Первичная подготовка нефти (стр. 5 из 13). Установка первичной подготовки нефти


Первичная подготовка нефти - часть 10

Производственные помещения должны быть обеспечены вентиляцией, создающей в зоне пребывания рабочих состояние воздушной среды, соответствующее санитарным нормам. Эффективность вентиляционных установок проверяется систематически, один раз в год. При вынужденной остановке вентиляционных установок должны быть приняты меры по обеспечению санитарного состояния воздушной среды, согласно санитарных норм СНИП.

В инструкциях по эксплуатации вентиляционных установок перечисляются особые указания о мерах, принимаемых персоналом при внезапной загазованности или возникновении пожара.

Во избежание распространения пожара в сети промливневой канализации во время возгорания нефтепродуктов или пожара на производственной площадке, на канализационных сетях промстоков и произодственно-ливневых стоках устанавливаются гидрозатворы.

Приборы контроля и автоматики могут применяться только разрешенные решением Госстандарта СССР и его подведомственных органов. Проверка, регулировка и ремонт приборов осуществляется в соответствии с “Правилами организации и проверки измерительных приборов и контроля за состоянием измерительной техники с соблюдением стандартов и технических условий”. За КИПиА должен быть обеспечен надзор, они должны находиться в условиях, обеспечивающих их безотказную работу.

Производство газоопасных, огневых, ремонтных, земляных работ без наличия оформленного наряд-допуска не допускается.

В местах, где возможно смешивание взрывоопасной смеси газа с воздухом, во избежание искрообразования от ударов, запрещается применение инструментов из стали. Инструмент должен быть из металла не дающего искры. Пользоваться не взрывозащищенными переносными светильниками не разрешается.

Во время работы установки необходимо обеспечить постоянный контроль за давлением, расходом, уровнем - их изменения должны производиться плавно.

Объекты энергоснабжения должны обслуживаться электротехническим персоналом имеющим соответствующую группу допуска. Напряжение на электрооборудование должно подаваться и сниматься дежурным электроперсоналом по указанию ответственного за эксплуатацию этого оборудования или старшего по смене. При возникновении пожара на электрооборудовании напряжение должно быть немедленно снято.

Отогревание оборудования и трубопроводов в зимнее время может производиться только паром или горячей водой.

Предохранительная арматура на аппаратах должна соответствовать предъявленным требованиям “Правил устройства и безопасной эксплуатации аппаратов, работающих под давлением”.

Пуск и работа установки с неисправной системой пожаротушения запрещается.

Все сооружения установок, в зависимости от категории, должны быть надежно заземлены при помощи заземляющих устройств от прямых ударов, вторичных проявлений молнии и статического электричества.

Оборудование, подлежащие вскрытию и ремонту, должно быть выведено из работы, освобождено от продукта, отглушено, пропарено, промыто водой и проветрено. Все подводящие трубопроводы к ремонтируемому оборудованию должны быть отглушены. Промывка водой неостывшего оборудования недопустимо. Производство работ на отключенном оборудовании и трубопроводе, разрешается только по получению анализа газовоздушной смеси. Работы по очистке оборудования аппаратов, сосудов от шлама должны производиться только в шланговых противогазах с дублером бригадой не менее 2-х человекк. Для внутреннего освещения аппарата, сосуда должны применяться светильники во взрывозащищенном исполнении, с напряжением не выше 12В.

Запрещается допуск к газоопасным работам лиц, не обученных безопасным приемам ведения работ, способам оказания первой доврачебной помощи пострадавшим.

Газоопасные работы должны выполняться только при наличии наряд-допуска и в присутствии ответственного за проведение газоопасных работ.

Необходимо вести постоянный контроль за состоянием газовоздушной среды, немедленно прекратить работу при загазованности выше допустимой концентрации.

Перед допуском к работе по обслуживанию блоков реагента-деэмульгатора обслуживающий персонал должен быть проинструктирован и ознакомлен с инструкциями безопасности труда. Работы, связанные с химреагентом, должны производиться строго в спецодежде, защищающей тело, руки, ноги.

Возможные неполадки технологического процесса. Таблица 7

Аварийная остановка технологических линий №1 и №2 (УПН-1 и УПН-2) установки подготовки нефти осуществляется в следующем порядке:

1. Аварийная остановка УПН-1.

1.1. Останавливаются печи-нагреватели ПТБ-10 № 1-2. Закрывается вход и выход жидкости из печей.

1.2. Закрывается подача газа на печи ПТБ-10 №1-2.

1.3. Останавливаются электродегидраторы ЭГ1-ЭГ2.

1.4. Открывается сброс жидкости из змеевиков печей в ЕП-1.

1.6. Открывается сброс жидкости из электродегидраторов ЭГ1-ЭГ2 в ЕП-3.

2. Аварийная остановка УПН-2.

2.1. Останавливаются печи-нагреватели ПТБ-10 №3-4. Закрывается вход и выход жидкости из печей.

2.2. Закрывается подача газа на печи ПТБ-10 №3-4.

2.3. Останавливаются электродегидраторы ЭГ3-ЭГ4.

2.4. Жидкость переводится через электродегидраторы ЭГ1-ЭГ2.

2.5. Открывается сброс жидости из змеевиков печей ПТБ-10 №3-4 в подземную емкость ЕП-9.

2.6. Открывается сброс жидкости из электродегидраторов ЭГ3-ЭГ4 в ЕП-11.

С целью максимального сокращения вредных выбросов в окружающую среду на установке предусмотрены следующие мероприятия:

1. Технологическая схема подготовки нефти на установке предусматривает замкнутый цикл, отсутствие сбросов нефти, пластовой воды и газов в окружающую среду.

mirznanii.com

Первичная подготовка нефти - часть 5

Сепараторы оборудованы приборами измерения уровня жидкости, дав­ления, предельного уровня жидкости. Давление в сепараторах контролируется прибором МС-П2. Показания давления снимаются с вторичного прибора ПВ 101.Э, установленного на щите операторной. По месту давление в сепараторах контролируется по техническому манометру. Пределы регулирования давления в сепараторах С1-С3 до Р=0,00-0,0105 МПа. Уровень жидкости в сепараторах контролируется механическими уровнемерами и уровнемерами УБ-ПВ и регулируется пневмоклапанами типа “ВЗ”,установленнымина трубопроводах по выходу нефти из каждого аппарата. Показания приборов УБ-Пв выводятся на вторичные приборы ПВ-101.Э уста­новленные на щите операторной. Предельно-допустимый уровень в сепарато­рах контролируется прибором СУС-И. Предупредитель­ная сигнализация срабатывает: по давлению при Рmax =0,015 МПа; по уровню жидкости при Hmin =0,7 м и Hmax =1,9 м. Аварийная сигнализа­ция по уровню жидкости срабатывает при Нmax =2,1 м.

Разгазированная в сепараторах С 1-3 нефть через узел переключений задвижек поступает в технологические резервуары РВС-10000 №№ 2,4. Резервуары оборудованы приборами: замера уровня жидкости,контроля пре­дельного верхнего уровня жидкости.межфазного уровня жидкости “вода-нефть”. Замер уровня жидкости в резервуарах производится по месту прибором УДУ-10. Контроль предельно-допустимого уровня жидкости в резервуарах осуществляется прибором СУС-И, сигнал от которого выведен на световое табло щита операторной. Предупредительная сигнализация срабатывает при уровне жидкости Hmax =10,5 м.

Контроль межфазного уровня “вода-нефть” осуществляется механическими фазоискателями специальной конструкции. Пределы регулирования межфазного уровня “вода-нефть” в пределах H=2,0-3,5 м.

В резервуарах №№ 2,4 происходит дальнейшее обезвоживание нефти путем гравитационного отстоя. Отстоявшаяся в резервуарах нефть с обводненностью до 10% по трубопроводу (“нефтяной стояк”) с высоты Н=4,5 м. поступает на технологические насосы ЦНС 300х120.

Насосы ЦНС 300х120 снабжены приборами контроля давления - по входу техническим манометром и ЭКМ ВЭ16РБ по входу; температуры подшипников насоса и элктродвигателя; утечки сальников. Утечка сальников насосов контролируется прибором ДУЖЭ-200М. Сигнал от прибора выведен на световое табло щита операторной. Срабатывает сигнализация и блокировка работы насосов: по давлению при Pmin = 0,9 МПа и Pmax = 1,3 МПа; температуре подшипников Tmax =70°С; предельно-допустимом уровне жидкости в стакане Hmax =0,1 м. В поток нефти на прием насосов ЦНС 300х120 через задвижки подается дозируемый расход реагента-деэмульгатора в количестве 20-35 г/тонну в зависимости от марки реагента. Поступившая на насосы ЦНС 300х120 нефть откачивается в общий коллектор перед печами - нагревателями ПТБ-10 №№ 1-4.

Нефть с установок УПС”є и УПСВ”2а” с обводненностью до15%, температурой 20-30°С и под давлением до 0,8 МПа, поступает также в общий коллектор перед печами ПТБ-10. В поток нефти перед коллектором подается дозируемый расход реагента-деэмульгатора в количестве 20-35 г/т.

Поступившая в коллектор нефть с установок УПС”є,УПСВ”2а” и выкида насосов ЦНС 300х120 смешивается и равномерно распределяется по печам-нагревателям, где нагревается до температуры t=45-50°С. Расход нефти через печь ПТБ-10 контролируется прибором расходомером типа “Норд-ЭЗМ” (печи ПТБ-10 №№ 1,2) и типа “Турбоквант” (печи №№ 3,4), установленным на трубопроводе выхода нефти из печи. Показания расходомера выведены на вторичный прибор КСУ2 и прибор идентичного типа, установленные в БУСе. Температура нефти на выходе из печи контролируется прибором ТСМ. Показания прибора выводятся на вторичный прибор КСМ2, установленный в БУСе и дублируется прибором КСМ2 на щите операторной. Температура дымовых газов контролируется прибором ТХА. Показания прибора выводятся на вторичный прибор КСП4, установленный в БУСе.

Давление нефти в трубопроводе на входе в печь контролируется ЭКМ ВЭ16РБ и техническим манометром. Сигнал от ЭКМ выводится в БУС. Стабильное давление газа на горелках печи поддерживается регулирующим клапаном РДБК, установленным в ГРУ печи. Для отключения газа на горелки печи, при отклонении его давления от заданных пределов, в ГРУ установлены пневматические клапаны-отсекатели, (печи № 3-4) и гидравлические клапаны-отсекатели КОГ (печи № 1-2), срабатывающие при Рmax =0,05 МПа и Рmin =0,005 МПа. Контроль пламени на горелках печи осуществляется прибором ПУИ-1. Во избежание аварийных ситуаций предусмотрена система блокировок по остановке печи по следующим параметрам:

· температуре нефти на выходе из печи, при tmax =60°С;

· давлению нефти в подводящем трубопроводе, при Рmin =0,2 МПа и Рmax =0,8 МПа;

· расходу нефти через печь, при Qmin =300 м3 /час;

· температуре дымовых газов на выходе из печи, при tmax =600-650°С;

· давлению газа на горелки печи, при Рmin =0,005 МПа и Рmax =0,05 МПа;

· давлению воздуха на горелки печи, при Ну =500 мм.вод.ст.;

· давлению воздуха на приборы КИП печи при Рmin =0,1 Мпа;

· контролю пламени на горелках печи.

Для аварийного отключения подачи газа на печь на газопроводе установлена электроприводная задвижка. Нагретая в печах-нагревателях ПТБ-10 №№ 1-4 до температуры 45-50°С нефть поступает в электродегидраторы №№ 1-4, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти. Электродегидраторы горизонтального типа.

Оборудованы электродегидраторы приборами: контроля электрического тока в фазах “А”, ”С” внешней цепи, межфазного напряжения внешней цепи; контроля и регулирования давления, межфазного уровня ”вода-нефть”. Электрический ток в каждой фазе контролируется отдельным амперметром, установленным на щите в операторной. Пределы контролирования тока J=0-240А. Межфазное напряжение внешней цепи контролируется вольтметрами, установленными на щите операторной. Пределы измерения напряжения U=0-500 В. Давление жидкости в электродегидраторах контролируется техническими манометрами и приборами МС-П2 показания от которых выводятся на вторичный прибор ПВ- 10.1Э, установленный на щите операторной. Регулируется давление пневматическими клапанами типа “В3”, установленными на трубопроводах выхода нефти из каждого электродегидратора. Пределы регулирования давления в электродегидраторах Р=0,3-0,8 МПа. Уровень раздела фаз “вода-нефть” контролируется механическими пробозаборными устройствами и приборами УБ-ПВ. Показания приборов выведены на вторичные приборы ПВ 10.1Э, установленные на щите операторной. Регулируется уровень раздела фаз пневмоклапанами типа “ВО”, установленными на трубопроводах выхода воды из электродегидраторов. Пределы регулирования уровня раздела фаз Н=0,5-1,3 м.

Во избежание аварийных ситуаций и безопасного ведения технологического процесса предусмотрена система блокировок по остановке электродегидратора в следующих случаях:

· при повышении электротока во внешних фазах цепи, Jmax >240А;

· при коротком замыкании цепи электротока в трансформаторе;

· при разгерметизации проходных изоляторов и утечке масла из узла ввода высокого напряжения;

· при выделении газа из нефти в электродегидраторе;

· при повышении давления в электродегидраторе Рmax >0,8 МПа;

· при открытой двери на площадке обслуживания трансформатора;

· при минимальном давлении воздуха на приборы КИП, Рmin <0,1 МПа.

Аварийная сигнализация срабатывает:

· при повышении электротока во внешних фазах, Jmax =240А;

· по межфазному уровню при Нmax >1,3 м.;

· по давлению при Рmax >0,8 МПа;

· при превышению уровня масла в узлах ввода фаз “А” и “В”;

· при разгерметизации проходных изоляторов и утечке масла из узлов ввода фаз “А” и “В”;

· при выделении газа из нефти в электродегидраторе.

При срабатывании аварийной сигнализации на щите операторной загорается световое табло с указанием параметра, по которому произошло срабатывание.

Обезвоженная нефть с обводненностью до 1% и температурой t=44 - 49°С из электродегидраторов ЭГ1-ЭГ4 поступает в сепараторы “горячей сепарации” С 4-6, объемом V=100 м3 каждый, для дальнейшего разгазирования нефти. Сепараторы оборудованы приборами измерения и контроля уровня жидкости в аппарате, давления, предельно-допустимого уровня жидкости. Давление в сепараторах контролируется техническими манометрами и приборами МС-П2. Показания приборов выводятся на вторичные приборы ПВ10.1Э, установленные на щите операторной. Пределы регулирования давления Р=0,0-0,005 МПа. Уровень жидкости в сепараторах контролируется механическими уровнемерами и приборами УБ-ПВ. Показания приборов УБ-ПВ выводятся на вторичные приборы ПВ 10.1Э, установленные на щите операторной. Регулируется уровень жидкости пневмоклапанами типа “ВЗ”, установленными на линиях выхода жидкости из препараторов. Пределы регулирования уровня жидкости Н=0,7-1,7 м. Предельно-допустимый (аварийный) уровень жидкости в сепараторах контролируется приборами СУС-И. Сигнал от приборов выведен на световое табло щита операторной.

Предупредительная сигнализация срабатывает по давлению при Рmax =0,005 МПа, по уровню жидкости в сепараторах при Нmin =0,7 м и Нmax =1,7 м. Аварийная сигнализация по уровню жидкости в сепараторах срабатывает при Нmax =2,0 м. Разгазированная нефть из сепараторов С4-С6 поступает в товарные резервуары РВС-10000 № 1,3 УПН и РВС-5000 №№ 1-2 УПСВ”Б”, откуда насосами ЦНС 300х360,насосной внешней откачки, откачивается на ФКСУ (ЦКПН НГДУ “Федоровскнефть”).

Газ после сепаратора С-3 УПСВ”Б” поступает в сепаратор ГС-3,где происходит улавливание капельной жидкости и конденсата. Газосепаратор оборудован приборами контроля давления, уровня жидкости. Давление в газосепараторе ГС-3 контролируется техническим манометром. Верхний и нижний уровень жидкости контролируется приборами СУС-1, сигнал от которых выведен на щит в котельную. Срабатывает предупредительная сигнализация по уровню жидкости при Нmin =0,5 и Нmax =1,0 м. Уловленный в газосепараторе конденсат и жидкость дренируется в подземную емкость ЕП-13, откуда при помощи насосного агрегата ЦА-320 откачивается в автоцистерну.

mirznanii.com

Первичная подготовка - нефть - Технический словарь Том IV

Первичная подготовка нефти к переработке осуществляется на объектах добычи нефти. Она заключается в дегазации, стабилизации, обезвоживании и обессоливании нефти. Первичную подготовку нефти осуществляют на нефтепромыслах обычно термохим. На промыслах проводят первичную подготовку нефти - ее отстаивание и термохимическое обезвоживание, а в ряде случаев и обессоливание, в отстойниках установок подготовки нефти с применением деэмульгаторов - специальных ПАВ, которые адсорбируясь на границе раздела фаз нефть-вода, способствуют пептизации и растворению в нефти защитных оболочек глобул диспергированной в нефти воды. Во избежание загрязнения выработок околоствольного двора первичная подготовка нефти в шахте не предусматривается. Требования к качеству свежей и оборотной воды, используемой. Наиболее загрязненными являются сточные воды после первичной подготовки нефти ( установки ЭЛОУ) и нефтехимических производств. Нефтедобывающее управление, производящее добычу и первичную подготовку нефти. Подготовка нефти на промыслах. 1-сепараторы. 2-компрессор. 3-отстойник. 4-насосы. 5-газоперераба-тывающий завод. 6-нефтестаби-лизационная установка. 1-пластовая нефть. II, Ill-газы первой и второй сепарации. ГУ-нестабильная нефть. V-вода для закачивания в пласт. VI-метан. VII-этан. VIII-нестабильный бензин. ГХ-метан и этан. Х - стаби-лизованная нефть. XI-фракция легких углеводородов. На рис. 1.1 представлена наиболее распространенная схема первичной подготовки нефти, осуществляемой в целях организации ее транспорта на нефтеперерабатывающие заводы и получения легкого углеводородного сырья. В пределах ПДК находятся концентрации газов и паров при первичной подготовке нефти. Более пристального внимания заслуживают насосные агрегаты, несущие основную нагрузку систем первичной подготовки нефти ( ППН) и поддержания пластового давления ( ППД) НГДУ. Каждый модуль может работать в автономном режиме, моделируя отдельные процессы первичной подготовки нефти. Надземные нефте-продуктопроводы в пределах резервуарных парков, сливо-налив-ных устройств, установок первичной подготовки нефти и газа следует прокладывать только на несгораемых опорах. Прокладку подземных нефтепродуктопроводов следует осуществлять непосредственно в грунте, а при необходимости их прокладки в каналах и лотках последние еобходимо перекрывать плитами из несгораемых материалов и через каждые 200 м устраивать фильтрующие гравийные отсыпки длиной не менее 4 ж с уклоном к специальным колодцам, присоединенным через гидравлический затвор к промышленной канализации; при отсутствии канализации-ж сборным колодцам. Требования к воде. К нефтяной промышленности относятся предприятия по бурению скважин, добыче и первичной подготовке нефти.

При любом методе промыслового сбора нефти и попутного газа, при любой технологии первичной подготовки нефти должны быть обеспечены герметичность всего тракта движения нефти от устья скважины до товарного резервуарного парка и заданная точность измерения дебита как по каждой скважине, так и по всему нефтедобывающему предприятию в целом. В некоторых нефтяных районах применяют групповую систему сбора нефти и попутного газа. При такой системе газонефтяная смесь от нескольких скважин поступает на групповую установку ( ГУ), где сепарируется нефть и газ и измеряется дебит каждой скважины в отдельности.Современное нефтепромысловое хозяйство представляет собой замкнутый технологический комплекс, осуществляющий добычу, транспортировку и первичную подготовку нефти, газа и воды, используемой для поддержания пластового давления. Непрерывность функционирования, тесная взаимосвязанность, разнотипность и значительная удаленность объектов друг от друга и от баз управления требуют большой надежности их работы при минимальном количестве обслуживающего персонала. Именно таким условиям должно отвечать оснащение промысловых объектов телемеханической системой дистанционного контроля и регулирования.Современное нефтепрЪмысловое хозяйство представляет собой замкнутый технологический комплекс, осуществляющий добычу, транспортировку и первичную подготовку нефти, газа и воды, используемой для поддержания пластового давления. Непрерывность функционирования, тесная взаимосвязанность, разнотипность и значительная удаленность объектов: друг от друга и от баз управления требуют большой надежности их работы при минимальном количестве обслуживающего персонала. Именно таким условиям должно отвечать оснащение промысловых объектов телемеханической системой дистанционного контроля и регулирования.Современное нефтепромысловое хозяйство представляет собой замкнутый технологический комплекс, осуществляющий добычу, разработку, транспортировку и первичную подготовку нефти, газа и воды, используемой для поддержания пластового давления. Непрерывность доункционирования, тесная взаимосвязь, разнотипность и значительная удаленность объектов друг от друга и от баз управления требуют большой надежности их работы при минимальном количестве обслуживающего персонала. Именно таким условиям должно отвечать оснащение промысловых объектов телемеханической системой дистанционного контроля и регулирования.Гидроциклонная установка стабилизации нефти по четкости отбора индивидуальных компонентов уступает ректификационной установке, однако, перед промысловыми установками первичной подготовки нефти в условиях постоянного изменения качественного состава сырья и пульсации потока, в отличие от процессов нефтеперерабатывающих заводов, не ставится задача по доведению продукции до определенного фракционного состава. ГОСТ 9965 - 86 лишь регламентирует показатель ДНП. Эти обстоятельства, а также то, что вырабатываемый нестабильный бензин для газоперерабатывающих заводов, согласно технических условий, может иметь фракционный состав, изменяющийся в достаточно широких пределах ( а при использовании его для нужд НГДУ фракционный состав не имеет большого значения), позволяют применять на промыслах гидроциклонные нефтестабилизационные установки.Нефтедобывающая промышленность включает в себя ряд последовательно осуществляемых технологических этапов: разведку, бурение, эксплуатацию - нефтяных месторождений, первичную подготовку нефти на промыслах.На производственных объектах нефтяной и газовой промышленности используются мощные ультразвуковые установки для очистки сточных вод, интенсификации технологических процессов по первичной подготовке нефти и газа, очистке, сварке и обработке деталей и др. Эти установки излучают опасный для обслуживающего персонала поток ультразвуковых колебаний, который влияет на организм человека, нарушает биохимические процессы обмена веществ, изменяет состав и свойства крови, структуру клеток, состояние нервной системы, оказывает, как и шум, вредное воздействие на здоровье и работоспособность.В ГУ замеряется дебит по каждой скважине, проводится сепарация I ступени для отделения нефтяного газа, а иногда и некоторые другие операции по первичной подготовке нефти.Цель практики - изучение студентами наземного и подземного оборудования скваяин, способов эксплуатации, техйртш, технодогиг-ческих процессов, применяемых в нефтедобыче, сбора и первичной подготовки нефти, воды и газа к транспорту, а также предварительное ознакомление сорганизацией труда, хозяйственно деятельностью охраной труда я техникой безопасносы, автоматизацией, электрификацией к т.п., что облегчает изучение студентами ояда дисциплин, читаемых в последующие семестрах, и будет способетв эвть глубоко-му освоению студентами теоретических основ разработки и эксплуатации нефтяных месторовденик.На разработанной ИМС исследовано влияние различных параметров температуры, давления, числа сепараторов в установке, физико-химических свойств сырья, обводненности, концентрации химического реагента на технологические показатели установок первичной подготовки нефти. При этом установлено, что температура и давление являются основными управляющими параметрами процесса сепарации.Характерными особенностями развития нефтяной промышленности за последние 20 - 25 лет являются: открытие и ввод в разработку крупнейших нефтяных месторождений, внедрение интенсивных систем разработки с внутриконтурным и законтурным заводнением, комплексная автоматизация и механизация технологических процессов и внедрение прогрессивных схем сбора, транспорта и первичной подготовки нефти, газа и воды. Все это позволило резко повысить уровень добычи нефти и занять нефтяной отрасли нашей страны ведущее место среди крупнейших нефтедобывающих стран мира. В то же время интенсификация ввода и разработки нефтяных месторождений производились на базе относительно старой технологии и техники добычи нефти, особенно это относится к скважинному и внутрискважинному оборудованию и технологическим операциям, проводимым с помощью этого оборудования.Химический состав газа месторождений Средней Азии. Не менее серьезные коррозионные проблемы возникают и в технологических процессах по переработке нефти. Хотя при первичной подготовке нефти применяются меры к глубокому ее обессоли-ванию и обезвоживанию, вода и хлориды все же попадают в нефть. При дальнейшей переработке нефти вследствие гидролиза хлоридов магния и кальция, попадающих в нефть из пластовой воды, в системе появляется хлористый водород, отличающийся сильными агрессивными свойствами.Не менее серьезные проблемы возникают при проведении технологических процессов по переработке нефти. Хотя при первичной подготовке нефти проводятся обессоливание и обезвоживание, хлориды и вода все же попадают в нефть. При дальнейшей переработке нефти вследствие гидролиза хлорида магния и кальция, попадающих в нефть из пластовой воды, в системе появляется хлористый водород, характеризующийся сильными агрессивными свойствами.Обвязка устьев нагнетательных скважин, где предусмотрена закачка газа и воды, исключает попадание газа на КНС. На КСП осуществляется двухступенчатая сепарация и первичная подготовка нефти. Газ 1 - й ступени сепарации с давлением 0 5 МПа подается на прием КС.

Технология процесса добычи, промыслового сбора и первичной подготовки нефти на промыслах, транспорт и переработка ее зависят от температурных факторов, при которых протекают эти процессы. Поскольку физические свойства нефти зависят от температуры, при взятии глубинной пробы для изучения ее специальной исследовательской аппаратурой в пластовых условиях необходимо измерить температуру в скважине в месте ее отбора. Контроль температуры на забое скважин необходим при обработке приза-бойной зоны ( солянокислотная, термокислотная и искусственный разогрев пласта) с целью увеличения добычи нефти. Температура пласта в некоторой степени характеризует состояние его и требует периодического контроля.При известных параметрах пласта и жидкостей можно рассчитать долю добываемой воды в продукции при одновременном раздельном отборе; после чего, зная плановую добычу нефти по объекту, нетрудно подсчитать общий суммарный отбор жидкости. Последнее необходимо знать при проектировании и создании потребных мощностей для первичной подготовки нефти на промыслах и утилизации попутной воды.Работа и конструктивные особенности нефтеааборного трапа основаны на иавестных принципах, использующихся в различных устройствах. Так, например, отдельные элементы заимствованы ив отстойника, применяемого в системе промыслового сбора при первичной подготовке нефти.Такие установки предназначены для эксплуатационного бурения и собственно разработки месторождения, включая первичную подготовку нефти и газа и их транспорт на берег. Отдельные основания иногда сооружаются и для разведочного бурения. Состав технологического оборудования, его технические характеристики, конструктивные особенности подобных объектов определяются горно-геологическими и технологическими условиями, местом размещения сооружения. Электроснабжение таких объектов осуществляется от береговых источников по воздушным или кабельным линиям электропередачи или от автономных источников. Пег требованиям к надежности электроснабжения все морские нефтегазовые объекты относятся к первой категории.На установках ЭЛОУ, АВТ, AT воздушная среда неблагополучна по содержанию предельных углеводородов, на установках термического и каталитического крекинга, АГФУ, ГФУ - непредельных углеводородов. Суммарное содержание веществ однонаправленного действия, превышающее допустимые ( по формуле А. Г. Аверьянова), характерно для слесарей установок по первичной подготовке нефти и для рабочих всех профессий установок АГФУ и ГФУ.

www.ai08.org