всей системы автоматической установки пожаротушения с записью в журнале учета проверок.

Не реже 1 раза в три года следует проводить гидравличе­ские испытания аппаратов и трубопроводов установок пожаро­тушения для проверки их прочности и герметичности.

Не реже 1 раза в-пять лет надо проводить сплошную про­мывку и очистку от грязи аппаратов и трубопроводов.

Средства пожаротушения должны проверяться и испыты-ваться ответственным лицом, назначенным приказом, совместно с работниками пожарной охраны, обслуживающими данный объект. Результаты проверки и испытания оформляют актами.

При осмотрах установок пожаротушения перед наступлением холодов особое внимание следует обращать на теплоизоляцию и отопительные устройства, предохраняющие от замерзания от­дельные участки установки.

Запорные приспособления на пожарных трубопроводах необ­ходимо располагать в легкодоступных местах.

Каждое запорное устройство должно иметь четкое обозначе­ние с указанием обслуживаемого объекта. В ночное время каж­дый узел управления должен быть освещен.

ПОЖАРНАЯ СИГНАЛИЗАЦИЯ И СВЯЗЬ

Пожарная сигнализация и связь включают системы сигна­лизации обнаружения пожара, оповещения о начавшемся по­жаре, предупреждения о пуске огнетушащего средства в защи­щаемое помещение.

Сигнализация обнаружения пожара состоит из извещателей, сети, приемного устройства с выносными сигналами и источни-

ков питания. Извещатели бывают ручные или автоматические. Приборы ручного действия имеют контактное устройство и при­водятся в действие нажатием на пусковую кнопку.

Автоматические извещатели являются неотъемлемой частью системы сигнализации обнаружения пожара. При пожаре появ­ляется световое излучение, выделяются теплота и дым. Для об­наружения пожара по приведенным параметрам существуют световые, тепловые и дымовые извещатели.

Термоизвещатели срабатывают при повышении температуры окружающей среды выше допустимой. Их используют в помеще-' ниях, где перепад температуры воздуха не превышает 15 °С. При этом температуру включения извещателя принимают на 20 °С. выше нормальной рабочей температуры защищаемого помеще­ния. Наибольшее распространение получил тепловой извещатель ПОСТ-1.

Термоизвещатель другого типа срабатывает при определен­ной скорости нарастания температуры окружающей среды (5— 10°С в 1 мин).

ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

В условиях интенсивной индустриализации и химизации на­родного хозяйства проблема окружающей среды приобретает актуальный характер.

В настоящее время было бы напрасно связывать рост атмо­сферного загрязнения с каким-то особым видом производствен­ной деятельности, с какой-то конкретной современной техноло­гией. В действительности это — результат воздействия многочис­ленных факторов, характерных для современной цивилизации: роста производства энергии и металлургической промышленно­сти, увеличения числа автомобилей и самолетов, сжигания тысяч тонн отходов, большого количества нефтяного газа и т. д.

Основная роль в осуществлении плановой системы мер по охране окружающей среды отводится в настоящее время совер­шенствованию технологии производства, а также максимально­му сокращению и использованию отходов.

При добыче нефти вместе с ней извлекаются большие объе­мы пластовой высокоминерализованной воды, в нефтяном газе могут содержаться весьма вредные для здоровья людей и при­роды сероводород НгЗ и углекислый газ СОг. Содержание H2S в воздухе свыше 3 мг/м3 опасно для жизни людей, а сброс плас­товых высокоминерализованных вод в открытые водоемы и ре­ки может привести к полному уничтожению флоры и фауны и, как следствие, к истреблению ценных пород рыб.

Нефтяные и природные газы, содержащие H 2S и С0 2 , долж­ны подаваться на специальные очистные установки для получе­ния элементарной серы и сжиженной двуокиси углерода,

286

Иногда пластовая вода после отделения ее от нефти закачи­вается в поглощающие скважины; в этом случае необходимо предусмотреть, чтобы она не контактировала с водами, добы­ваемыми, из водоносных горизонтов для хозяйственных и про­мышленных нужд.

В предыдущих главах были подробно рассмотрены вопросы сокращения потерь нефти, что является важным звеном в части снижения вредных выбросов в атмосферу. На промыслах про­водится большая и планомерная работа по герметизации сбора и подготовки нефти, повышению уровня использования ресурсов нефтяного газа, предупреждению сброса пластовых вод в откры­тые водоемы. Очень важны для охраны окружающей среды ме­роприятия пб глубокому обезвоживанию и обессоливанию нефти на промыслах, позволяющие предотвратить сброс минерализо­ванных сточных вод на нефтеперерабатывающих заводах в от­крытые водоемы, так как в районах расположения НПЗ нет ус­ловий для закачки сточных вод в подземные горизонты без уг­розы загрязнения глубинных питьевых вод.

Важное значение для охраны окружающей среды имеет так­же повышение надежности работы промысловых сооружений — оборудования и трубопроводов различного назначения, которая зависит прежде всего от их долговечности.

При подготовке нефти и особенно при сборе, очистке, транс­портировании и закачке сточных вод, отделяемых от нефти, про­исходит сильная коррозия оборудования и коммуникаций.

Агрессивные свойства нефтепромысловых сточных вод обус­ловлены наличием в них большого количества различных солей, механических взвесей и, главным образом, наличием растворен­ных кислых газов: сероводорода, углекислого газа и кислорода.

Появление кислорода в сточных водах и при контакте с воз­духом или смешении с промышленными ливневыми или промы­вочными пресными водами особенно опасно, так как при этом в 10—100 раз ускоряется сероводородная и углекислотная корро­зия металла.

В этой связи в отношении нефтепромысловых сточных вод следует выделить две '.гуппьт методов борьбы с коррозией:

технологические методы, направленные на сохранение-перво-. начальной относительно низкой агрессивности пластовых вод:

специальные методы защиты, включающие применение инги­биторов коррозии, защитных покрытий, неметаллических мате­риалов, коррозионностойких металлов и сплавов, электрохими­ческой защиты и т. д.

Переход на напорные герметизированные схемы сбора, тран­спортирования, подготовки нефти и воды с применением деаэри­рованных пресных вод в технологических процессах обезвожи­вания и обессоливания нефти и деаэрационных установках для удаления кислорода из промливневых стоков является основой технологических методов защиты нефтепромыслового оборудо­вания и коммуникаций от коррозии.

Применение ингибиторов в системе сбора, подготовки нефти и воды — один из основных методов снижения коррозионной ак­тивности нефтепромысловых сточных вод.

Ингибиторы коррозии могут быть продуктами с преимущест­венной растворимостью как в нефтяной (маслорастворимые), так и в водной (водорастворимые) фазах. По направленности дей­ствия их подразделяют на ингибиторы сероводородной, кисло­родной и углекислотной коррозии.

Основными нефтерастворимыми ингибиторами сероводород­ной коррозии, производство которых освоено промышленностью, являются И-1-А, «Север-1». Начато производство водораствори­мых ингибиторов сероводородной коррозии И-1-Е и ИК-5. По­требность отрасли в ингибиторах кислородной коррозии в насто­ящее время покрывается производством ингибиторов ИКБ-4 и ИКАР. Начато производство ингибиторов И-4-Д и «Тайга-1 за­являющихся ингибиторами комплексного действия от сероводо­родной и кислородной коррозии.

Эффективным средством борьбы с углекислотной коррозией является применение ИК.СГ-1, катапина, И-1-А, СЖК (синтети­ческие жирные кислоты) и других ингибиторов.

Электрохимическая защита и покрытия не требуют больших затрат на их внедрение по сравнению с другими методами за­щиты нефтепромыслового оборудования и коммуникаций. Спо­соб защиты нефтепромыслового оборудования и коммуникаций покрытиями из лакокрасочных материалов получил не менее ши­рокое применение, чем ингибиторная защита. Лакокрасочные ма­териалы, предназначенные для защиты внутренней поверхности аппаратов или трубопроводов, должны давать покрытия с глад­кой скользящей поверхностью, стойкие к удару и истиранию, об­ладающие высокой адгезией к стали и способные длительное вре­мя выдерживать воздействие агрессивной среды и колебания температур. Эти материалы не должны содержать токсичных растворителей или содержать их в ограниченных количествах. На основе низковязких эпоксидных смол разработано несколько видов эмалевых покрытий с ограниченным содержанием раство­рителей: эпохсидно-камен'.оутяьр^-я аэмаль, эпоксидно-поли­амидная эмаль, эпоксидно-фенольная эмаль. Указанные эмали можно применять для защитного внутреннего покрытия резер­вуаров-отстойников и водоводов, а также наружных покрытий нефтепромыслового оборудования.

Применение ингибиторов коррозии, электрохимической за­щиты трубопроводов, различных антикоррозийных покрытий резко снижает аварийность, в результате чего предотвращаются разливы нефти, пластовых вод, что благоприятно отражается на состоянии окружающей среды.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. Расскажите о значении, порядке и видах обучения рабо­чих безопасным методам труда.

2. Что такое токсичность нефти и других нефтепродуктов, применяемых в добыче нефти?

3. Назовите причины и признаки отравления при вдыхании паров нефти и нефтепродуктов.

4. Индивидуальные средства защиты. 5. Какие вы знаете средства защиты органов дыхания, типы

противогазов? Назовите порядок подбора противогазов и пра­вила пользования ими.

6. Расскажите об обслуживании установок вентиляции про­изводственных помещений.

7. Что такое пирофорные отложения? Как они образуются? Меры предосторожности при работе на объектах, где могут об­разоваться пирофорные отложения.

8. Перечислите средства оказания первой помощи при не­счастных случаях.

9. Причины возникновения пожаров на нефтяных объектах и способы предотвращения пожара. Назовите средства тушения пожаров и загораний.

10. Расскажите об основных направлениях работ по охране окружающей среды.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Байков Н. М., Позднышев Г. # . , Мансуров Р. И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. М., Недра, 1981.

2. Байков Н. М., Колесников Б. В., Челпанов П. И. Сбор, транспорт и подготовка нефти. М., Недра, 1975.

3. Гершуни С. Ш. Оборудование для обезвоживания и обессоливания нефти в электрическом поле. Обзорная информация. М., изд. ЦИНТИхим-машнефтемаш, 1983.

4. Каспарьянц К- С. Промысловая подготовка нефти и газа. М., Недра, 1973.

5. Каспарьянц К- С, Кузин В. И., Григорян Л. Г. Процессы и аппа­раты для объектов промысловой подготовки нефти. М., Недра, 1977.

6. Левченко Д. Н. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения. Л., Химия, 1967.

7. Логинов В. И. Обезвоживание и обессоливание нефтей. М, Химия, 1979.

8. Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М., Недра, 1983.

9. Миронов Е. А. Закачка сточных вод нефтяных месторождений в про­дуктивные и поглощающие горизонты. М., Недра, 1976.

10. Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, М. Недра, 1975.

11. Правила безопасности при эксплуатации установок подготовки не­фти. М., Недра, 1977.

12. Свердлов Г. М., Ягу дин Р. Ю. Технологические объекты нефтедобы­вающих предприятий и их автоматизация. М., Недра, 1975.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Предисловие . 3

Г л а в а 1 . Состав и физико-химические свойства нефти . . . . 5

Нефть и ее назначение. Месторождения нефти и газа . . . 5 Химический состав нефти 9 Основные физические свойства нефти . . 10 Свойства пластовых вод 12 Классификация нефтей 12 Контрольные вопросы 13

Г л а в а 2. Добыча и внутрипромысловый сбор нефти . . . . . 14

Способы добычи нефти 14 Схемы сбора нефти и газа на промыслах . . . . . . . 17 Установка для замера дебита скважин . . . . . . . . . 2 5 Автоматизированные замерные групповые установки типа «Спутник» 28

. Сепарационные установки 32 Дожимные насосные станции 40 Промысловые трубопроводы 43 Контрольные вопросы 51

Г л а в а 3. Промысловая подготовка нефти 52

Нефтяные эмульсии и условия и х образования . . . . . . 5 2 Основные физико-химические свойства нефтяных эмульсий . 53 Деэмульгаторы, применяемые для разрушения нефтяных эмульсий 54 Необходимость обезвоживания нефти на нефтяных месторождениях. Требования к качеству подготовленной нефти 56 Способы обезвоживания и обессоливания нефти . . . . : • 57 Стабилизация нефти 67 Контрольные вопросы . . . . 6 9

Г л а в а 4. Аппаратура и оборудование установок подготовки нефти и их обслуживание 70

Отстойники нефти 70 Электродегидраторы для обезвоживания и обессоливания нефти 73 Трубчатые огневые подогреватели нефти 82 Теплообменные аппараты . . . 9 9 Насосы и компрессоры . 102 Промысловые резервуары 111 Блочные насосные станции для перекачки нефти 123 Контрольные вопросы 124

Г л а в а 5. Промысловые установки по подготовке нефти и их обслужи­вание . . . . 125

Блочные установки по деэмульсации нефти 125 Блочный комплекс по деэмульсации нефти 131 Установки комплексной подготовки нефти 133 Обслуживание установок по обезвоживанию, обессоливанию и ста­билизации нефти 139 Сооружения по очистке и использбванию промысловых сточных вод 146 Борьба с потерями нефти 150 Контрольные вопросы 156

Г л а в а 6. Контрольно-измерительные приборы и автоматизация техно­логических процессов 157

Приборы для измерения давления, температуры, расхода, уровня 159 Лабораторные методы определения качества нефти и нефтепродукт тов 171 Автоматические средства измерения содержания в нефти воды, со­лей, плотности 177 Регуляторы, исполнительные механизмы и регулирующие органы 180 Газоанализаторы 183 Автоматическое управление процессами 184 Чтение схем автоматизации . . . . . . . . . . 188 Контрольные вопросы 191

Г л а в а 7. Учет нефти 192

Учет нефти в резервуарах 195 Учет нефти по счетчикам 198 Контрольные вопросы . 201

Г л а в а 8. Обслуживание и ремонт технологического оборудования 202

Эксплуатация и техническое освидетельствование сосудов, работаю­щих под давлением 202 Обслуживание системы промышленной канализации . . . . 209 Обслуживание насосно-компрессорного оборудования . . . . 210 Обслуживание резервуарных парков . - 216 Обслуживание факельного хозяйства 223 Выбраковка оборудования 223 Ремонт оборудования 229 Сдача и приемка оборудования из ремонта 237 Контрольные вопросы 238

Г л а в а 9. Экономическая эффективность подготовки нефти . . . 238

Народнохозяйственное значение проблемы повышения эффективности подготовки нефти . . . . . . 238 Экономическая оценка потерь легких углеводородов . . . . 244 Учет работы обезвоживающих и обессоливающих установок . . 246 Показатели эффективности работы установок по подготовке нефти 248 Контрольные вопросы 249

Г л а в а 10. Охрана труда и противопожарные мероприятия. Охрана окружающей среды 250

Инструктаж и обучение безопасным методам труда . . . . 250 Токсичность, вредность нефти и применяющихся в добыче нефти веществ . . . . 253 Механизация и автоматизация производственных процессов . . 255 Вентиляция производственных помещений 257

„Производственное освещение 260 Статическое электричество и меры борьбы с ним 262 Герметизация оборудования и производственных процессов . . 264 Пирофоры. Борьба с пирофорными отложениями . . . . . 265 Классификация производственных помещений по взрывоопасное™ 268 Индивидуальные средства защиты . 269 Меры оказания первой помощи при несчастных случаях . . . 277 Пожарная профилактика и средства тушения пожаров . . . 281 Охрана окружающей среды 286 Контрольные вопросы . 289

Список литературы 290

Александр Александрович Каштанов

Сергей Сергеевич Жуков

ОПЕРАТОР ОБЕЗВОЖИВАЮЩЕЙ И ОБЕССОЛИВАЮЩЕЙ УСТАНОВКИ

Редактор издательства Т. К. Лазарева Художественный редактор В. В. Шутько Технический редактор Г. В. Лехова Корректор И. Н. Таранева

ИБ № 6109

Сдано в набор 25.04.85. Подписано в печать 13.08.85. Т-18601. Формат 60X90'/ie. Бумага книжно-журнальная. Гарнитура «Литературная». Печать высокая. Усл. печ. л. 18,5. Усл. кр.-отт. 18,5. Уч.-изд. л. 20,0. Тираж 4300 экз. Заказ 1113/373—6. Цена 90 коп.

Ордена «Знак Почета» издательство «Недра», Москва, К-12, Третьяковский проезд, 1/19

Московская типография № 11 Союзполиграфпрома при Государственном комитете СССР

по делам издательств, полиграфии и книжной торговли. 113105, Москва, Нагатинская ул., д. 1.