Ответы на билеты

По профессии Оператор обезвоживающей и

обессоливающей установки 4-5 разряда

Билет 1

1.                   Классификация нефти по содержанию серы, в зависимости от плотности.

      В зависимости от массовой доли серы нефти подразделяют на  три класса:

                       1. малосернистые ( до 0.6% )

                      2. сернистые ( от 0.61 до 1.80 % )

                     3. высокосернистые (более 1.80%)

      В зависимости от плотности при 20 С каждый класс нефти подразделяют на три типа:

                   1. легкие (до 850 кг/м3)

                   2. средние ( от 851 до 885 кг/м3 )

                  3. тяжелые ( более 885 кг/м3 )

2.   Назначение отстойников нефти, их устройство.

Отстойник   нефтяной предназначен для разделения водонефтяной эмульсии, сброса выделившейся воды и получения кондиционной нефти.

Устройство и работа отстойника. 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 использований 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.

2.       Действия оператора при возникновении пожара в насосной.

При возникновении пожара в насосном блоке следует:

   отключить эл.двигатель насоса и вентиляцию,

   сообщить о пожаре диспетчеру,

   приступить к тушению пожара первичными средствами пожаротушения.

4.Оказание первой помощи при ранении.

Симптомы. Кровотечение, боль, зияние раны - расхождение ее от краев. По размеру ран, их виду, по состоянию краев и по глубине можно определить способ их нанесения: резаные, рубленые, колотые, ушибленные, рваные, укушенные, огнестрельные.

Раны могут быть поверхностными, когда повреждается только кожа, и более глубокими - с повреждением подкожной клетчатки, мышц, сухожилий, сосудов, костей и внутренних органов. Опасны для жизни глубокие раны  головы и шеи, груди и живота, раны любого вида с повреждением крупного кровеносного сосуда. Раны кисти опасны повреждением сухожилий. Все раны чреваты развитием воспалительного процесса с образованием флегмон, абсцессов. Чем глубже раны, тем инфекция быстрее развивается и тяжелее протекает.

Обработка раны. Чаще всего поверхностные раны сильно не кровоточат. Поэтому помощь состоит в перевязке раны. Края ее смазывают настойкой йода, следя за тем, чтобы йод не попал в рану. Это делают ватным тампоном, смоченным настойкой йода и зажатым в пинцете или намотанным на палочку.

Рану закрывают стерильной салфеткой и бинтуют область раны. Если края раны сильно разошлись, перед бинтованием их надо сблизить (но не до смыкания) и в таком положении зафиксировать 2-3 полосками лейкопластыря.

Раны нельзя промывать водой (опасность заражения), а также спиртом и йодной настойкой. Дезинфицирующий раствор, попадая в рану, обусловливает гибель поврежденных клеток, а также вызывает значительную боль. На рану нельзя накладывать никакую мазь, а также запрещается класть непосредственно в рану вату.

Если из раны выступают какие-либо ткани - мозг, кишечник, то их сверху прикрывают стерильной марлей, но ни в коем случае не вправляют внутрь.

Билет 2

1.       Понятие об эмульсиях. Образование водонефтяных эмульсий.

   Вода в нефти появляется вследствии 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 неф-

тесборным трубопроводам происходит их взаимное перемешивание, а в результате перемешивания - дробление.   Процесс дробления одной жидкости в другой называют диспергированием. А в результате диспергирования одной жидкости в другой образуются эмульсии.

   Под эмульсией понимают такую смесь двух взаимно не растворимых  жидкостей, одна из которых диспергирована в другой в виде мелких капелек т.е..глобул.

   При добыче нефти всегда приходится иметь дело с нефтяными эмульсиями. Нефтяные эмульсии бывают двух типов: вода в нефти и нефть в воде. Содержание воды в эмульсиях типа вода в нефти составляет от десятых

долей процента до 90% и более, эмульсии типа нефть в воде обычно содержат менее 1% нефти.

   Для образования эмульсии недостаточно только перемешивания двух несмешивающихся жидкостей.  Если взять чистую воду и чистую нефть, то сколько бы мы их не перемешивали, эмульсия не образуется. Чтобы эмульсия образовалась необходимо наличие в нефти особых веществ - природных эмульгаторов, которые всегда находятся в нефти. К эмульгаторам относятся: асфальтены, смолы, нерастворимые органические кислоты, мельчайшие механические примеси, как ил, глина.

   В процессе перемешивания нефти с пластовой водой вода дробится на мелкие капельки (глобулы), на поверхности которых адсорбируются частицы эмульгатора и образуют пленку, препятствующую слиянию капелек воды.

   Адсорбция-концентрирование вещества из объема фаз на поверхности раздела между ними или изменение конц-ции в-ва на границе раздела фаз.

   В зависимости от размера капелек воды и степени "старения" нефтяные эмульсии разделяются на :легкорасслаивающиеся, средней стойкости, стойкие.

  На стойкость водонефтяных эмульсий  влияют:температура, содержание парафина, условия образования эмульсии, количество и состав эмульгированной воды. Разрушению эмульсий также способствуют обработка растворителями, нахождение в электрическом поле.

   При добавлении в нефть ПАВ - деэмульгаторов они вытесняют с поверхности раздела фаз вода - нефть эмульгаторы, капли воды укрупняются, эмульсия теряет свою стойкость и разрушается.

2. Назначение, техническая характеристика,  устройство трубчатой печи ПТБ-10. Принцип работы печи.

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

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.

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.

Рис. Схема блочной трубчатой печи ПТБ-10:

/ — утепленное   укрытие;   2 — ввод   холодной    эмульсионной    нефти;    3 —вывод   нагретой   эмульсионной    нефти;    4 — дымовые    трубы;    5 камера   теплообменников;   6 — блок  основания   печи

Рис. 36. Поперечное сечение теплообменной камеры печи ПТБ-10:

1 — запальник;   2 — подача   газа;   3 — подача   воздуха;   4 — корпус   циклонной   горелки

5— сопло   горелки;   6 — 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 ларами, 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 газау 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 температурой.

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-изме­рительных 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  эксцентрично 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 yправления 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 2x3,1х2 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.

2.       Государственный надзор за охраной труда.

Государственный  надзор  и  контроль  за  соблюдением  требований  охраны  труда осуществляется  федеральной  инспекцией  труда – единственной  федеральной централизованной  системой  государственных  органов.

                1. Государственная  инспекция  труда РТ  осуществляет  государственный  контроль  и  надзор  за  соблюдением  охраны  труда, защиты  трудовых  прав и соблюдением  прав  работников.

                2. Управление  по технологическому и экологическому надзору Федеральной службы по экологическому. технологическому и атомному надзору по республике – осуществляет  надзор  и  контроль  на  объектах

                3. Центр санэпидемнадзора  республики 

                4. Пожарный  надзор.

              5. Прокуратура РТ – осуществляет  контроль за  нарушением  правил охраны  труда

(ст.143  УК   РФ  «нарушение  правил  охраны  труда»)

3.        Оказание первой помощи при вывихах.

              При переломах и вывихах основной задачей является обеспечение спокойного и наиболее удобного положения для поврежденной конечности, что достигается полной ее неподвижностью.

При переломе или вывихе ключицы необходимо:

— положить в подмышечную впадину поврежденной стороны небольшой комок ваты, марли или какой-либо материи;

— согнутую в локте под прямым углом руку прибинтовать к туловищу;

— руку выше локтя косынкой к шее.

              При переломе или вывихе костей рук необходимо наложить соответствующие шины. Если нет шин, то руки следует повесить на косынке к шее, а затем прибинтовать ее к туловищу, не подкладывая комка а подмышечную впадину.

При переломе или вывихе костей и пальцев рук следует прибинтовать кисть к широкой шине так, чтобы шина начиналась от середины предплечья, а кончалась у конца пальцев. В ладонь поврежденной руки должен быть предварительно вложен комок ваты или бинт, чтобы пальцы были несколько согнуты.

При переломе или вывихе нижних конечностей необходимо укрепить больную конечность шиной, фа­нерной пластинкой, палкой, картоном или каким-либо другим подобным предметом так, чтобы один конец плас­тинки заходил выше края таза до подмышки, а другой достигал пятки.

Внутренняя шина располагается от паха до пятки. По возможности шину следует накладывать не припод­нимая ноги, а придерживая ее на месте и проталкивать повязку палочкой под поясницей, коленом или пяткой.

При всех случаях переломов и вывихов к месту повреждения следует приложить холодный предмет.

Билет 3

1.       Способы разрушения нефтяных эмульсий.

Процессы разрушения нефтяных эмульсий предполагают последовательное осуществление таких операций, как сближение и флокуляция капель, разрушение бронирующих оболочек, коагуляция капель диспергированной воды до размеров, достаточных для дальнейшего их слияния под действием силы тяжести и затем осаждения укрупненных глобул на дно деэмульсационного аппарата.

Капли, сближаясь, постепенно вылавливают защитный слой. Если силы достаточно для полного разрушения бронирующих оболочек, капли сливаются.

Применяют ряд технологических приемов обезвоживания нефти. Выбор способа обезвоживания нефти и эффективность работы сооружений, для этого предназначенных, в значительной степени зависит от количества воды, а также от состояния, в котором она находится.

Вода, содержащаяся в сырой нефти, в некоторых случаях оказывается в свободном, т.е. недиспергированном, состоянии. Такая вода выделяется нефти путем осаждения.

Чаще вода в сырой нефти находится в диспергированном состоянии в виде эмульсии воды в нефти. Имеются две разновидности таких эмульсий: механические нестабилизированные и   стабилизированные поверхностно-активными веществами. Это различие эмульсий являются весьма существенным при обезвоживании нефти. Вода из нестабилизированных эмульсий сравнительно легко отделяется путем обычного отстаивания, а также путем отстаивания с умеренным обогревом. Для отделения воды из стойких мелкодисперсных стабилизированных эмульсий требуются более сложные приемы, такие как интенсивное нагревание, химическая обработка, электрическая обработка, а также комбинирование этих приемов.

При проектировании сооружений для обезвоживания нефти при конкретных производственных условиях необходимо проводить исследование нефтей, подвергаемых обезвоживанию. При таких исследованиях выявляется содержание воды в нефти, вид и число примесей в воде, а также состояние, в котором вода находится в нефти.

Процессы обезвоживания и обессоливания совершенно аналогичны, так как вода извлекается из нефтей вместе с растворенными в ней минеральными солями. При необходимости, для более полного обессоливания, можно подавать дополнительно в нефть пресную воду, которая растворяет минеральные соли.

К механическим способам обезвоживания относятся: отстаивание, центрифугирование и фильтрация.

Отстаивание применяется для обработки нестойких эмульсий. При этом взвешенные частицы расслаиваются вследствие разности плотностей компонентов.

Анализ показывает, что основными факторами, влияющими на эффективность разделения эмульсий, являются:

плотность жидкостей, составляющих эмульсию (различие плотностей фаз эмульсий является основной причиной, вызывающей их гравитационное разделение);

вязкость жидкостей, составляющих эмульсию, особенно вязкость сплошной фазы, т.е. дисперсионной среды (этот фактор оказывает значительное влияние на эффективность обезвоживания нефти);

диаметр частиц дисперсной фазы (данный фактор имеет большое значение, так как скорость падения капли дисперсной фазы возрастает пропорционально квадрату ее диаметра);

ускорение движения частиц, которое в поле естественного тяготения равно ускорению свободного падения;

площадь поверхности отстаивания.

Выявление указанных факторов и характера их влияния позволяют наметить технические приемы повышения эффективности разделения эмульсий. Принципиальными основами этих приемов являются:

повышение температуры обрабатываемых эмульсий, которое снижает вязкость жидкостей, составляющих эмульсию, и уменьшает поверхностное натяжение на границе раздела фаз (на этом принципе основаны термические методы обезвоживания нефти);

увеличение размеров частиц выделяемой диспергированной жидкости за счет различных приемов деэмульсации, в частности, деэмульсация при помощи химических реагентов и электрического поля (на этом принципе основаны химические и электрические методы обезвоживания нефти);

увеличение скорости движения частиц дисперсной фазы путем замещения естественной силы тяжести более мощной центробежной силой. При этом способе на воду и механические примеси действует центробежная сила. Плотность воды и механических примесей выше плотности нефти, и частицы под действие

центробежной силы прижимаются к стенке и, коагулируя, стекают вниз. Но метод центрифугирования низкопроизводителен, сложен, дорог и широкого применения на промыслах не нашел;

увеличение полезной площади отстаивания без увеличения общей площади отстойника. На этом основано применение параллельных пластин в горизонтальных отстойниках и разделительных дисков в сепараторах.

Эффективность разделения эмульсий снижается при наличии в них взвешенных частиц, плотность которых мало отличается от плотности, дисперсной среды (сплошной фазы). Не поддаются очистке механическими методами стойкие стабилизированные мелкодисперсные эмульсии. Значительная часть эмульсий воды в нефти относится к этой категории.                        

Отрицательное влияние на разделение эмульсий оказывают неблагоприятные гидравлические условия отстаивания, такие как турбулентность, конвекция потоков, перемешивание и др.                                     

Значительное повышение эффективности разделения нефтяных эмульсий достигается путем комбинированного использования гравитационного отстаивания в сочетании с термическими, химическими и электрическими методами обработки нефти в процессе ее обезвоживания.

Механическое обезвоживание нефти

Основная разновидность механических приемов обезвоживания нефти - гравитационное отстаивание. Применяют два вида режимов отстаивания периодический и непрерывный, которые соответственно осуществляются в отстойниках периодического и непрерывного действия.

В качестве отстойников периодического действия обычно применяют цилиндрические отстойные резервуары (резервуары отстаивания), аналогичные резервуарам, которые предназначены для хранения нефти. Сырая нефть, подвергаемая обезвоживанию, вводится в резервуар при помощи распределительного трубопровода (маточника). После заполнения резервуара вода осаждается в нижней части, а нефть собирается в верхней части резервуара. Отстаивание осуществляется при спокойном (неподвижном) состоянии обрабатываемой нефти. По окончании процесса обезвоживания нефть в вода отбираются из отстойного резервуара. Положительные результаты работы отстойного резервуара достигаются только в случае содержания воды в нефти в свободном состоянии или в состоянии крупнодисперсной нестабилизированной эмульсии.

Различают горизонтальные и вертикальные отстойники непрерывного действия. Горизонтальные отстойники подразделяются на продольные и радиальные. Продольные горизонтальные отстойники в зависимости от формы поперечного сечения могут быть прямоугольные и круглые.

В гравитационных отстойниках непрерывного действия отстаивание осуществляется при непрерывном потоке обрабатываемой жидкости через отстойник.

Термическое обезвоживание нефти

Одним из основных современных приемов обезвоживания нефти является термическая или тепловая обработка, которая заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. Нагрев вызывает разрушение эмульсии воды в нефти и способствует коалесценции мелких капель воды в более крупные. В водонефтяной эмульсии на поверхности частиц воды образуются бронирующие слои, состоящие из асфальто-смолистых веществ и парафинов. При обычной температуре эти слои создают прочную структурную оболочку, которая препятствует слиянию капель. При повышении температуры вязкость веществ, составляющих защитные оболочки, значительно уменьшается. Это приводит к снижению прочности таких оболочек, что облегчает слияние глобул воды. Кроме того, в результате нагревания понижается вязкость нефти, что способствует ускорению выделения воды из нефти путем отстаивания. В сочетании только с отстаиванием такая обработка применяется редко. В современных условиях тепловая обработка обычно используется как составной элемент более сложных комплексных методов обезвоживания нефти, например, в составе термохимического обезвоживания (в сочетании с химическими реагентами и отстаиванием), в комплексе с электрической обработкой и т.д.

Нагревание нефти, подвергаемой обезвоживанию, осуществляется в специальных нагревательных установках. Разработано большое число разновидностей таких установок. Нагреватели устанавливают в технологической линии обезвоживания нефти после отделения (сепарации) из нефти газов, но ранее ввода нефти в отстойник.

Химическое обезвоживание нефти

В современной нефтяной промышленности наиболее широко применяются химические методы обезвоживания нефти. Основным элементом таких методов является разрушение эмульсий воды в нефти при помощи химических реагентов. Разработано довольно много таких реагентов. Кроме того, организовано их промышленное производство. Эффективность химического обезвоживания нефти в значительной степени зависит от вида применяемого реагента. Выбор эффективного реагента, в свою очередь, зависит от вида водонефтяной эмульсии, подвергаемой разрушению и других особенностей нефти, подвергаемой обезвоживанию. Выбор реагентов-деэмульгаторов в каждом конкретном случае производится на основе специальных лабораторных и промысловых исследований.

Необходимым элементом химического обезвоживания, как и в прочих комбинированных методах обезвоживания нефти, является гравитационное отстаивание обрабатываемой водонефтяной эмульсии. В некоторых системах обезвоживания в сочетании с использованием реагентов-деэмульгаторов применяется также и нагревание нефти, подвергаемой обезвоживанию. Процесс использования реагентов-деэмульгаторов состоит в том, что реагент вводится в эмульсию, подвергаемую разрушению, и перемешивается с ней, после чего создаются условия для выделения воды из нефти путем отстаивания. Можно применять как периодическое, так и непрерывное разрушение эмульсий, но в настоящее время предпочтение отдается непрерывным процессам. Применяют три варианта реализации химического обезвоживания нефти: обезвоживание, основанное на деэмульсации, которая осуществляется в нефтяной скважине  («внутрискважинная деэмульсация»); обезвоживание, основанное на деэмульсации, которая осуществляется в нефтесборном трубопроводе («путевая деэмульсация»); деэмульсация и обезвоживание нефти непосредственно в отстойных резервуарах, когда реагент вводится в резервуар после его заполнения эмульсией, подвергаемой обработке.

Первые два метода имеют некоторые преимущества и являются более эффективными.

Для деэмульсации нестойких эмульсий применяется метод фильтрации, основанный на явлении селективной смачиваемости веществ различными жидкостями. Материалом фильтрующего слоя может служить обезвоженный песок, гравий, битое стекло,  стекловата, древесная стружка из осины, клена, тополя и других несмолистых пород древесины, а также металлическая стружка. Особенно часто применяется стекловата, которая хорошо смачивается водой и не смачивается нефтью. Фильтры из стекловаты устойчивы и долговечны. Обезвоживание нефти фильтрацией применяется очень редко вследствие малой производительности, громоздкости оборудования и необходимости частой смены фильтрующего материала. Вышеперечисленные способы деэмульсации эффективны в сочетании с процессами предварительного снижения прочности.

Теплохимическое деэмульгирование

Теплохимические методы снижают прочность бронирующих оболочек или полностью их разрушают, что ускоряет и удешевляет процессы разделения нефтяной эмульсии. В настоящее время более 80% всей обводненной нефти проходит обработку на теплохимических установках. Такое широкое применение этот метод получил благодаря возможности обрабатывать нефти с различным содержанием воды без изменения оборудования и аппаратуры установки, возможности менять деэмульсатор в зависимости от свойств эмульсии без замены оборудования. Однако теплохимический метод имеет ряд недостатков, например, большие затраты на деэмульсаторы и повышенный расход тепла.                            

На практике обессоливание и обезвоживание ведутся при температурах 50—100° С. При более высоких температурах процессы обессоливания и обезвоживания проводятся под повышенным давлением (поскольку необходимо сохранить однофазное состояние эмульсии), для чего надо увеличивать толщину стенок оборудования, что в свою очередь приводит к уведичению металлоемкости установок.

На снижение защитного действия поверхностных слоев на глобулах воды существенно влияет присутствие деэмульсаторов. По воздействию на нефтяные эмульсии все существующие деэмульсаторы делятся на электролиты, неэлектролиты и коллоиды. Деэмульсаторами-электролитами могут быть некоторые органические и минеральные кислоты (серная, соляная и уксусная), щелочи и соли (поваренная соль, хлорное железо, нафтенат алюминия и др.). Электролиты могут образовывать нерастворимые осадки с солями эмульсии, снижать стабильность бронирующей оболочки или способствовать разрушению эмульсаторов бронирующей пленки. Электролиты как деэмульсаторы применяют крайне ограниченно вследствие их высокой стоимости или особой коррозионной активности к металлу оборудования. К неэлектролитам относятся органические вещества, способные растворять бронирующую оболочку эмульгатора и снижать вязкость нефти, что ускоряет осаждение капель воды. Такими деэмульсаторами могут быть бензин, ацетон, спирт, бензол, четыреххлористый углерод, фенол и др. Неэлектролиты в промышленности не применяются из-за высокой их стоимости.

Деэмульсаторы-коллоиды — это поверхностно-активные вещества, которые в эмульсии разрушают или ослабляют защитную оболочку и могут преобразовать исходную эмульсию (в/н) в эмульсию противоположного типа (н/в), т. е. способствовать инверсии эмульсии.

Наиболее эффективны деэмульсаторы, полученные присоединением окиси этилена к органическим веществам; они наиболее широко применяются на практике. Деэмульсирующую способность этой группы ПАВ можно регулировать, изменяя число молекул окиси этилена, вступивших в реакцию. Растворимость деэмульсатора в воде увеличивается с удлинением окись-этиленовой цепи. При необходимости можно придать этим веществам гидрофобные свойства путем присоединения окиси пропилена, т.е. имеется возможность создавать деэмульсаторы с любыми необходимыми свойствами.

Деэмульсаторы должны хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии (в воде или нефти), т.е. быть гидрофильными или гидрофобными, иметь поверхностную активность, достаточную для разрушения бронирующих слоев оболочек глобул, быть инертными но отношению к металлам, не ухудшать качества нефти, быть дешевыми и по возможности универсальными по отношению к эмульсиям различных нефтей и вод.

Чем раньше деэмульсатор вводится в смесь воды и нефти, тем легче происходит дальнейшее разделение эмульсии. Однако для деэмульсации еще недостаточно одного введения деэмульсатора, необходимо обеспечить полный контакт его с обрабатываемой эмульсией, что достигается интенсивной турбулизацией и подогревом эмульсий.

Электрическое обезвоживание и обессоливание нефти особенно широко распространено в заводской практике, реже применяется на нефтепромыслах. Возможность применения электрического способа в сочетании с другими способами можно отнести к одному из основных его преимуществ.

Установлено, что деэмульсация нефти в электрическом поле переменной частоты и силы тока в несколько раз эффективней, чем деэмульсация при использовании постоянного тока.

На эффективность электродеэмульсации значительно влияют вязкость и плотность эмульсии, дисперсность, содержание воды, электропроводность, а также прочность адсорбированных оболочек. Однако основным фактором является напряженность электрического поля. В настоящее время электродеэмульсаторы в основной работают на токе промышленной частоты (50 Гц), реже — на постоянном токе. Напряжение на электродах деэмульсаторов колеблется от 10 000 до 45 000 В.

По форме электродегидраторы бывают сферическими и цилиндрическими, причем последние можно устанавливать горизонтально и вертикально.

СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ

Добываемые нефти могут содержать в различных количествах растворенные газы (азот, кислород, сероводород, углекислоту, аргон и другие) и легкие углеводороды. При движении нефти от забоя скважины до нефтеперерабатывающего завода из-за недостаточной герметизации систем сбора, транспорта и хранения часто полностью теряются растворенные в ней газы и происходят значительные потери легких нефтяных фракций. При испарении легких фракций, таких как метан, этан и пропан, частично уносятся и более тяжелые углеводороды (бутан, пентан и др.). Как известно, чем чаще нефть контактирует с атмосферой и чем продолжительней контакт с ней, тем больше потери легких фракций.

Предотвратить потери нефти можно путем полной герметизации всех путей движения нефти. Однако несовершенство существующих систем не позволяет практически сделать это.

Следовательно, необходимо газы и легкие фракции нефти отобрать в условиях нефтепромысла и направить их для дальнейшей переработки, тем самым снизить способность нефти к испарению. Основную борьбу с потерями нефти необходимо начинать с выхода ее из скважины.

Ликвидировать потери легких фракций нефти можно в основном применением рациональных систем сбора нефти и попутного нефтяного газа, а также сооружением установок по стабилизации нефти для ее последующего хранения и транспорта. Под стабилизацией нефти следует понимать извлечение легких углеводородов, которые при нормальных условиях являются газообразными, для дальнейшего их использования в нефтехимической промышленности.

В настоящее время для стабилизации нефти на промыслах используют в основном метод сепарации. Применяют сепараторы различных конструкций, из которых наибольшее распространение получили гравитационные, жалюзийные и центробежные (гидроциклонные).

В гравитационных сепараторах осаждение капельной и твердой взвесей из газового потока происходит под действием силы тяжести. Высокая степень разделении газа и жидкости достигается при очень малых скоростях газа. Установленная практикой оптимальная скорость газа, при которой степень отделения нефтяной взвеси составляет 75—85%, равна 0,1 м/с при давлении 6 МПа.

Жалюзийные сепараторы позволяют достичь более высокой степени очистки газа от взвешенной нефти, чем гравитационные. Установленная на выходе такого сепаратора жалюзийная насадка отбивает значительную часть капелек нефти, не осевших под действием гравитационной силы.

В гидроциклонных сепараторах отделение газа от нефти происходи за счет отбрасывания центробежной силой более тяжелых капель нефти к периферии, т.е. к стенкам сепаратора, по которым она стекает вниз.

2.  Назначение теплообменников; конструкция и принцип

работы теплообменника типа "труба в трубе".

Рис. 37. Теплообменник типа «труба в трубе»:

/ — теплоноситель движется по трубам; II — на­греваемое вещество движется по межтрубному пространству; 1 — двойник; 2 — внутренние тру­бы;  3 — наружные  трубы

Теплообменники типа «т р у б а  в  т р у б е» 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 по­токов, что обеспечивает более высокие коэффициенты теплопередач;

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.

2.       Меры безопасности при работе с деэмульгаторами.

Работы с химическими реагентами относятся к опасному виду работ, так как химреагенты могут активно воздействовать на людей и технику. По этому соблюдение правил техники безопасности – главнейшее условие проведения работ.

              Имея дело с химреагентами, следует иметь в виду следующее:

1)       Кислоты являются наиболее опасными веществами: они разрушают поверхностный слой ткани, вызывают ожоги вплоть до обугливания кожи, поражают глаза, воздействуют на органы дыхания.

ПДК в воздухе паров серной кислоты 1 мг/м3

ПДК раб. зоны метанола 5 мг/м3

2)       Щелочи вызывают омыление жирового слоя кожи, обезвоживание тканей, растворение белковых веществ.

Требования безопасности при работе с химическими реагентами.

1) Обслуживающий персонал, имеющий контакт с химическими реагентами, должен подвергаться предварительным (при поступлении на работу) и периодическим медицинским осмотрам /1 раз в год/. Запрещается допуск к работе с хим.реагентами беременных женщин, подростков до 18 лет, больных, имеющих в анамнезе органические поражения кожи, хронические заболевания внутренних органов, центральной нервной системы, верхних дыхательных путей, органов зрения.

2) К работе с реагентами допускаются лица, прошедшие специальный инструктаж о мерах безопасности при работе с легковоспламеняющимися и ядовитыми веществами.

3) Помещение, в котором проводится работа с химическим реагентом, должно быть оборудовано общеобменная приточно-вытяжной вентиляцией, местные отсосы в местах возможного скопления паров. Запрещается переливать продукт вблизи источников нагревания, искрения, открытого огня. Необходимо регулярно проводить влажную уборку рабочих помещений.

4) Химические реагенты должны хранится в закрытой таре в складских помещениях, полузакрытого типа. В помещениях для хранения и применения химических реагентов запрещается обращение с открытым огнем, а также использование инструментов, дающих при ударе искру.

5) При работе с продуктом соблюдать меры пожарной безопасности, техники безопасности, использовать средства индивидуальной защиты. Спецодежда должна противостоять воздействию химреагентов.

6) Использовать защитные очки типа ГР, резиновые перчатки, непромокаемые рукавицы, спецобувь, применять фильтрующий противогаз марки БКФ.

7) Рабочее место укомплектовать аптечкой, содержащей нейтрализаторы для реагента, с которым придется работать, и запас пресной воды.

8) При использовании метилового спирта и продуктов, в состав которых входит метиловый спирт, принимают особые меры предосторожности.

9) При дозировании или сливе химреагентов, персонал должен находиться с наветренной стороны.

10) Симптомы отравления: головная боль, головокружение, рвота, боль в животе, общая слабость, раздражение слизистых оболочек, мелькание в глазах.

4. Оказание первой помощи при артериальном кровотечении.

В тех случаях, когда кровь из раны вытекает наружу, - это наружное кровотечение, особенно значительное при глубоких рубленых и резаных ранах, ранах лица и головы. При колотых и огнестрельных ранах груди и живота возможны внутренние кровотечения, то есть кровотечения в полость тела.

Кровотечение может быть капиллярным - при небольших ранах, кровь вытекает по каплям; венозным - при более глубоких ранах, обильно выделяется кровь темно-красного цвета; артериальным - кровь алого цвета, бьет из раны пульсирующей струей.

Остановка кровотечений. Главной задачей при обработке любой кровоточащей раны является остановка кровотечения. Если удастся предотвратить большую кровопотерю, то это в дальнейшем намного облегчит лечение пострадавшего, уменьшит последствия раны.

Венозное и капиллярное кровотечения лучше всего останавливаются давящей повязкой. На кровоточащий участок накладывают стерильную марлю или часть бинта, поверх нее - сложенный в несколько раз бинт или марлю, в крайнем случае, сложенный чистый носовой платок. Примененные таким образом они действуют в качестве давящего фактора. При последующем прижатии бинтом к ране они сдавливают просветы сосудов - и кровотечение прекращается. При ранении конечности этому помогает ее возвышенное положение после наложения повязки.

После того как повязка наложена необходимо наблюдать за ней - в первые 2 часа постоянно, затем через каждые 10-15 минут. Это важно, так как повязка может быстро, почти сразу же после наложения, пропитаться алой кровью, что свидетельствует о возможном повреждении артерии. В других случаях повязка медленно пропитывается кровью, в течение часа и более.

В обоих случаях надо поверх первой, пропитанной кровью повязки наложить новую, с большим давлением при каждом обороте бинта. При венозном кровотечении или травме мелких артерий этого чаще всего бывает достаточно. Продолжающееся быстрое пропитывание повязки, вытекание  крови сквозь бинт каплями, а тем более струйкой (что бывает крайне редко и свидетельствует о повреждении крупной артерии и глубине раны) требуют экстренных мер.

В такой ситуации при ранах на конечности прибегают к временной остановке артериального кровотечения при помощи закрутки. Для этого применяют жгут, изготовленный из плотной материи и связанный в виде петли. Длина его - 70-80 см, ширина - 10 см.

Жгут-закрутку накладывают всегда выше раны: например, на бедро - при ранении голени, на плечо - при ранении предплечья.

Этапы наложения жгута-закрутки следующие. Палочкой начинают закручивать петлю и при небольшом сжатии снимают повязку для осмотра раны. Затем закрутку затягивают до тех пор, пока не остановится кровотечение. ( Опасно закручивать жгут после видимой на глаз остановки кровотечения - "для страховки". Это приводит к повреждению сосудов и нервов ). После этого на рану накладывают другую повязку, палочку фиксируют к конечности, сюда же крепят записку с обозначением времени (в часах и минутах) зажатия артерии.

Необходимо помнить, что жгут может сдавливать сосуды не более 1 часа. Если этого срока не хватает для доставки в больницу, то через 30 минут после наложения закрутку раскручивают на 5 - 10 минут, крепко прижимая рану ладонью через повязку. При этом из раны может выделиться некоторое количество крови. Ослабление жгута повторяют каждые полчаса, иначе произойдет омертвение конечности. Это связано как с прекращением снабжения ее кровью на срок более 1 часа, так и с закупоркой передавленной жгутом артерии тромбом на месте туго наложенного жгута. Поэтому всегда следует помнить, что применять жгут надо только в самых крайних случаях, очень осторожно и внимательно. Подавляющее большинство кровотечений можно остановить полноценной давящей повязкой.

Временной остановки кровотечения при быстрой транспортировке пострадавшего в больницу можно достичь при помощи максимального  сгибания конечностей.

При больших ранах конечностей (более 10 см) на них накладывают импровизированные шины, как при переломах. Внутрь дают 1-2 таблетки анальгина, транспортируют в больницу только лежа. При небольших ранах пострадавший может передвигаться сам.

Внутреннее  кровотечение в брюшную полость. Возникает при ударе в живот. В большинстве случаев при этом происходит разрыв печени, селезенки. Внутрибрюшное кровотечение характеризуется сильными болями в области живота. Пострадавший впадает в шоковое состояние или теряет сознание. Его укладывают на спину, ноги приподнимают, но в область живота кладут холодный компресс или мешочек со льдом. Нельзя давать ни пить, ни есть. Нужна срочная врачебная помощь.

Билет 4

1.       Свойства водонефтяных эмульсий. Стойкость эмульсий.

Для правильного выбора способа обезвоживания нефти (деэмульсации) необходимо знать механизм образования эмульсий и их свойства.

В пластовых условиях нефтяные эмульсии не образуются. Образование эмульсий уже начинается при движении нефти к устью скважины и продолжается при дальнейшем движении по промысловым коммуникациям, т.е. эмульсии образуются там, где происходит непрерывное перемешивание нефти и воды. Интенсивность образования эмульсий в скважине во многом зависит от способа добычи нефти, которая в свою очередь определяется характером месторождения, периодом его эксплуатации и физико-химическими свойствам самой нефти.

При фонтанном способе, который характерен для начального периода эксплуатации залежи нефти, происходит интенсивный отбор жидкости из скважины. Интенсивность перемешивания нефти с водой в подъемных трубах скважины увеличивается из-за выделения растворенных газов при снижении давления ниже давления насыщения, что приводит к образованию эмульсий уже на ранней стадии движения смеси нефти с водой.

При глубиннонасосной добыче нефти эмульгирование происходит в клапанных коробках, самих клапанах, в цилиндре насоса, в подъемных трубах при возвратно-поступательном движении насосных штанг. При использовании алектропогружных насосов перемешивание воды с нефтью происходит на рабочих колесах насоса, в подъемных трубах.

В компрессорных скважинах причины образования эмульсий те же, что и при фонтанной добыче. Особенно отрицательно влияет воздух, закачиваемый иногда вместо газа в скважину, который окисляет часть тяжелых углеводородов с образованием асфальто-смолистых веществ. Наличие солей нафтеновых кислот и асфальто-смолистых веществ приводит к образованию эмульсий, отличающихся высокой стойкостью.

В эмульсиях принято различать две фазы — внутреннюю и внешнюю. Внешнюю фазу — жидкость, в которой размещаются мельчайшие капли другой жидкости, называют дисперсионной, внешней или сплошной средой. Внутреннюю фазу — жидкость, находящуюся в виде мелких капель в дисперсионной среде, принято называть дисперсной, разобщенной или внутренней фазой.

Различают два типа эмульсий - «нефть в воде» (н/в) и «вода в нефти» (в/н). Тип образующейся эмульсии в основном зависит от соотношения объемов двух фаз, дисперсионной средой стремится стать та жидкость, объем которой больше. На практике наиболее часто (95%) встречаются эмульсии тина «вода в нефти».

На способность эмульгирования нефти и воды кроме соотношения фаз оказывает влияние присутствие эмульгаторов. Эмульгаторы — это вещества, которые способствуют образованию эмульсин. Они понижают поверхностное натяжение на границе раздела фаз и создают вокруг частиц дисперсной фазы прочные адсорбционные оболочки. Эмульгаторы, растворимые в воде, способствуют созданию эмульсии «нефть в воде». К таким гидрофильным эмульгаторам относятся щелочные мыла, желатин, крахмал и др. Гидрофобные эмульгаторы (т.е. растворимые в нефти) способствуют образованию эмульсий «вода в нефти». К ним относятся хорошо растворимые в нефти щелочноземельные соли органических кислот, смолы, мелкодисперсные частицы сажи, глины и других веществ, которые легче смачиваются нефтью, чем водой. Нефтяные эмульсии характеризуются вязкостью, дисперсностью, плотностью, электрическими свойствами и стойкостью. Вязкость нефтяной эмульсии изменяется в широких диапазонах и зависит от собственной вязкости нефти, температуры, соотношения нефти и воды.

Нефтяные эмульсии, являясь дисперсными системами, при определенных условиях обладают аномальными свойствами, т.е. являются неньютоновскими жидкостями. Как и для всех неньютоновских жидкостей вязкостные свойства нефтяных эмульсий характеризуются кажущейся (эффективной) вязкостью.                          

Дисперсностью эмульсии принято называть степень раздробленности капель дисперсной фазы в дисперсионной среде. Дисперсность характеризуется одной из трех взаимосвязанных величин: диаметром капель d, обратной величиной диаметра капель D == 1/d, обычно называемой дисперсностью или удельной межфазной поверхностью, которая является отношением суммарной поверхности частиц к их общему объему.

В зависимости от физико-химических свойств нефти и воды, а также условий образования эмульсий размеры капель могут быть самыми разнообразными и колебаться в пределах от 0,1 мкм до нескольких десятых миллиметра. Дисперсные системы, состоящие из капель одного диаметра, называются монодисперсными, а системы, состоящие из капель разных размеров, — полидисперсными. Нефтяные эмульсии относятся к полидисперсным системам, так как содержат частицы разных размеров.

Критические размеры капель, которые могут существовать в потоке при данном термодинамическом режиме, определяются скоростью совместного движения воды и нефти, величиной поверхностного натяжения на границе раздела фаз и масштабом пульсации потока.

В турбулентном потоке возникают зоны, обусловленные неравномерностью пульсации и наличием переменного по сечению трубопровода градиента скорости, в которых возможно существование капель различного диаметра. Мелкие капли, перемещаясь по сечению трубопровода и попадая в зоны более низких градиентов скорости и меньших масштабов пульсации, испытывают тенденцию к укрупнению, а попадая в зоны высоких градиентов и больших масштабов пульсаций - испытывают тенденцию к дроблению. Наличие дополнительных факторов (нагрев, введение деэмульгаторов и др.) при определенных гидродинамических условиях может привести к разделению фаз эмульсии, транспортируемой по трубопроводам.

Устойчивость эмульсий в большей степени зависит от состава компонентов, входящих в защитную оболочку, которая образуется на поверхности капли. На поверхности капли также адсорбируются, покрывая ее бронирующим слоем, стабилизирующие вещества, называемые эмульгаторами В дальнейшем этот сдой препятствует слиянию капель, т.е. затрудняет деэмульсацию и способствует образованию стойкой эмульсии.

Существенно влияет на устойчивость нефтяных эмульсий состав пластовой воды. Пластовые воды разнообразны по химическому составу, но все они могут быть разделены на две основные группы: первая группа — жесткая вода содержит хлоркальциевые иди хлоркальциевомагниевые соединения; вторая группа — щелочная или гидрокарбонатнонатриевая вода. Увеличение кислотности пластовых вод приводит к получению более стойких эмульсий. Уменьшение кислотности воды достигается введением в эмульсию щелочи, ,способствующей снижению прочности бронирующих слоев и, как следствие, разделению нефтяной эмульсии на составные компоненты.

2. Назначение электродегидраторов, их устройство и принцип работы.

Наиболее эффективное   оборудование   для   обезвоживания 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 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 оторганизации 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.

В последние годы созданы более крупные аппараты типа 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 1ЭГ160, кроме размеров корпуса, они отличаются конструкцией распределительного устройства и более совершенным электрооборудованием.               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.

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

                                                                                                                                                                        III

                            I — ввод  эмульсии;   // — нефть;   /// — вода; 1  — распределитель  эмульсии; 2 — электроды;    3 — сборник    нефти;    4 — подвесной    изолятор;    5-реактивная катушка; 6 — высоковольтный трансформатор

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 части 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 электрооборудование 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 увеличений 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.

2.       Вводный инструктаж.

Инструктажи работников по безопасному ведению работ проводятся с целью ознакомления их с основными положениями трудового законодательства, правилами внутреннего трудового распорядка. правилами и нормами безопасности, условиями труда, правилами поведения на территории предприятия и в цехах, основными опасными и вредными производственными факторами  и другими вопросами, связанными с безопасностью труда.

Инструктажи работников по характеру и времени проведения подразделяются на вводный инструктаж и инструктажи на рабочем месте.

Инструктажи на рабочем месте, в свою очередь, подразделяются на первичный, периодический (плановый), внеочередной (внеплановый) и разовый.

Вводный инструктаж проводится со всеми, поступающими на предприятие работниками (при оформлении на работу), независимо от их образования, квалификации и стажа работы по данной профессии или должности. Проводится также с работниками, командированными на данное предприятие, временными рабочими и др., допускаемыми на территорию предприятия или на объекты для производства работ.

Вводный инструктаж проводит работник службы охраны труда и промышленной безопасности или другой ИТР, на которого возложены эти обязанности.

Вводный инструктаж проводится по программам, утвержденным главным инженером. Проведение вводного инструктажа работников оформляется в «Журнале регистрации вводного инструктажа персонала», в котором указывается: дата инструктажа, Фамилия, инициалы и профессия (должность) инструктируемого и росписи инструктирующего и инструктируемого.

4. Оказание первой помощи при поражении электрическим током.

Спасение пострадавшего от электрического тока в большинстве случаев зависит от быстроты осво­бождения его от тока, а также от быстроты и правильности оказания первой помощи. Промедление и длитель­ная подготовка могут повлечь за собой смерть пострадавшего.

Если пострадавший соприкасается с токоведущими частями, необходимо прежде всего быстро осво­бодить его от действия электрического тока.

При этом следует иметь в виду, что прикасаться к человеку, находящемуся под током, без принятия надлежащих мер предосторожности опасно для жизни оказывающего помощь. Поэтому первым действием оказы­вающего помощь должно быть быстрое отключение той части установки, которой касается пострадавший.

При освобождении пострадавшего от тока необходимо учитывать следующее:

— в случае нахождения пострадавшего на высоте должны быть приняты меры, обеспечивающие безопас­ность падения пострадавшего;

— при отключении установки следует обеспечивать освещение от другого источника (фонарь, свечи, ава­рийное освещение, аккумуляторные фонари и т. д.), не задерживая, однако, отключения установки и оказания первой помощи пострадавшему.

Для отделения пострадавшего от токоведущих частей или провода следует использовать сухую одеж­ду, канат, палку, доску или какой-либо сухой предмет. Использование для этих целей металлических или мок­рых предметов не допускается. Для отделения пострадавшего от токоведущих частей можно также взяться за его одежду (если она сухая и отстает от его тела).

Для изоляции рук оказывающий помощь должен надеть диэлектрические перчатки или обмотать себе руки шарфом, надеть на руки суконную фуражку, опустить на руки рукав пиджака или пальто, использовать прорезиненную (плащ) или сухую материю.

Можно также изолировать себя, встав на сухую доску или какую-либо другую, не проводящую электри­ческий ток подставку, сверток одежды и т. п.

При отделении пострадавшего от токоведущих частей рекомендуется действовать по возможности одной рукой

В случае затруднения отделения пострадавшего от токоведущих частей следует перерубить или пе­ререзать провода топором с сухой деревянной ручкой или другими соответствующими изолирующими инстру­ментами.

Для отделения пострадавшего от земли или токоведущих частей, находящихся под высоким напря­жением (выше 1000 вольт), следует надеть диэлектрические перчатки и боты, и действовать штангой или клещами, рассчитанными на напряжение данной установки.

Если пострадавший находится в сознании, следует уложить его в удобное положение, накрыть одеждой и до прибытия врача обеспечить покой, наблюдая за дыханием и пульсом.

Если пострадавший находится в бессознательном состоянии, но с устойчивым дыханием и пульсом, его следует ровно и удобно уложить, расстегнуть одежду, создать приток свежего воздуха, давать нюхать нашатырный спирт, обрызгивать его водой и обеспечить полный покой.

Если у пострадавшего отсутствует дыхание, пульс или дышит он очень редко и судорожно, то ему следует делать искусственное дыхание и непрямой массаж сердца.

. Оживление организма, пораженного электрическим током, может быть произведено несколькими способами. Все они основаны на проведении искусственного дыхания. Однако самым эффективным является способ «рот в рот», проводимый одновременно с непрямым массажом сердца.

. Начинать искусственное дыхание следует немедленно после освобождения пострадавшего от элек­трического тока и производить до прибытия врача.

Поражение молнией является разновидностью поражения электрическим током и первая помощь пострадавшему от молнии должна быть такой же, как и при поражении электрическим током.

Билет 5

1. Дозирование и схемы подачи реагента - деэмульгатора в системе

сбора и подготовки нефти.

Установки блочные автоматизированные для приготовления и дозировки деэмульгаторов и ингибиторов коррозии БР предназначены для автоматизированного приготовления и дозированного ввода жидких деэмульгаторов и ингибиторов коррозии в трубопровод промысловой системы транспорта и подготовки нефти, а также защиты трубопроводов и оборудования от коррозии.

Установки выполнены в блочном исполнении и обладают полной готовностью к работе. Все оборудование установки смонтировано на сварной раме - санях и укрыто теплоизолированной будкой.

Будка герметичной перегородкой разделена на два отсека: отсек технологический и осек приборный .

              В технологическом отсеке смонтированы: агрегат дозировочный, осуществляющий непрерывное дозирование жидких деэмульгаторов и ингибиторов коррозии; насос шестеренный, осуществляющий заполнение технологической ёмкости реагентом; технологическая ёмкость, сварная, предназначенная для хранения и подогрева реагента с помощью вмонтированного электронагревателя; электронагреватель для обогрева помещения;  средства контроля и измерения. Агрегат дозировочный НДР 2,5/400 (или НД 1,0 Р 10/100) снабжен регулирующим механизмом для именения размера дозы как при работающем. так и остановленном агрегате.

В приборном отсеке смонтирован шкаф управления и электронагреватель ПЭТ-4 для обогрева технологического отсека. Вентилятор Ц4-70 №2,5 снабжен воздуховодом и предназначен для осуществления вытяжной вентиляции технологического отсека. Приточная вентиляция осуществляется через шибер на боковой стенке технологического отсека.

Шкаф управления служит для:

- управления процессами заполнения емкости, перемешивания и нагревания реагента;

- аварийного отключения дозировочного и перемешивающего насосов, электронагревателя;

- сигнализации положения электросилового оборудования;

- аварийной сигнализации

На двери шкафа расположены кнопки управления с сигнальными лампами S1…S12 и тумблеры выбора режима S13…S17 , а также счетчик мотто-часов и арматура сигнализации аварийных режимов. В верхней части двери шкафа установлены два автоматических выключателя для включения питаня шкафа и освещения

2. Оборудование резервуаров.

ПРОМЫСЛОВЫЕ   РЕЗЕРВУАРЫ

Для сбора и хранения нефти в нефтедобывающей промыш­ленности применяются резервуары. 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.

Таблица 9

Резервуар состоит из плоского днища, цилиндрического кор­пуса и покрытия (крыши).

Днище резервуара монтируется на специальных фун­даментах (рис. 44), состоящих из трех слоев: грунтовой подсып­ки К песчаной подушки 2 и гидрофобного. слоя 3; предотвра­щающего поступление вод к днищу 4 резервуара и затрудняю­щего воздухообмен под днищем. Гидрофобный слой состоит из

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.

Рмс. 44. Схема основания резервуара:

/ — грунтовАЯ подсыпка; 2 — песчаная подуш­ка; J — пирофорный слоя; 4 — длище резер­вуара; 5 — яяжяня пояс резервуара; 6 — дре-нажяыя дотож

Днище укладывают на основание либо горизон­тально (для .резервуаров вместимостью до 1000 м3), либо с уклоном 1 : II00 от центра к стенке. Минималь­ная толщина листой цент­ральной 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 мм.

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 онк недоступны осмотру.

Покрытие резервуара 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.

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 стоику в центре резервуара.

Корпус резервуара 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 кот торые по транспортным условиям невозможно доставить крупно­габаритные рулонные заготовки), ступенчатое (применяется ред­ко а резервуарах специальной конструкции). Ве2тикальные 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 типораг   ера 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.

Замерный 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

32

Рис. 45. Схема товарно­го резервуара и распо­ложения на нем обору­дования:

/    —    дыхательный    клапан;
7    —    огневой      предохрани
тель:   3 — уровнемер дистан
ционный              универсальный

(УДУ-5): *—маршевая лест­ница: 5 — люк-лаз; 6 — шарнирная подъемная тру ба; 7 — хлопушка; 8 — вадвнжка: 9 — прнемно-раэдаточныА патрубок: 10— управление хлопушкой: // — пелокамера; 12 — предохра­нительный   клапан

32

6ход ЯЫула

32

32

Рис. 46. Люк замерный:

/ — прокладка из цветного металла; 2 — болт откидной; J — маховичок; 4 — крыш­ка;  5 — корпус;  6 — педаль

Рис. 47. Дыхательный механический клапан

32

исключить искрение при движении ленты, устройство изготовля­ют из цветного металла.

Дыхательные клапаны (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.

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 непрнмерзающие 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.

Рис. 48. Гидравлический предохранительный клапан:

/ — патрубок;   2 — стакан   для    масла;   J — сливная   трубка;   4 — щуп   для    определения уровня    масла;   5 — шпилька;   6 -г- растяжка

Клапаны предохранительные гидравличе­ские (рис. 48) предназначены для регулирования давления в г              при неисправности дыхатель-

«иго 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 карма-вдм. Крышка клапана с приваренной к ней внутренней перего-радкой 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.

Огневые предохранители 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.

Световые люки 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.

Измерители-уровня жидкости 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 пр'иставкой.

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 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 н одним диском. Цена деления цифрового диска 1 мм, предел измерения до 12'м. В узел гидрозатвора входят три угловых ролика, соединен иых защитными труоами 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.

Пробоотборник типа 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 J50 см3
(рис. 50).              *   '

В конструкции пробоотборника    предусмотрено    устройство для постоянного разобщения прибора с нефтепродуктами, хра­нящимися чв 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 д^я 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   кожу.х. Для успешного использования* пробоотборника давление в ре­зервуаре не должно превышать 0,3 кПа, аР максимальная высо-га резервуара — 12 м.-

Пробоотборник для отбора средней пробы нефтепродуктов •ипа ПСР-7 предназначен для установки на резервуары с пон-онами. Расстояние между точками отбора проб составляет 000 мм, давление открытия клапанов — 0,25—0,3 МДа, рабочая емпература — от —30 до 50 °С.

Пробоотборные системы типа ПСР работают следующим 5разом. Проба отбирается и отделяется от остальной массы »фтелродукта вертикальной пробоотборной колонкой, собран-)й из отдельных трубок из нержавеющей стали. Колонка включает две или три кла-панные 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.

32

-

Рис. 49. Схема установки указа­теля уровня УДУ-5:

/ — опора; 2 — показывающий прибор: 3. 6 — труби; 4 — хрояштеЛкы; 5 — угловые коробка; 7 — люк; # — сталь­ная   леата;   9 — поплавок

Рнс. 50. Пробоотборник ПСР-4:

/ — клапанная   секция   пробоотборяоА   колонки;   2 — концевая   секция   с   клапаном;   J — люк;   4 — Фланец;   5 — воздушная   трубка;   6 — панель   управления

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-б 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.

Пеносливные камеры 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

32

Рмс 51. Схема установки ГВПС-2000 на резервуаре:

/ — пеяогенератор; 2 — стеяха корпуса ре­зервуара; J — флалец; 4 — люк для ос­мотра: 5 — пеяохамера; 6 — площадка для обслуживания; 7 — вставка; 8 — аеяопро-вод

Рис 52. Сифонный кран:

/— защвтвыД чехол; 2 — сальниковое уп-лотаевне; J — патрубок; 4 — защитна я длафрагыа; 5 — поворотная ру<гка; 6 — пробховыя   крав

32

32

/  2

Рис. 53. Хлопушка:

/ — стопор; 7 —втулка сальнка; J — уплат-котельная набивка; 4 — корпус сальника; 5 — вал подъемника; 6 — барабан; 7 — трос подъеыннка; 8 — запасной трос, эакрепляе-мыв на крышке светового люка; 9 — кор­пус хлоаушкн: /О — перепускное устройст­во;  // — штурвал

Установка 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 ленока-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 ре­зервуара расплавляются, и герметизирующая крышка под дей­ствием собственного веса падает, освобождая проход пены к горящему нефтепродукту.

Установку СВПС-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.

Сифонный кран 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.

Хлопушка (рис. 53) предназначена для предотвращения утечек нефтепродуктов из резервуара при повреждении трубо­проводов или неисправностях задвижек. Ее устанавливают вну три резервуара на конце приемофаздаточного- 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 адррозии и для обеспечения герметичности требуют меньшего давления.

В зависи1^Ъсти 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, Хг300, Х-350; механизм управления хлопушкой смонтирован над приемо-раздаточным патрубком.

Люки-лазы 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.

Подъемная труба при помощи шарнира устанавливает­ся на приемо-раздаточном трубопроводе резервуара, предназна­ченного для мазутов и масел. Она служителя отбора нефтепро­дукта из верхних слоев, где. он наиболее чист и имеет наиболь­шую температуру.. Труба поднимается тросом ручной лебедки, установленной снаружи на корпусе .резервуара. От лебедки к подъемной трубе трос направляется роликом, смонтированным на крыше резервуара. Опускание подъемной трубы происходит под действием собственного веса. Поднятая выше уровня жид­кости в резервуаре подъемная труба предотвращает потерн нефтепродуктов в случае повреждения задвижки приемо-раздаточного трубопровода.

32

3.       Требования, предъявляемые к лестницам и площадкам.

Объекты, для обслуживания которых требуется подъём рабочего на высоту более 75 см, оборудуются ступенями, а на высоту более 75 см – лестницами и перилами. В местах прохода людей над трубопроводами, расположенными на высоте 25 см и выше от поверхности земли – площадки или полог, должны быть устроены переходные мостики, которые оборудуются перилами, если высота расположения трубопровода более 75 см.

Маршевые лестницы должны иметь уклон не более 60, ширина лестницы должна быть не менее 65 см, у лестницы для переноса тяжестей – не менее 1м, расстояние между ступенями по высоте – не менее 25 см, ступени должны иметь уклон вовнутрь (2-5). С обеих сторон ступени должны иметь планки или бортовую обшивку высотой не менее 15 см.

Лестницы туннельного типа должны быть металлическими, шириной не менее 60 см и иметь начиная с высоты 2 м предохранительные дуги, радиусом 35-40 см. Скреплённые между собой полосами дуги располагаются на расстоянии не более 80 см одна от другой. Расстояние от самой удалённой точки дуги до ступеней должно быть в пределах 70-80 см. лестницы необходимо оборудовать промежуточными площадками, установленными на расстоянии не более 6 м по вертикали. Расстояние между ступенями лестниц туннельного типа и лестниц стремянок должно быть не более 35 см.

Рабочие площадки на высоте должны иметь настил из металлических листов с поверхностью, исключающей возможность скольжения, или досок, толщиной не менее 40 мм, и, начиная с высоты 45 см – перила, высотой 125 см с продольными планками, расположенными на расстоянии не более 40 см друг от друга. А также борт, высотой не менее 15 см, образующий с настилом зазор не более 1 см, для стока жидкости.

4.        Оказание первой помощи при переломе конечностей.

Причины. Удар по конечности, падение на руку  или ногу, резкое падение при фиксированной стопе. 

Симптомы. Резкая боль в области перелома, усиливающаяся при движениях. Укорочение и деформация конечности. Подвижность в месте перелома. Резкая болезненность в области перелома даже при осторожном ощупывании.

При переломах крупных костей, при открытых переломах могут быть явления  шока - резкая бледность, холодный пот, частый легкосжимаемый пульс. Наличие раны любого размера в области травмы и перелома говорит об открытом переломе, который опасен кровотечением и развитием инфекции.

Первая помощь. Дать внутрь 1 табл. анальгина. Фиксировать конечность в положении наименьшей боли шинами из подручных материалов.

При открытых переломах необходимо:

- удалить с окружающей кожи и поверхности раны свободнолежащие инородные тела;

- обработать кожу вокруг раны настойкой йода или раствором бриллиантовой зелени,

- наложить на рану асептическую повязку;

- произвести иммобилизацию (обездвиживание) с помощью шин.

Транспортировать при переломах бедра, средней и верхней трети голени - лежа; при переломах костей стопы, нижней трети голени - лежа или сидя в зависимости от состояния и окружающих условий. При переломах костей плеча и предплечья и при нерезкой боли пострадавший может двигаться самостоятельно. Пострадавшие с открытыми переломами требуют более срочной эвакуации.

Билет 6

1.       Деэмульгаторы, их назначение, механизм действия деэмульгаторов.

2.        

.  Для  разрушения  нефтяных  эмульсий  широко   применяются  различные  химические  реагенты – деэмульгаторы,  которые  в  отличие  от  природных  эмульгаторов  способствуют  значительному  снижению  стойкости  нефтяных  эмульсий.

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

         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  деэмульгатором,  не  прочная. В  результате  этого  мелкие  диспергированные  капельки  воды,  сливаясь, образуют  большие  капли. Процесс  слияния  капелек  воды  называется  коалесценцией.

3.       Пуск установки подготовки нефти в работу.

2.1 Подготовка к пуску.

1.        Все аппараты, трубопроводы и запорную арматуру перед пуском необходимо проверить на герметичность.

2.        С технологических площадок обслуживания и территории установки необходимо убрать мусор и не нужное оборудование.

3.        Проверить наличие и исправность средств пожаротушения, исправность предохранительных клапанов.

4.        Принять на установку электроэнергию, заполнить реагентом- деэмульгатором и ингибитором коррозии ёмкости БР-2,5/1 и БР-2,5/2 соответственно, заполнить водой емкость пресной воды поз. Е-3 и ёмкости противопожарного запаса воды.

5.        Подготовить к работе приборы КИПиА.

2.2 Пуск установки.

1.        Подготовить ёмкости (С-1) для приёма нефти и заполнить ёмкость до рабочего уровня, далее через верхний переток заполнить до рабочего уровня сырьевые ёмкости поз. Е-1/1-4.

2.        Произвести открытие задвижек по технологической цепочке подаче нефти: вход – выход трубного пространства теплообменников Т-1/1,2 (Т-1/4,5), вход – выход печей П-1/1,2 (П-1/3,4), отстойников О-1/1,2 (О-1/3,4), электродегидраторов ЭД-1/1,2 (ЭД-1/3,4), входа – выхода межтрубного пространства теплообменников Т-1 /1-3 (Т-1/4-6), открыть задвижку ЗД-2 (на циркуляцию).

3.        Запустить сырьевой насос поз. Н-1/1-3.

При заполнении технологической цепочки для стравливания воздуха использовать:

а) для теплообменников и печей – бобышки;

б) для отстойников и электродегидраторов – вентиль байпас ППК;

в) для нефтегазосепараторов и буферных ёмкостей – газовую линию на факел.

4.        При заполнении технологической цепочки и достижении в буферных ёмкостях сырой нефти поз. Е-2/1-4 рабочего уровня (=1,5 м) вход сырья на установку прекращается и производится циркуляция.

5.        Проверяется герметичность оборудования и трубопроводов, степень вытеснения воздуха из аппаратов работающих под завязку.

6.        Производится пуск насоса поз. Н-3/1,2 подачи промывочной воды и заполняется линия воды до диспергаторов, включая трубное пространство теплообменников поз. Т-1/3 (Т-1/6), затем насос останавливается.

7.        Запускается в работу БР-2,5/1.

8.        Перейти к горячей циркуляции нефти на установке, запустив в работу печи поз. П-1/1,2 (П-1/3,4). Подъём температуры нагрева нефти производить до заданной температуры со скоростью 25 оС в час.

9.        После достижения установленной технологической картой температуры, начать подачу пресной воды на диспергаторы. Включить электрическую часть электродегидраторов.

10.    Контролируется степень отстоя в отстойниках и электродегидраторах, при наличии водяной подушки в пределах установленной технологической картой осуществляется, сброс отстоявшейся пластовой воды на отстойники очистки пластовой воды.

11. По достижении товарных параметров циркуляция прекращается, производится заполнение нефтегазосепаратора поз. С-2 и буферных ёмкостей товарной нефти поз. Е-2/1-4, вход сырья на установку открывается.

12.    По заполнению емкости поз. Е-2/1-4 до рабочего уровня, запускаются товарные насосы поз. Н-2/1-3 и производится откачка нефти в напорный трубопровод.

4.        Физико-химические свойства сероводорода.

Сероводород содержится в растворенном виде в сернистых нефтях, добываемых из верхних горизонтов месторождений Татарстана, и может выделяться из них в свободном состоянии.

Сероводород (Н2S) – бесцветный газ, тяжелее воздуха, с характерным резким неприятным запахом (запах тухлых яиц). Легко сжижается в бесцветную жидкость. Температура кипения – 60,380С.

Плотность газа –1,54 кг/м3. Растворяется в воде. В водном растворе является слабой кислотой. Растворы сероводорода в  воде оказывают раздражающее действие на кожу. Сероводород горюч. Горит синеватым пламенем при температуре 2500С. При определенной концентрации сероводорода в воздухе образуется взрывоопасная смесь. Пределы взрываемости сероводорода в смеси с воздухом:

нижний –4, 3% объемных;

верхний – 45,5% объемных.

Сероводород сильный нервный яд, вызывающий смерть от остановки дыхания. Порог ощущения запаха сероводорода 0,012-0,014 мг/м3., значительный запах – при 4 мг/м3, а при 7-11 мг/м3 – запах тягостный. При более сильных концентрациях запах менее сильный и неприятный. При концентрации 200-280 мг/м3 наблюдается жжение в глазах, светобоязнь, слезотечение, раздражение в носу и зеве, металлический вкус во рту. Усталость, головные боли, стеснение в груди, тошнота. При концентрации 1000 мг/м3 и выше может наступить почти мгновенное отравление, судороги и потеря сознания, сопровождающиеся быстрой смертью от остановки дыхания, а иногда и от паралича сердца. При длительном пребывании человека в сероводородной среде происходит привыкание к запаху, поэтому отравление может произойти без ощущения присутствия сероводорода. Предельно-допустимая концентрация (ПДК) сероводорода в воздухе рабочей зоны 10 мг/м3, в смеси с углеводородами –3 мг/м3. ПДК сероводорода в воздухе населенных мест 0,008 мг/м3.

4. Оказание первой помощи при попадании инородных тел в глаза.

Удаление инородного тела (песчинок, мошек и т.п.), попавшего на слизистую оболочку века или глазного яблока, начинают с осмотра слизистой оболочки нижнего века. Для этого пострадавшего заставляют смотреть вверх и большим пальцем оттягивают край века книзу. Для осмотра слизистой оболочки верхнего века пострадавший должен смотреть вниз, при этом кожу века оттягивают вверх. Обнаружив соринку, ее осторожно удаляют влажной ваткой или кончиком чистого носового платка.

Если соринка почему-либо не извлекается или находится в роговице, не пытайтесь, во что бы то ни стало, ее удалить - можно поранить роговицу. Нужно промыть глаза при помощи пипетки раствором борной кислоты (половину чайной ложки на стакан теплой воды) и не туго забинтовать.

Пострадавшего надо направить в медпункт. Нельзя тереть глаз или вылизывать соринку.

Билет 7

1. Деэмульгаторы. Реагенты, применяемые при современной подготовке нефти.

  Для  разрушения  нефтяных  эмульсий  широко   применяются  различные  химические  реагенты – деэмульгаторы,  которые  в  отличие  от  природных  эмульгаторов  способствуют  значительному  снижению  стойкости  нефтяных  эмульсий.

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

        Деэмульгаторы  должны  удовлетворять  следующим  основным  требованиям:  хорошо  растворяться  в  одной  из  фаз  эмульсии ( в  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  деэмульгатором,  не  прочная. В  результате  этого  мелкие  диспергированные  капельки  воды,  сливаясь , образуют  большие  капли. Процесс  слияния  капелек  воды  называется  коалесценцией.

         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  показали,  что  наилучщим  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 г  на  1 тонну  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  и  другие.

        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  деэмульгатором  нужно  соблюдать  особые  меры  предосторожности.

2. Назначение и устройство БР – 2,5М-У1.

              Установки блочные автоматизированные для приготовления и дозировки деэмульгаторов и ингибиторов коррозии БР предназначены для автоматизированного приготовления и дозированного ввода жидких деэмульгаторов и ингибиторов коррозии в трубопровод промысловой системы транспорта и подготовки нефти, а также защиты трубопроводов и оборудования от коррозии.

Установки выполнены в блочном исполнении и обладают полной готовностью к работе. Все оборудование установки смонтировано на сварной раме - санях и укрыто теплоизолированной будкой.

Будка герметичной перегородкой разделена на два отсека: отсек технологический и осек приборный .

              В технологическом отсеке смонтированы: агрегат дозировочный, осуществляющий непрерывное дозирование жидких деэмульгаторов и ингибиторов коррозии; насос шестеренный, осуществляющий заполнение технологической ёмкости реагентом; технологическая ёмкость, сварная, предназначенная для хранения и подогрева реагента с помощью вмонтированного электронагревателя; электронагреватель для обогрева помещения;  средства контроля и измерения. Агрегат дозировочный НДР 2,5/400 (или НД 1,0 Р 10/100) снабжен регулирующим механизмом для именения размера дозы как при работающем. так и остановленном агрегате.

В приборном отсеке смонтирован шкаф управления и электронагреватель ПЭТ-4 для обогрева технологического отсека. Вентилятор Ц4-70 №2,5 снабжен воздуховодом и предназначен для осуществления вытяжной вентиляции технологического отсека. Приточная вентиляция осуществляется через шибер на боковой стенке технологического отсека.

Шкаф управления служит для:

- управления процессами заполнения емкости, перемешивания и нагревания реагента;

- аварийного отключения дозировочного и перемешивающего насосов, электронагревателя;

- сигнализации положения электросилового оборудования;

- аварийной сигнализации

На двери шкафа расположены кнопки управления с сигнальными лампами S1…S12 и тумблеры выбора режима S13…S17 , а также счетчик мотто-часов и арматура сигнализации аварийных режимов. В верхней части двери шкафа установлены два автоматических выключателя для включения питаня шкафа и освещения.

3. Средства индивидуальной защиты органов дыхания от паров    нефти и сероводорода.

Промышленные фильтрующие  противогазы  применяются  в  том  случае, если  в  воздушной  среде  содержится  не  менее  18% кислорода,  а  содержание  вредных  газов  не  превышает  пределов  допустимых  для  противогазов  данного  типа  и  марки (не более 0,5%).

                    Противогазы применяют при температуре от – 30 до + 50 С, служит  для  очистки  вдыхаемого  воздуха  от  вредных  газов  и  паров.

           Фильтрующие  промышленные  противогазы состоит из:

1)       Лицевой, резиновой шлем – маски;

2)       Соединительной, гофрированной  трубки;

3)       Коробки  с поглотителями;

4)       Сумки для противогаза.

                     Коробки  промышленных  противогазов  снаряжаются  специальными  поглотителями, пригодными для защиты только от тех газов и паров, которые соответствуют марке противогазов и  опознавательной окраске коробки. В зависимости от вредных газов и паров применяются  фильтрующие  противогазы  определенных  марок.

  Марка              цвет                      защищает от:                     содерж.вредн.            время

     А           -коричневая-            пары органических                   2,5 -+1%               120 мин

                                                     веществ                          

    КД            - серая     -              сероводород,                             4,6%                      240мин 

                                                     Аммиак                                      2,3%

     В             - желтая  -               кислые газы, хлор,                   8,6 -+3%                 90мин   

                                                    Серн.газ, сероводор.         

     М            - красная –              всех  газов                                  2,3%                      90 мин

   БКФ         - зеленая -                Кислые газы, пары органич.

                                                              в-в, мышяков. и фосфорист.

                                                              водород, пыль

              Сроки службы коробок зависит от ПДК воздуха и режима пользования (ежедневно, 50% рабочего времени)

                 Шлем  маску  изготавливают  пяти  размеров: 0, 1, 2, 3, 4

Размер  обозначен  цифрой  на  подбородочной  части  шлема.

              Для подбора шлем – маски необходимо произвести два измерения головы сантиметровой лентой:

1)       Длины круговой линии, проходящей по краю подбородка, щекам и через высшую точку головы (макушку).

2)       Длины полуокружности, соединяющей ушные отверстия по лбу через бровные дуги.

Результаты двух измерений складываются и определяется размер маски по таблице:

0 – до 93 см                                          3 – 99–103 см

1 – 93–95 см                                          4 – 103 и выше

2 – 95–99 см

                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. Наружним  осмотром  проверить  шлем-маску  и  гофрированную  трубку, При  этом  порывы  или  незаметные пропуски  определяют  в  результате  растягивания  небольших  участков  резины  руками. Проверить  герметичность  всего комплекта.

    Отбраковка противогазов (коробок) производится  если:

  - появился  посторонний  запах  под  маской.

  - при  потряхивании  слышен  шум  перекатывания  шихты.

  - ржавчина  горловины  и  стенок  коробки.

  - просрочен срок  годности  или  истекло  и  истекло  время  защитного  действия.

   В  сумках  противогазов  не  должно  быть  посторонних   предметов. Хранить  в  шкафчике  с  ячейками, с  биркой – указанной размер, ФИО   работника, в  чистом  помещении, при  температуре  не  менее 2*С, вдали  от  отопительных  приборов.

Противогазы шланговые, условия применения, комплектность, типы, правила пользования.

Шланговые пpотивогазы типа ПШ-1 и ПШ-2 пpименяются ждя защиты оpганов  дыхания пpи наличии больших концентpаций вpедных газов (выше 0,5 объемных)

Шланговые пpотивогазы полностью изолиpуют оpганы дыхания и могут пpименятся для        защиты от любого газа, паpа, тумана и пыли. У них чистый воздух подается по шлангу из pайона, в котоpом он не загpязнен.

Шланговый пpотивогаз ПШ-1 состоит:

    - шлем-маска (pазмеpы 1,2,3)

    - 2 гофpиpованные тpубки.

    - шланга длиной 10 м. для всасывания чистого воздуха.

    - пpедохpанительного пояса и сигнально-спасательной веpевки

    - штыpя, для закpепления конца шланга в зоне чистого воздуха.

    - фильтpующей тpубки для очистки вдыхаемого воздуха.

    - футляp для хpанения пpотивогаза.

Шланговый пpотивогаз ПШ-2:

    - шлем-маска (pазмеpы 0,1,2,3,4)

    - 2 шланга длиной 20 м. каждый                      

    - воздуходувка с двумя штуцеpами для подачи чистого воздуха.

    - пpедохpанительные пояса.

    - фильтpующие коpобки.

    - ящик для воздуходувки

    - чемодан для хpанения пpотивогаза.

Одним комплектом пpотивогазов ПШ-2 могут пользоватся два человека  одновpеменно

Пpавила пользования и условия хpанения пpотивогаза ПШ-2 совпадают с пpавилами для ПШ-1. отличие только лишь в том,что в ПШ-2 подача воздуха под маску пpоизводится пpинудительно,с помощью воздуходувки.

Сбоpка пpотивогаза ПШ-1 осуществляется следующим обpазом:

    - к поясу с помощью двух специальных скоб пpикpепляется один из концов шланга, к котоpому пpивинчивается удлененная гофpиpованная тpубка с  маской.

    - втоpой конец шланга соеденяется с фильтpом и укpепляется пpи помощи штыpя в зоне чистого воздуха, таким обpазом, чтобы он не выдвигался  пpи тяговом усилии.

Подготовка к входу в загозованную зону должна пpоисходить с участием pуковадителя pабот.

         Пpи этом необходимо пpоизводить:

    - тщательный осмотp шланга, гофpиpованной тpубки, маски.

    - пpовеpку наличия pезиновых пpокладок в местах соединения гофpиpованных

    - тpубок между собой, с маской и шлангом.

    - пpодувку шланга от пыли пpи помощи сжатого воздуха или нескольких сильвыдохов с того конца шланга, к котоpому пpивинчивается гофpиpованная тpубка (пpи этом фильтpующая коpобка должна быть отсоеденена)

    - пpовеpку геpметичности pасположения маски на голове и соединения ее с гофpиpованной тpубкой путём зажима тpубки ниже места соединения.

Если дыхание становится невозможным,то маска и соединение её с гофpиpованной тpубкой считаются геpметичным.

Войдя в загазованную зону,необходимо сделать несколько глубоких вдохов для пpовеpки испpавности пpотивогаза.Пpи ощущении постоpоннего запаха под маской следует немедленно покинуть опасную зону.

Работы в опасной зоне должны пpоводится бpигадой не менее 3х человек: один-пpоводит pаботы,двое-наблюдающие.

Связь между собой(наблюдающим и пpоизводителем pабот) осуществляется с помощью сигнально спасательной веpёвки с помощью кодов сигнала:

     один сигнал-стой, пpекpати pаботу,

     два сигнала-назад,

     тpи сигнала-впеpёд,

     четыpе сигнала-уходи от опасности,

     пять сигналов-помогите в pаботе,

     многокpатные сигналы-плохо себя чувствую,несчастье-помогите.

Сигналы могут быть световые,звуковые и т.д.

Пояса и веpёвки следует испытывать не pеже 2х pаз в год статической нагpузкой 300кг. в течении 5 мин. специальной комиссией,с офоpмлением акта ,установкой биpки о сpоке испытания.Веpёвки должны осматpиваться пеpед каждым пpименением.

После окончания pабот пpотивогазы очищаются от гpязи и пыли и укладываются в чемодан для хpанения.

Пpодолжительность pабот в пpотивогазе 15 мин. с отдыхом на воздухе  не менее 15 минут.

4. Порядок проведения искусственного дыхания способом

"изо рта в рот".

Прежде чем приступить к производству искусственного дыхания, необходимо:

— быстро, не теряя времени, освободить пострадавшего от стесняющей одежды — расстегнуть воротники, развязать галстук или шарф, расстегнуть брюки и т. п.;

— быстро освободить рот пострадавшего от посторонних предметов — удалить вставные челюсти (если они имеются), слизь платком или чистой материей,

— если рот пострадавшего крепко стиснут, то перед началом искусственного дыхания надо раскрыть его, выдвинув нижнюю челюсть вперед.

Для этого ставят четыре пальца обоих рук позади углов нижней челюсти и упираясь большими паль­цами в ее край выдвигают челюсть вперед так, чтобы нижние зубы стояли впереди верхних. Если таким спосо­бом раскрыть рот не удается, следует вставить между зубами, но не передними, а задними коронными (у угла рта), осторожно, чтобы не сломать их, дощечку, металлическую пластину, ручку ложки и разжать зубы.

Искусственное дыхание нужно производить по способу «изо рта в рот» и ли «изо рта в нос», при кото­ром оказывающий помощь производит выдох из своих легких в легкие пострадавшего.

Оказывающий помощь делает глубокий вдох и с силой выдыхает в рот пострадавшего. При этом он должен охватить своим ртом весь рот пострадавшего и своим лицом зажать ему нос.

Затем оказывающий помощь откидывается назад и делает новый вдох. В этот период грудная клетка пострадавшего опускается и он делает пассивный выдох. В одну минуту следует делать 10—12 вдувании.

Вдувание воздуха можно производить через марлю, носовой платок, салфетку и т. д.

При возобновлении у пострадавшего самостоятельного дыхания некоторое время следует продол­жать искусственное дыхание до полного приведения пострадавшего в сознание, приурачивая вдувание к нача­лу собственного вдоха пострадавшего.

При отсутствии у пострадавшего пульса необходимо для восстановления кровообращения одновре­менно с искуственным дыханием производить наружный массаж сердца во время пассивного выдоха.

Билет 8

1. Сепарация нефти. Типы сепараторов.

              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 нефтегазосборных коллекторах, включая и верхние участки НКТ, состоит из двух фаз: газовой: и жидкой. Такой поток называется двух- фазным или нефтегазовым потоком.

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 трехфазным или нефтеводогазовым потоком, который состоит из нефти, газа и воды.

Нефть и выделившийся из нее газ при нормальных условиям 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.

          Дегазация  нефти  осуществляется  с  целью  отделения  газа  от  нефти.  Аппарат ,  в  котором  это  происходит  называется  сепаратором,  а  сам  процесс  разделения – сепарацией. 

      Сепараторы  бывают  вертикальные,  горизонтальные  и  гидроциклонные.

    Горизонтальный  газонефтяной  сепаратор  состоит  из  технологической  емкости,  внутри  которой  расположены  две  наклонные  полки,  пеногаситель,  влагоотделитель  и  устройство  для  предотвращения  образования  воронки  при  дренаже  нефти. Технологическая  емкость  снабжена  патрубком  для  ввода  газонефтяной  смеси,  штуцерами  выхода  газа  и  нефти  и  люк – лазом. Наклонные  полки  выполнены  в  виде  желобов  с  отбортовкой  не  менее  150 мм.  В  месте  ввода газонефтяной  смеси  в  сепаратор  смонтировано  распределительное  устройство.

        Сепаратор  работает  следующим  образом. Газонефтяная  смесь  через  патрубок  и  распределительное  устройство  поступает  на  поки  и  по  ним  стекает  в  нижнюю  часть  технологической  емкости. Стекая  по  наклонным  полкам,  нефть  освобождается  от  пузырьков  газа. Выделившийся  из  нефти  газ  проходит  пеногаситель,  где  разрушается  пена,  и  влагоотделитель , где  очищается  от  капель  нефти,  и  через  штуцер  выхода  газа  отводится  из  аппарата. Дегазированная  нефть  накапливается  в  нижней  части  технологической  емкости  и  отводится  из  аппарата  через  штуцер.

.     Принципиальная схема устройства   гидроциклонного   сепаратора:

А — однопоточный гидродиклон; Б — буферная емкость; 1 — нефтегазовая смесь от сквахшн; 2 — входной патрубок; 3 -J направляющая насадка; 4 — корпус гид­роциклона; 5 — секция перетока; 6 — вы­ход газа; 7 —решетки; 8 — каплеотбойники; 9 — корпус; 10 — пеноотбойник; 11 — люк; 12 — заслонка; 13 — выход нефти; 14 — механический  регулятор уровня; /5— сливные   полки

      Для  повышения  эффективности  процесса  сепарации  в  горизонтальных  сепараторах  используют  гидроциклонные  устройства. Горизонтальный  газонефтяной  сепаратор  гидроциклонного  типа  состоит  из  технологической  емкости  и  нескольких  одноточных  гидроциклонов. Конструктивно  одноточный  циклон  представляет  собой  вертикальный  цилиндрический  аппарат  с  тангенциальным  вводом  газонефтяной  смеси,  внутри  которого  расположены  направляющий  патрубок  и  секция  перетока. В  одноточном  гидроциклоне  смесь  совершает  одновременно  вращательное  движение  вокруг  направляющего  патрубка  и  нисходящее  движение,  образуя  нисходящий  вихрь.  Нефть  под  действием  центробежной  силы  прижимается  к  стенке  циклона,  а  выделившийся  и  очищенный  от  капель  жидкости  газ  движется  в  центре  его.  В  секции  перетока  нефть  и  газ  меняют  направление  движения  с  вертикального  на  горизонтальное  и  поступают  раздельно  в  тенологическую  емкость . далее  газовый  поток  проходит  каплеотбойник,  распределительные  решетки  и  выходит  из  сепаратора. Нефть  по  наклонным  полкам  стекает  в  нижнюю  часть  емкости.  Ее  уровень  поддерживается  с  помощью  регулятора.

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 сепараторов с предварительным отбором газа.

Работает данный сепаратор следующим образом. Нефтегазовая сметь подводится к корпусу сепаратора по наклонным участкам трубопроводов 1 и 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 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 скоалесцироваться 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

Вертикальный сепаратор: 1-основная сепарационная секция; II — осадительная секция; /// - секция сбора нефти; /V —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; jq __ перегородки; 11 — уровнемерное стек­ло- 12 — отключающие вентили; 13 — дре­нажная трубка

   Вертикальный  сепаратор представляет  собой  вертикально  установленный  цилиндрический  корпус  с  полусферическими  днищами,  снабженный  патрубками  для  ввода  газожидкостной  смеси  и  вывода  жидкой  и  газовой  фаз, предохранительной  и  регулирующей  арматурой,  а  также  специальными  устройствами,  обеспечивающими  разделение  жидкости  и  газа.

     Вертикальный  сепаратор  работает  следующим  образом.

      Газонефтяная  смесь  под  давлением  поступает  в  сепаратор  по  патрубку  в  раздаточный  коллектор  со  щелевым  выходом. Регулятором  давления  в  сепараторе  поддерживается  определенное  давление,  которое  меньше  начального  давления  газожидкостной  смеси.  За  счет  уменьщения  давления  из  смеси  в  сепараторе  выделяется  растворенный  газ.  Поскольку  этот  процесс  не  является  мгновенным,  время  пребывания  смеси  в  сепараторе   стремятся  увеличить  за  счет  установки  наклонных  полок,  по  которым  она  стекает  в  нижнюю  часть  аппарата.  Выделяющийся  газ  поднимается  вверх.  Здесь  он  проходит  через  жалюзийный  каплеуловитель,  служащий  для  отделения  капель  нефти, и  далее  направляется  в  газопровод.  Уловленная  нефть  по  дренажной  трубе  стекает  вниз.

      Контроль  за  уровнем  нефти  в  нижней  части  сепаратора  осуществляется  с  помощью  регулятора  уровня  и  уровнемерного  стекла. Шлам  (песок, окалина  и  т.п.)  из  аппарата  удаляется  по  трубопроводу.

         Достоинствами  вертикальных  сепараторов  являются  относительная  простота  регулирования  уровня  жидкости,  а  также  очистки  от  отложений  парафина  и  механических  примесей.  Они  занимают  относительно  небольшую  площадь,  что  особенно  важно  в  условиях  морских  промыслов,  где  промысловое  оборудование  монтируется  на  платформах  или  эстакадах.  Однако  вертикальные  сепараторы  имеют  и  существенные  недостатки:  меньшую  производительность  по  сравнению  с  горизонтальными  при  одном  и  том  же  диаметре  аппарата;  меньшую  эффективность  сепарации.

2Обслуживание отстойников нефти

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 автоматический режим.

При работе отстойника оператор обязан:

периодически контролировать ход технологического процесса по контрольно-измерительным приборам;

периодически осматривать установку и средства автомататики

проверять работоспособность предохранительных  клапанов 1 раз в смену.

Для остановки отстойника необходимо:

отключить систему автоматического контроля и управления

закрыть задвижку на линии ввода сырой нефти

закрыть задвижки на линиях отвода выделившейся воды и отстоявшейся нефти.

3. Причины и правила аварийной остановки блочных трубчатых печей.

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 без­опасному 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 перекры­тием задвижки на трубопроводе подачи нефти в печь;

после охлаждения змеевиков полностью закрыть задвижки на трубопроводах ввода и вывода нефти из печи.

4. Порядок проведения наружного массажа сердца.

Для этого уложить пострадавшего спиной на жесткую поверхность (низкий стол, пол), обнажить у него грудную клетку, снять пояс, подтяжки.

Оказывающий помощь встает у какой-либо стороны пострадавшего и занимает такое положение, при котором возможен значительный наклон над ним.

Если пострадавший уложен на столе, надо встать на низкий стул, а если на полу, то встать на колени.

Определив нижнюю треть грудины, оказывающий помощь кладет на нее верхний край ладони разогну­той до отказа руки, а затем поверх первой руки кладет вторую руку и надавливает на грудную клетку постра­давшего, слегка помогая при этом наклоном своего корпуса.

Надавливать на грудину следует примерно один раз в секунду быстрым толчком так, чтобы подвинуть нижнюю часть грудины вниз в сторону позвоночника на 3—4 см, а полных людей 5—6 см.

После толчка руки остаются в достигнутом положении примерно одну треть секунды, затем их снима­ют с грудной клетки, давая ей возможность расправиться.

Одновременно с массажом сердца должно выполняться искусственное дыхание. Вдувание надо про­изводить в промежутках между надавливанием или же во время специальной паузы, через каждые 4—6 над­авливаний.

Если оказывающий помощь один, то он обязан чередовать операции: после 2—3 вдувании воздуха должен производить 4—6 надавливаний на грудную клетку.

О восстановлении деятельности сердца у пострадавшего судят по появлению у него собственного, не поддерживаемого массажом регулярного пульса. Для проверки пульса на 2—3 секунды прерывают массаж

Билет 9

1. ГОСТ Р 51858-2002  "Нефть. Общие технические условия."

   Настоящий стандарт распространяется на нефть, поставляемую нефтеперера-

батывающим предприятиям и предназначенную для переработки.             

   В зависимости от степени подготовки устанавливаются  1, 11, 111 группы нефти.

   По физико-химическим показателям нефть должна соответствовать нормам,

указанным в таблице:                                                                                                 

В зависимости от массовой доли серы нефти подразделяют на  три класса:             

              1. малосернистые ( до 0.6% )                                                                     

              2. сернистые ( от 0.61 до 1.80 % )                                         

              3. высокосернистые (более 1.80%)

В зависимости от плотности при 20 С каждый класс нефти подразделяют на три типа:                           

              1. легкие (до 850 кг/м3)                                                                     

              2. средние ( от 851 до 885 кг/м3 )                                         

              3. тяжелые ( более 885 кг/м3 )                                                                                            Нефть принимают партиями. Партией считают любое количество однородной по показателям качества нефти, сопровождаемое одним документом о качестве.

   При получении неудовлетворительных результатов испытаний хотя бы по одному из показателей по нему проводят повторные испытания удвоенного количества пробы.

Результаты повторных испытаний распространяются на всю партию.             

   Нефть является жидким горючим продуктом с температурой вспышки ниже 0 Си температурой самовоспламенения  выше 500 С.                                         

   Предельно-допустимая концентрация нефтяных паров в воздушной среде производственных помещений  300 мг/м3.                                                                     

2. Назначение, принцип действия  центробежных насосов.

Центробежные насосы широко применяются для перекачки различных жидкостей – воды. масла, нефти и нефтепродуктов. Рассмотрим работу  насосов на примере ЦНС-38.

   Устройство  и  работа  насосов:

Центробежные  насосы  ЦНС  38 – 154  горизонтальные  секционные,  с  количеством  секций  от  двух  до десяти.    В  своем  обозначении   имеют:  ЦНС  -- центробежный  насос  секционный,  буквы  Г  и М  указывают  назначение:  Г – для  перекачки  воды  с  температурой  от 45  до 105 градусов С,   М – для  перекачивания  масла, буква  А  указывает  на  агрегатную  поставку,  цифры  после  букв  - номинальная  подача  в  метрах кубических в  час,  цифры  после  тире -  напор,  развиваемый  насосом  в  номинальном  режиме, в  метрах. 

     Насосы  состоят  из  корпуса  и  ротора.

    К  корпусу  относятся  всасывающая  и  нагнетательная  крышки, корпуса  направляющих  аппаратов с  направляющими  аппаратами (секциями)  и  кронштейны передний  и  задний.

Корпуса  направляющих  аппаратов  и  крышки  стягиваются  стяжными  шпильками.

     Стыки  корпусов  направляющих  аппаратов  уплотняются  резиновым  шнуром  диаметром  6 мм  средней  твердости. Исполнение  шнуров  зависит  от  назначения  насоса.

    Ротор  насоса  состоит  из  вала,  на  котором  установлены  рабочие  колеса,  дистанционная  втулка  и  диск  гидравлической  пяты.  Все  эти  детали  стягиваются  на  валу  гайкой  вала.

      Места  выхода  вала  из  корпуса  уплотняются  сальником,  пропитанным  антифрикционным  составом.  Сечение  сальника – квадрат  со  стороной  10 мм. Кольца  набивки  на  валу  устанавливаются  с  относительным  смещением  разрезов  на  120*  и  поджимаются  втулками  сальника  с  помощью  гаек  на  шпильках.

Рис. 63. Продольный разрез насоса типа Д:

1 - корпус; 2, 17 - корпуса подшипников; 3 - стальной вал; 4 - разъемная крышка сальника; 5 - сальниковая набивка; б - кольцо гидравлического уплотнения; 7,14 — трубки для подвода воды; 8, 13 - крышка корпуса; 9, 10 — защитно-уплотнительное кольцо; И — отверстие присоединения вакуум-насоса; 12 — рабочее колесо; 15 — отверстие для подвода воды; 16 — защитная втулка; 18 — камера охлаждения подшипника; 19 — кронш­тейн; 20 - опорные лапы; 21 – грундбукса

Опорами  ротора  служат  два  радиальных  сферических  подшипника,  которые  установлены  в  кронштейнах  по 

скользящей  посадке,  позволяющей  перемещаться  ротору  в  осевом  направлении  на  величину  «хода»  ротора.  Места  выхода  вала  из  корпусов  подшипников  уплотняются  манжетами  1,2 – 50 – 70  -1. Подшипниковые  камеры  закрыты  крышками,  закрепленными  болтами  с  гайками. Для  предупреждения  попадания  воды  в  подшипниковые  камеры  установлены  кольца.

    Корпус  направляющего  аппарата, аппарат  направляющий,  рабочее  колесо,  кольца  уплотняющие  в  своей  совокупности ( в сборе)  образуют  секцию  насоса.

         Работа  насоса  основана  на  взаимодействии  лопаток  вращающегося  рабочего  колеса  и  перекачиваемой  жидкости.

       Вращаясь , рабочее  колесо  сообщает  круговое  движение  жидкости, находящейся  между  лопатками. Вследствие  возникающей  центробежной  силы  жидкость  от  центра  колеса  перемещается  к  внешнему  выходу,  а  освобождающееся  пространство  вновь  заполняется  жидкостью,  поступающей  из  всасывающей  трубы  под  действием  атмосферного  или  избыточного  давления.

       Выйдя  из  рабочего  колеса,  жидкость  поступает  в  каналы  направляющего  аппарата  и  затем  во  второе  рабочее  колесо  с  давлением,  созданным  в  первой  секции,  оттуда  жидкость поступает  в  третье  рабочее  колесо  с  увеличенным  давлением,  созданным  второй  секцией  и т.д.

        Выйдя  из  последнего  рабочего  колеса,  жидкость  через  направляющий  аппарат  проходит  в  крышку  нагнетания,  откуда  поступает  в  нагнетательный  трубопровод.

      Благодаря  тому,  что  корпус  насоса  состоит  из  отдельных  секций, имеется  возможность,  не  меняя  подачи,  менять  напор  путем  установки  нужного  числа  рабочих  колес,  направляющих  аппаратов  с  корпусами.  При  этом  меняется  только  длина  вала, стяжных  шпилек  и  рукава  системы  обводнения.

      Во  время  работы  насоса, вследствие  давления  жидкости  на  неравные  по  площади  боковые  поверхности  рабочих  колес,  возникает  осевое  усилие,  которое  стремится  сместить  ротор  насоса  в  сторону  всасывания.

      Для  уравновешивания  указанного  осевого  усилия  в  насосе  применяется  гидравлическая  пята,  состоящая  из  диска,  кольца , втулки  разгрузки  и  втулки  дистанционной.

     Во  время  работы  насоса  жидкость  проходит  через  кольцевой  зазор,  образованный  втулками  разгрузки  и  дистанционной, и  давит  на  диск  гидравлической  пяты  с  усилием,  которое  по  величине  равно  сумме  усилий,  действующих  на  рабочие  колеса, но  направленное  в  сторону  нагнетания. Таким  образом,  ротор  насоса  оказывается  уравновешенным.

     Равенства  усилий  устанавливаются  автоматически,  благодаря  возможности  осевого  перемещения  ротора  насоса.

3. Средства пожаротушения на нефтяных объектах.

                 Для   локализации  и  тушения  небольших  очагов  горения  в  начальной  стадии  их  развития , широко  используются  ручные  и  передвижные  огнетушители : углекислотные , и  порошковые.

   Углекислотные  огнетушители     предназначены для тушения загорания различных веществ и материалов, электроустановок  под напряжением до  1000В, горючих жидкостей.

   Состоит из корпуса, запорного устройства, раструба, рукоятки, рычага, чеки, пломбы. Заполнен сжиженным двуокисью углерода. Принцип действия ОУ-5 основан на вытеснении двуокиси углерода избыточным давлением. При открывании запорно – пуского устройства двуокись углерода из сжиженного состояния переходит в твердое (снегообразное). Температура резко (до-700С). Углекислота, попадая на горящее вещество, изолирует его от кислорода.  Правила пользования: снять пломбу, выдернуть чеку. Направить на пламя раструб, нажать на рычаг.  Меры предосторожности: не подводить раструб ближе 1 м до электроустановки и пламени. Производить работу в рукавицах.

Правила хранения.

1. При хранении огнетушители  должны быть предохранены от воздействия солнечных лучей, нагрева печей, батарей отопления.

2. Температура в помещении для хранения огнетушителей не должна превышать  - 300 С.

3. При хранении огнетушители должны быть защищены от непосредственного воздействия бензина, масла и особенно влаги.

4. При хранении огнетушители  не должны подвергаться ударам друг о друга и внешним воздействиям.

5. Недопустима  укладка заряженных огнетушителей в штабель друг на друга без упаковки в ящик.

      Порошковые огнетушители предназначены для тушения пожаров и загораний нефтепродуктов,  ЛВЖ и ГЖ, растворителей, твердых веществ, а также электроустановок под напряжением до 1000 В. Порошковые огнетушители бывают со встроенным газовым источником давления и закаченные.

Порошковый огнетушитель с встроенным газовым источником давления состоит из запорно-пускового устройства, баллона с рабочим газом или газогенератора, заряда с порошком, сифонной трубки и трубки для подвода рабочего газа.

              Принцип действия. При срабатывании запорно-пускового устройства, прокалывается заглушка баллона с рабочим газом (углекислый газ, азот). Газ по трубке подвода поступает  в нижнюю часть корпуса огнетушителя и создает избыточное давление. Порошок вытесняется по сифонной трубке в шланг  к стволу. Нажимая на курок ствола.   Можно подавать порошок порциями. Порошок, попадая на горящее вещество, изолирует его то кислорода воздуха.

Закаченный порошковый огнетушитель состоит из запорно-пускового устройства, заряда с порошком, рабочего газа и сифонной трубки.

Рабочий газ закачан непосредственно в корпус огнетушителя. При срабатывании запорно-пускового устройства порошок вытесняется газом по сифонной трубке в шланг и к стволу – насадке или в сопло. Порошок можно подавать порциями. Он попадает на горящее вещество и изолирует его от кислорода воздуха.

       При тушении пожаров используются следующие первичные средства пожаротушения :

- асбестовые полотна, грубошерстные ткани и войлок размером 1 х 1 м,

предназначенные для тушения небольших очагов пожаров при воспламенении веществ,

горение которых не может происходить без доступа воздуха. В местах применения и

хранения ЛВЖ и ГЖ размеры полотен могут быть увеличены (2 х 1,5; 2 х 2м).                                   

Каждое из перечисленных средств следует применять из расчета одно на

каждые 200 кв. м площади;

- бочки для хранения воды должны иметь объем не менее 0,2 куб. м  и

комплектоваться ведрами;

- ящики для песка должны иметь объем 0,5,  1,0,  3,0 куб. м и комплектоваться

совковой лопатой;

- емкости для песка, входящие в конструкцию пожарного стенда, должны быть

вместимостью не менее 0,1 куб. м. Конструкция ящика должна обеспечивать удобство

извлечения песка и исключать попадание осадков;

- огнетушители, выбор типа и количества которых рекомендуется производить в

зависимости от их огнетушащей способности, предельной площади, класса пожара

горючих веществ и материалов в защищаемом помещении.

Размещение первичных средств пожаротушения в коридорах, проходах не должно

препятствовать безопасной эвакуации людей. Их следует располагать на видных

местах вблизи от выходов из помещений на высоте не более 1,5 м.

4. Оказание первой помощи при тепловом ударе.

Причины. Значительное перегревание организма, что бывает в тех случаях, когда тепловой баланс нарушается и отдача теплоты, поступающей извне и образующейся в организме, по каким-либо причинам затруднена. К перегреванию предрасполагают повышенная температура воздуха, его значительная влажность, влагонепроницаемая прорезиненная и брезентовая одежда, чрезмерная физическая  нагрузка, недостаток воды для питья.

Солнечный удар - разновидность теплового. Он возникает в том случае, когда человек с непокрытой головой длительное время находится под прямыми солнечными лучами, возникновению его способствует общее перегревание организма.

Симптомы. Ухудшение самочувствия, слабость, разбитость. Ощущение сильного  жара, покраснение кожи. Обильное потоотделение (пот стекает каплями). Усиленное сердцебиение, одышка, пульсация и тяжесть в висках. Головокружение, головная боль, иногда рвота. Температура тела повышается до 38-40*. Частота пульса достигает 100-120 ударов в минуту. При дальнейшем повышении температуры до 40-41* пульс увеличивается до 140-16- ударов в минуту, нарастает возбуждение, двигательное беспокойство, уменьшается потливость, что указывает на срыв приспособительных реакций.

В тяжелых случаях теплового удара возможны помрачение сознания, вплоть до полной его потери, судороги различных групп мышц, нарушение дыхания и кровообращения. Могут быть галлюцинации, бред. Кожа сухая, горячая, язык тоже сухой, пульс слабый, аритмичный. Дыхание становится поверхностным и редким.

Неотложная помощь. Быстрее перенести пострадавшего в прохладное место, уложить его на спину, приподняв немного ноги, снять или расстегнуть одежду.

Смочить голову холодной водой или положить на нее смоченное холодной водой полотенце, холодные примочки на лоб, теменную область, затылок, на паховые, подключичные, подколенные, подмышечные области, где сосредоточено много кровеносных сосудов.

Можно сделать влажное обертывание или протереть тело пострадавшего кусочком льда, облить его прохладной водой, но осторожно и недлительно. Температура тела пострадавшего не должна быть ниже 38 градусов.

Если человек в сознании, ему нужно дать крепкого холодного чая или холодной подсоленной воды (половину чайной ложки соли на 0,5 л воды).

В тяжелых случаях необходимо сразу обратить внимание на характер дыхания пострадавшего, проверить, не нарушена ли у него проходимость дыхательных путей. Обнаружив, что язык запал, а во рту рвотные массы, повернуть голову пострадавшего набок и очистить полость рта бинтом или носовым платком, накрученным на палец.

Если дыхание слабое или отсутствует, немедленно начать делать искусственное дыхание методом "рот в рот" или "рот в нос" до появления самостоятельного глубокого дыхания. Если же при этом не прощупывается пульс, а зрачки расширены и не реагируют на свет, необходимо провести весь комплекс реанимации - искусственное дыхание и закрытый (непрямой) массаж сердца.

Билет 10

1. Технологическая схема обезвоживания и обессоливания нефти на уста-

новке подготовки высокосернистой нефти.

Нефть верхних горизонтов и частично девонских горизонтов месторождений НГДУ ''Нурлатнефть'' после частичной сепарации газа на ГЗНУ и ДНС, предварительного сброса пластовой воды на ДНС-3 поступает на УПВСН ''Андреевка'' с обводненностью до 10 % и содержанием солей до 20000 мг/л, под давлением 3 кг/см2 и при температуре до 30 оС поступает в сепаратор 1ОЙ ступени поз. С-1 и буферные емкости поз. Е-1/1-4. Из ёмкостей сырая нефть насосами поз. Н-1/1-3 под давлением 8 кг/см2 двумя параллельными потоками через регуляторы расходов подаётся в трубное пространство теплообменников поз. Т-1/1,2 и Т-1/3,4, где нагревается до 35 оС за счет тепла уходящей товарной нефти и направляется в печи нагрева поз. П-1/1,2 и П-1/3,4. Нагретая в блочных печах до 60 оС нефть под давлением до 3 кг /см2 поступает в отстойники ступени глубокого обезвоживания поз. О-1/1,2 и О-1/3,4. В поток нефти перед отстойниками подается пресная вода Т=50 оС в количестве 5 % от поступающей нефти и реагент деэмульгатор. Из отстойников нефть с содержанием воды до 1 % поступает на ступень обессоливания в электродегидраторы поз. ЭД-1/1,2 и ЭД-1/3,4. В линию нефти перед электродегидраторами подаётся пресная вода Т=50 оС в количестве 3 % от поступающей нефти и реагент деэмульгатор из расчета 20-50 г/тн.

      Обессоленная нефть с остаточным содержанием воды до 0,5 % и хлористых солей до 300 мг/л поступает в межтрубное пространство теплообменников поз. Т-1/1-3 и Т-1/4-6, где охлаждается пресной водой и нефтью до 40 оС и под давлением 2,0 кг/см2 направляется на ступень горячей сепарации в сепаратор поз. С-2.

      Отсепарированная товарная нефть после ступени горячей сепарации под давлением до 1,0 кг/см2 поступает в буферные емкости поз. Е-2/1-4, откуда насосами поз. Н-2/1-3 по уровню в ёмкостях через узел количества и качества БУУН-К откачивается в магистральный нефтепровод ''Кутема-Чумачка''.

      В случае получения некондиционной нефти проектом предусматривается возврат некондиционной нефти в буферные емкости поз. Е-1/1-4.

      С целью использования остаточного тепла и реагента соленая вода, выделившаяся на ступени обессоливания поз. ЭД-1/1-4 под собственным давлением, поступает в буферные ёмкости поз. Е-1/1-4.

      Пластовая вода, выделенная на ступени обезвоживания из отстойников поз. О-1/1-4 под давлением 3 кг/см2 направляется на очистные сооружения в емкости поз. КО-1/1,2 или в линию поступления сырой нефти в ёмкости поз. Е-1/1-4.

      Для процессов обессоливания и обезвоживания используется пресная вода, которая поступает в ёмкость поз. Е-3. Из емкости вода насосом поз. Н-3/1,2 подается в трубное пространство теплообменников поз. Т-1/1,3 и Т-1/1,6, где нагревается  потоком товарной нефти до 50 оС.

      Реагент деэмульгатор подается на обессоливание поз. ЭД –1/1,2 и ЭД-1/3,4 с помощью блока дозирования поз. БР-1.

      Газ, выделившийся в сепараторах поз. С-1, С-2 направляется через конденсатосборник поз. Е-5 на факел аварийного сжигания поз. Ф-1. Во избежание образования взрывоопасной смеси в коллекторах  сбросов газов с предохранительных клапанов и сброса газа на факел предусматривается подача продувочного  топливного газа в начало коллекторов.

      Освобождение аппаратов и трубопроводов перед ремонтом предусматривается в дренажную емкость поз. Е-4. Периодическая откачка из дренажной емкости поз. Е-4 и конденсатосборника поз. Е-5 проводится погружными насосами поз. Н-4 и Н-5 в буферные ёмкости поз. Е-1/1-4. Также предусмотрена проектом линия откачки ёмкости поз. Е-4 на очистные сооружения в ёмкости ОГЖФ, поз. КО-1/1,2.

Сбор, подготовка и утилизация пластовой и сточной воды. Пластовая вода, выделенная на ступени обезвоживания из отстойников поз. О-1/1-4 и электродегидраторов поз. ЭД-1/1-4 направляется в линию поступления сырой нефти в емкости поз. Е-1/1-4 или же на очистные сооружения УПВСН, включающие в свой состав 2 напорных отстойника с жидкостным гидрофобным фильтром поз. КО-1/1,2.

      В эти же отстойники производится откачка промышленно-ливневых и бытовых стоков из канализационных ёмкостей поз. КЕ-1/1,2 погружными насосами поз. КН-1/1,2.

      Для заполнения отстойников фильтром  к подающему трубопроводу подводится трубопровод чистой нефти.

      Уловленная нефть из отстойников (через шаровые раны с электроприводом) под собственным давлением или же через ёмкость поз. Е-4 направляется на вход установки в емкости поз. Е-1/1-4.

      Отстоявшаяся пластовая вода из отстойников поз. КО-1/1,2 поступает в буфер-дегазатор поз. КС-1, откуда остаточный газ сбрасывается на факел поз. Ф-1, а дегазированная пластовая вода забирается насосами поз. КН-1/1,2 и откачивается на приём кустовой насосной станции (КНС).

Газовое хозяйство. Газовое хозяйство установки состоит из 2Х систем:

а) система обеспечения топливным газом печей (ПТБ-5-40А) поз. П-1/1-4.

б) система сбора газа с сепараторов поз. С-1, С-2, КС-1, буферных ёмкостей поз. Е-1/1-4, Е-2/1-4 и сброса его на факел.

Реагентное хозяйство. Реагентное хозяйство установки включает в себя две системы:

а) Блок БР-2,5 поз. БР-1 с технологической ёмкостью для подачи реагента-деэмульгатора (Рекод-758) из расчёта 20-50 г/тн нефти. Подача реагента- деэмульгатора осуществляется в две точки: 1 – на приём насосов поз. Н-1/1-3 (на ступень обезвоживания), 2 – на вход нефти в электродегидраторы перед диспергатором (на ступень обессоливания).

б) Блок БР-2,5 поз. БР-2 с технологической ёмкостью для подачи ингибитора коррозии (Рекод-608) на вход установки.

Сброс с предохранительных клапанов. Сброс с предохранительных клапанов СППК 80х16 установленных на нефтегазосепараторах поз. С-1, С-2 осуществляется через конденсатосборник поз. Е-5 на факел поз. Ф-1.

      Сброс с предохранительных клапанов СППК 50х16 установленных на ГРУ печей поз. П-1/1-4 осуществляется на свечу печей.

      Сброс с предохранительных клапанов СППК 80х16 установленных по две штуки на каждом отстойнике поз. О-1/1-4 осуществляется в дренажную емкость поз. Е-4.

2. Обслуживание центробежных насосов

Подготовка к пуску: проверить и убедиться в надежности крепления насоса к фундаменту, наличии и закреплении кожуха муфты, отсутствии посторонних предметов, наличии заземления электродвигателя;

проверить наличие и уровень масла в масляной ванне (смазки в подшипниках);

проверить состояние сальников;

проверить от руки легкость вращения ротора насоса (насос ЦНСГ -([Положение риски);

кратковременным включением электродвигателя убедиться в правильности вращения вала.

Пуск насоса:

заполнить насос водой (открыть арматуру на всасывающей линии;

закрыть арматуру на напорной линии;

включить электродвигатель;

установить задвижкой (клапаном) через 40-50 с на напорном трубопроводе необходимое давление (по манометру).

Работа насоса:

проверять показания манометра;

проверять температуру подшипников, которая не должна превышать 60-70 °С;

проверять смазку подшипников;

следить за состоянием сальников (прокапывание -15-20 капель)

следить за состоянием соединительной муфты;

следить за водой в линии разгрузки и охлаждения подшипников (в насосах ЦНСГ).

Переход из рабочего режима работы насоса на резервный:

заполнить резервный насос водой;

включить электродвигатель резервного насоса;

открывать одновременно на резервном насосе, а на рабочем – закрывать, арматуру на напорном трубопроводе;

выключить электродвигатель рабочего насоса после закрытия арматуры на напорном трубопроводе;

сделать запись в сменном журнале о переходе из рабочего режима работы насоса на резервный с указанием времени.

3.Меры безопасности при работе с пирофорными отложениями в аппаратах.

Пирофорные отложения, способные к самовозгоранию при невысоких температурах, образуются при хранении сернистых нетей и нефтепродуктов в резервуарах или других железных ёмкостях. При этом отложения состоят в основном из сернистого железа и образуются вследствие воздействия на железо сероводорода и элементарной серы. Медленное  воздействие кислорода на пирофорные отложения приводит к постепенному их окислению с выделением элементарной серы, заполняющей поры покрывающей отложения защитной плёнкой. Свежие не окислившиеся отложения сернистого железа при взаимодействии с газо-воздушной смесью способны к сильному разогреванию и могут явиться источником взрыва и пожара.

     Воспламенение пирофорных осадков чаще всего происходит:

-          при открывании аппаратов, металлические стенки которых подвергались длительное время воздействию (без доступа воздуха) нефтяных паров и газов, содержащих сероводород;

-          при перемешивании и извлечении осадков после пропаривания и проветривания воздухом ёмкостей, содержащих сернистые нефтепродукты;

-          после высыхания осадков, извлеченных из резервуаров и аппаратов и оставленных на открытом воздухе.

    Самовозгорание пирофорных соединений возможно даже при низкой температуре (имеются случаи самовозгорания при 20 оС).

    Для предотвращения загорания пирофорных отложений на стенках аппаратов, резервуаров и ёмкостей (перед подготовкой к осмотру и ремонту) последние должны заполняться паром по мере их освобождения. Подача пара должна производиться с такой интенсивностью, чтобы в них всё время поддерживалось давление несколько выше атмосферного. Это можно контролировать по выходу водяного пара сверху аппарата, резервуара, ёмкости.

    При температуре окружающего воздуха выше 0 оС по окончанию пропарки аппарат, резервуар, ёмкость должны быть заполнены водой. Уровень воды следует снижать медленно (0,5-1,0 м3/час) для обеспечения постепенного окисления пирофорных отложений по мере их высыхания.

    При температуре окружающего воздуха ниже 0 оС заполнение водой не производится, но пропарка должна вестись более длительное время.

    Внутренняя поверхность аппаратов и резервуаров (ёмкостей) включая арматуру, должна очищаться  от продуктов коррозии, в которых содержатся пирофорные отложения в соответствии с нарядом-допуском по проведению этих работ. Отложения, находящиеся на стенках ёмкостей и аппаратов, должны поддерживаться во влажном состоянии.

    Во избежании загорания пирофорных отложений все разбираемые узлы и детали оборудования должны быть смочены керосином.

    Грязь и отложения, извлекаемые из аппарата при его очистке, должны поддерживаться во влажном состоянии до их удаления из зоны хранения нефтепродуктов. Грязь с сернистыми отложениями удаляют в специально отведенное место, где самовозгорание отложений после высыхания не представляют опасности, или закапывают в землю в местах согласованных с пожарной охраной объекта. Сбрасывать сернистые отложения в канализацию не разрешается. Перед выполнением работ по зачистке необходимо аппарат отглушить заглушками, взять анализ воздуха, оформить наряд-допуск. Работы производить в шланговых противогазах в присутствии двух дублеров с противогазами.

    Для освещения применять светильники напряжением не вше 12В во взрывобезопасном исполнении.

4.       Оказание первой помощи при черепно-мозговой травме.

          Черепно- мозговые  травмы  относятся  к  наиболее  опасным  травмам  тела  как  с  точки  зрения  успеха  полного  выздоровления,  так  в  значительной   части  тяжелых  случаев  и  с  точки  зрения  прогноза  сохранения  жизни.

        Черепно-мозговые  травмы  дают  высокий  процент  осложнений,  часто  приводят  к  стойкой, нередко  пожизненной  инвалидности. Результаты  лечения  при  таких  травмах  в  значительной  степени  зависят  от  скорости  и  качества  оказания  первой  помощи  и  транспортировки  в  лечебное  учреждение.

         При  ушибе  головы  на  первый  взгляд  может  не  быть   ни  припухлости,  ни  синяка, подчас  даже  боль  человека  не  беспокоит. Однако  через  несколько  часов,  а  иногда  и  несколько  дней  после  травмы  появляются  головная  боль,  тошнота,  рвота, бледность  кожи  лица,  слабый  пульс. Такая  картина  бывает  при  сотрясениях  головного  мозга,  хотя  чаще  в  этих  случаях  в  момент  травмы  возникает  кратковременная  потеря  сознания, иногда  подташнивание. В  тяжелых  случаях  происходит  не  сотрясение,  а ушиб  головного  мозга  с более  длительной  потерей  сознания,  рвотой  и  более  грозным  прогнозом:  иногда  после  ушиба  головы  возникают  кровоизлияния  в  мозг,  сопровождающиеся  параличом  руки  или  ноги,  чаще  всей  правой  или  левой  половины  тела. Все  это  говорит  о  необходимости  серьезного  внимания  к  ушибам  головы,  даже  к  тем,  которые  внешне  первое  время  никак  не  проявляются.

         Во  всех  случаях  ушиба  головы  пострадавшему  создают  условия  полного  покоя,  укладывают  его  со  слегка  приподнятой  головой,  по  возможности  не  отвлекают  внимания  вопросами  и  разговорами. На  лоб  укладывают  пузырь  или  банку, пакет , наполненную  снегом,  льдом,  холодной  водой,  к  ногам  -- теплые  грелки. При  рвоте  надо  повернуть  голову  набок. При  слабом  пульсе  дать  выпить  сердечные  капли. Одновременно  с  оказанием  первой  помощи  необходимо  немедленно  вызвать  бригаду  скорой  медицинской  помощи.

         Перелом  черепа  также  представляет  большую  опасность,  так  как  при  подобных  травмах  часто  повреждается  ткань  головного  мозга  и  возникает  внутричерепное  кровоизлияние,  сопровождающееся  потерей  сознания, иногда  судорогами  и  параличом.  Перелом  основания  черепа  может  быть  заподозрен  (  вблизи  которого  расположены  жизненно  важные  мозговые  центры)  прежде  всего  по  кровотечению  из  ушей,  носа  и  рта,  по  появлению  чуть  позже, но  иногда  и  вскоре  после  травмы  кровоподтека  вокруг  глаз. Возможна  многократная  рвота.

         Пострадавшего  с  переломом костей  черепа необходимо  уложить  так,  чтобы  голова  не  смещалась. Проще  всего  подложить  с  ее  обеих  сторон  предметы  одежды.  Если  имеется  под  рукой  достаточное  количество  перевязочного  материала,  можно  сделать  ватно  марлевый  круг,  на  который  укладывают  затылочную  часть  головы. При  наличии  раны  по  общим  правилам   накладывают  повязку ( нужно  иметь  в  виду,  что  раны  при  открытых  переломах  свода  черепа  могут  сильно  кровоточить). В  случае  рвоты  полость  рта  следует  протереть, очистив  ее  от   рвотных  масс, чтобы  они  не  попали  в  дыхательные  пути. Транспортировать  медленно и  бережно,  избегая  тряски,  положив  что – нибудь  холодное  на  голову.

Билет 11

1. Подготовка к пуску и пуск в работу 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 трубопрово­дов печи;

б)              проверить плавность закрытия и открытия задвижек, кранов, вентилей, состояние их сальниковых устройств;

в)              проверить исправность манометров;

г)              настроить регулятор давления газа на поддержание давления топливного газа после регулятора 0,04 МПа;

д)              настроить регулятор температуры на поддержание необ­ходимой температуры нагрева нефти;

е)              установить стрелки подвижных контактов электроконтакт­ных 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;

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 сниже­нии температуры нагрева нефти;

уменьшить расход подогреваемой нефтяной эмульсии, при­крывая задвижку на трубопроводе ввода ее в печь;

закрыть полностью вентили на коллекторе подачи газа к го-1 релкам камер сгорания и вентили на трубопроводах подачи га-| за 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 электродвига­телями и пульт управления.

5.        Назначение, устройство и принцип действия технического манометра.

                    Манометр – это прибор, предназначенный для измерения и показания давления пара, воды и т. д.

              Технический манометр по устройству относится к трубчато-пружинным манометрам

                   Состоит: из корпуса, стояка, пустотелой изогнутой трубки, стрелки, поводка, зубчатого сектора, шестеренки и пружины. Главной частью манометра является изогнутая пустотелая трубка, которая нижним концом соединена с пустотелой частью стояка. Верхний конец трубки запаян и может перемещаться, а перемещаясь, передает свое движение зубчатому сектору, смонтированному на стояке, а потом шестерне, на оси которой сидит стрелка.

                  При подключении манометра к измеряемому давлению, давление внутри трубки стремиться ее выправить, движение трубки передается через поводок шестеренке и стрелке, стрелка двигаясь по шкале, показывает измеряемое давлении.

Требования Правил, предъявляемые к выбору, установке и браковке манометров.

       Предел измерения манометра выбирается так, что при рабочем давлении стрелка манометра должна находиться в средней трети шкалы. На шкале  манометра должна быть нанесена красная черта на уровне деления соответствующего рабочему давлению данного элемента. Манометр должен быть  установлен так чтобы его показания были отчетливо видны с рабочего места оператора, при этом шкала должна быть расположена или вертикально,  или с наклоном до 30 градусов для улудшения видимости показаний.

       Номинальный диаметр манометров устанавливаемых на высоте до 2м. от площадки наблюдения, должен быть не мение 100 мм., от 2 до 5м - не     менее 160 мм., на высоте более 5м - не менее 250мм.

       Перед каждым манометром должен быть установлен трехходовой кран, или другое приспособление, для продувки, проверки и отключения манометра, перед манометром измеряющим давление пара обязательна установка сифонной трубки.  Манометр не допускается к применению в следующих случаях:

     1. если на манометре отсутствует пломба или клеймо с отметкой о проведении поверки.

     2. если истек срок поверки манометра.

     3. если стрелка манометра после его отключения не возвращается к нулевой отметке.

     4. если разбито стекло или имеются другие повреждения манометра могущие повлиять на     правильность его показаний.

     5. если нет красной метки, указывающей на максимальное рабочее давление.

6.       Меры безопасности при обслуживании сосудов. работающих под давлением.

1.        Ремонт сосуда и его элементов во время работы не допускаются;

2.        Обслуживающий персонал обязан строго выполнять инструкции по ремонту сосудов и безопасному их обслуживанию, своевременно проверять исправность действия запорной арматуры, контрольно – измерительных приборов и предохранительных устройств.

3.        Сосуд должен быть остановлен в случаях предусмотренных инструкции и в частности:

          а) при повышении давления в сосуде выше разрешенного, не смотря на соблюдение всех требований указанных инструкцией;

          б) при обнаружении в основных элементах трещин, выпучин, значительного уплотнения стенок или

потения в сварных швах, течи в заклёпочных или болтовых соединениях, разрыва прокладок;

          в) при неисправности предохранительных клапанов;

          г) при возникновении пожара, непосредственно угрожающего сосуду под давлением;

          д) при неисправности манометра и невозможности определить давление по другим приборам;

          е) при снижении уровня жидкости ниже допустимого в сосудах с огневым обогревом;

          ж) при неисправности или неполном количестве крепёжных деталей крыши и люков;

           з) при неисправности  указания уровня жидкости;

           и) при неисправности предохранительных блокировочных устройств;

           к) при неисправности и отсутствии, предусмотренных проектом, контрольно-измерительных приборов    и           средств автоматики.

4.       Оказание первой помощи при отравлении сероводородом.

При отравлениях  сероводородом необходимо немедленно вызвать скорую медицинскую помощь

До прибытия врача следует:

1) Немедленно вывести (вынести) пострадавшего из загазованной зоны на свежий воздух, при этом лица. выносящие пострадавшего, должны быть в противогазах;

2) Удобно уложить и освободить пострадавшего от стесняющей одежды;

3) При нарушении дыхания производить искусственное дыхание методом «рот в рот» или «рот в нос»;

4) При отсутствии сердцебиения одновременно с искусственным дыханием производить наружный (непрямой) массаж сердца. Во всех случаях отравления рекомендуется вдыхание раствора хлора),  платок смачивается в растворе хлорной извести). При легких отравлениях (при раздражении верхних дыхательных путей) рекомендуется теплое молоко с содой. При болях в глазах  необходимо пострадавшего поместить в темное помещение и делать прохладные примочки.

Оказание первой помощи следует производить вплоть до прибытия врача. Необходимо помнить, что отсутствие признаков жизни у пострадавшего не дает права на прекращение оказания ему доврачебной помощи.

Билет 12

1.       Понятие о горении топлива.

Любое топливо состоит из горючих элементов: Углерода С, водорода Н2, и серы S. Кроме того, в топливе содержатся негорючие элементы- балласт – азот N2, двуокись углерода CO2, кислород O2, зола и влага.

Горение – это процесс быстрого окисление горючих элементов топлива с интенсивным выделением тепловой энергии.

Процесс горения можно представить уравнениями:

- при полном сгорании углерода

С + О2 = СО2 - углекислый газ. При неполном сгорании углерода образуется сажа и угарный газ СО.

- при горении водорода

2Н2 + О2 = 2Н2О – водяные пары

- при горении серы

S2 + О2 = SO2

- при горении метана

CH4 + 2O2 = CO2 + 2H2O

2. Назначение нефтегазовых сепараторов, устройство и принцип их   работы.

              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 нефтегазосборных коллекторах, включая и верхние участки НКТ, состоит из двух фаз: газовой: и жидкой. Такой поток называется двух- фазным или нефтегазовым потоком.

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 трехфазным или нефтеводогазовым потоком, который состоит из нефти, газа и воды.

Нефть и выделившийся из нее газ при нормальных условиям 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.

          Дегазация  нефти  осуществляется  с  целью  отделения  газа  от  нефти.  Аппарат ,  в  котором  это  происходит  называется  сепаратором,  а  сам  процесс  разделения – сепарацией. 

      Сепараторы  бывают  вертикальные,  горизонтальные  и  гидроциклонные.

    Горизонтальный  газонефтяной  сепаратор  состоит  из  технологической  емкости,  внутри  которой  расположены  две  наклонные  полки,  пеногаситель,  влагоотделитель  и  устройство  для  предотвращения  образования  воронки  при  дренаже  нефти. Технологическая  емкость  снабжена  патрубком  для  ввода  газонефтяной  смеси,  штуцерами  выхода  газа  и  нефти  и  люк – лазом. Наклонные  полки  выполнены  в  виде  желобов  с  отбортовкой  не  менее  150 мм.  В  месте  ввода газонефтяной  смеси  в  сепаратор  смонтировано  распределительное  устройство.

        Сепаратор  работает  следующим  образом. Газонефтяная  смесь  через  патрубок  и  распределительное  устройство  поступает  на  поки  и  по  ним  стекает  в  нижнюю  часть  технологической  емкости. Стекая  по  наклонным  полкам,  нефть  освобождается  от  пузырьков  газа. Выделившийся  из  нефти  газ  проходит  пеногаситель,  где  разрушается  пена,  и  влагоотделитель , где  очищается  от  капель  нефти,  и  через  штуцер  выхода  газа  отводится  из  аппарата. Дегазированная  нефть  накапливается  в  нижней  части  технологической  емкости  и  отводится  из  аппарата  через  штуцер.

.     Принципиальная схема устройства   гидроциклонного   сепаратора:

А — однопоточный гидродиклон; Б — буферная емкость; 1 — нефтегазовая смесь от сквахшн; 2 — входной патрубок; 3 -J направляющая насадка; 4 — корпус гид­роциклона; 5 — секция перетока; 6 — вы­ход газа; 7 —решетки; 8 — каплеотбойники; 9 — корпус; 10 — пеноотбойник; 11 — люк; 12 — заслонка; 13 — выход нефти; 14 — механический  регулятор уровня; /5— сливные   полки

      Для  повышения  эффективности  процесса  сепарации  в  горизонтальных  сепараторах  используют  гидроциклонные  устройства. Горизонтальный  газонефтяной  сепаратор  гидроциклонного  типа  состоит  из  технологической  емкости  и  нескольких  одноточных  гидроциклонов. Конструктивно  одноточный  циклон  представляет  собой  вертикальный  цилиндрический  аппарат  с  тангенциальным  вводом  газонефтяной  смеси,  внутри  которого  расположены  направляющий  патрубок  и  секция  перетока. В  одноточном  гидроциклоне  смесь  совершает  одновременно  вращательное  движение  вокруг  направляющего  патрубка  и  нисходящее  движение,  образуя  нисходящий  вихрь.  Нефть  под  действием  центробежной  силы  прижимается  к  стенке  циклона,  а  выделившийся  и  очищенный  от  капель  жидкости  газ  движется  в  центре  его.  В  секции  перетока  нефть  и  газ  меняют  направление  движения  с  вертикального  на  горизонтальное  и  поступают  раздельно  в  тенологическую  емкость . далее  газовый  поток  проходит  каплеотбойник,  распределительные  решетки  и  выходит  из  сепаратора. Нефть  по  наклонным  полкам  стекает  в  нижнюю  часть  емкости.  Ее  уровень  поддерживается  с  помощью  регулятора.

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 сепараторов с предварительным отбором газа.