OPS原油处理岗位HSE作业指导书.docx

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1、绿洲石油有限责任公司 AL-WAHA Petroleum Co.LtdOPS原油处理岗位HSE作业指导书AHDEB采油厂2012年7 月编制人：冯永平审批人：陈东目 录1 AHDEB OPS油处理岗位简介21.1简介31.2主要生产工艺简介和工艺流程图72 岗位设置与职责82.1油处理领班HSE职责82.2油处理操作手岗位职责83 操作项目93.1 分离器的操作93.2 脱水泵的操作143.3 电脱水、电脱盐的操作173.4 原油稳定塔的操作203.5 原油稳定泵的操作224 岗位（或装置）风险辨识254.1岗位风险辨识表254.2事故应急处理预案295 岗位操作条件与规定305.1 主要设备

2、参数305.2 岗位人员基本要求315.3 AHDEB油田OPS安全管理规定325.4 OPS操作规程目录346 相关记录351、AHDEB OPS油处理岗位简介1.1简介OPS原油处理岗位主要承担着AHDEB油田原油处理与稳定的生产任务，自2011年6月21日投产至今，日产油量达到140000 BOPD左右，产气73MMSCFD。截止2012年6月21已累计生产原油19303.9MB，天然气3873.72 MMSCF。原油处理负荷率116%，原油产品合格率100%，集输密闭率100%，污水处理率100%。各项生产指标运转正常，生产保持安全、平稳运行。油田生产污水由WPS进行污水处理后排至蒸发

3、场，油田伴生气由GPS进行增压、脱硫处理后为PP电站及热媒系统提供燃料气。OPS原油处理系统主要包括气液分离、原油脱水、原油稳定、输送等环节。岗位共有员工10人，在岗员工5名。岗位员工实行四班两倒制，员工每日工作时长为12小时。岗位生产设计处理能力为120000Bbl/d，主要生产设备有一、二级分离器、电脱水、电脱盐及原油稳定塔及其它各种安全设施。具体设备设施详见一览表1.1.1 OPS主要设备一览表表1 OPS主要设备一览表序号设备位号英文名称中文名称数量1M-01510Inlet Manifold进站管汇（OGM）12M-01520Manifold（Wellheads）单井管汇（井口）13

4、SK-01810Test Separator Skid计量分离器撬14SK-01710A/BC/D/E/F1st-Stage Separator Skid一级分离器撬65SK-01720A/BC/D/E/F2st-Stage Separator Skid二级分离器撬69SK-02020A/B/C/D/E/FElectrostatic Dehydrator Skid电脱水撬610SK-02030A/B/C/D/E/FElectrostatic Desalter Skid电脱盐撬611SK-01930A/BFresh Water Heat Exchanger Skid淡水换热器撬224SK-019

5、10A/B/C/DOil-Oil Heat Exchanger Skid油-油换热器撬425SK-01920A/B/C/DMedium-Oil Heat Exchanger Skid油-热媒换热器撬428SK-02010A/B/C/D/E/F/G/H/I/JDehydration Pump脱水泵829C-02310 Crude Oil Stabilizer原油稳定塔132T-02110A Oil Storage Tank储油罐133T-02120Emergency Tank事故罐158P-04850A/BClosed Drain Drum Pump闭排泵259P-04820A/BOpen Dr

6、ain Drum Pump开排泵260V-04810Open Drain Drum开排罐（油区）161V-04840Closed Drain Drum闭排罐（油区）162P-04890A/BOpen Drain Drum Pump（1 Stand By)开排泵163V-04880Open Drain Drum开排罐11.1.2可燃气体报警仪安装一览表表2 可燃气体报警仪安装一览表序号型号位号安装位置1Model IR2100XGD-08901SK-02030A电脱盐撬附近2Model IR2100XGD-08902SK-01920A热媒油交换器撬附近3Model IR2100XGD-08903

7、SK-01910A油油热交换器撬附近4Model IR2100XGD-08904SK-02030C电脱盐撬附近5Model IR2100XGD-08905SK-01920C热媒油交换器撬附近6Model IR2100XGD-08906SK-01910C油油热交换器撬附近7Model IR2100XGD-08907SK-02030B电脱盐撬附近8Model IR2100XGD-08908SK-01920B热媒油交换器撬附近9Model IR2100XGD-08909SK-01910B油油热交换器撬附近10Model IR2100XGD-08910SK-02030D电脱盐撬附近11Model IR

8、2100XGD-08911SK-01920D热媒油交换器撬附近12Model IR2100 XGD-08912SK-01910D油油热交换器撬附近13Model IR2100XGD-08913稳定泵附近14Model IR2100XGD-08914稳定泵附近15Model IR2100XGD-08915V-04840闭排罐附近16Model IR2100XGD-08916V-04841闭排罐附近17Model IR2100XGD-08917T-02120应急罐附近18Model IR2100XGD-08918T-02121应急罐附近19Model IR2100XGD-08919T-02122应

9、急罐附近20Model IR2100XGD-08920T-02123应急罐附近21Model IR2100XGD-08921V-04880开排罐附近24Model IR2100XGD-08924SK-5660热媒循环过滤器撬附近25Model IR2100XGD-08925M-01510入口管汇附近26Model IR2100XGD-08926M-01511入口管汇附近27Model IR2100XGD-08927SK-01810测试分离器撬附近28Model IR2100XGD-08929SK-3910湿燃料气分离器撬附近32Model IR2100XGD-28901柴油罐附近1.1.3安全

10、阀一览表表3 安全阀一览表序号型号位号安装部位设定压力公称通径16Q8 JOS E 15 N2 JPSV1711A一级分离器1MPa6英寸26Q8 JOS E 15 N2 JPSV1712A一级分离器1MPa6英寸36Q8 JOS E 15 N2 JPSV1713A一级分离器1MPa6英寸46Q8 JOS E 15 N2 JPSV1714A一级分离器1MPa6英寸53K4 JOS E 15 N2 JPSV1721A二级分离器1MPa3英寸63K4 JOS E 15 N2 JPSV1722A二级分离器1MPa3英寸73K4 JOS E 15 N2 JPSV1723A二级分离器1MPa3英寸83K

11、4 JOS E 15 N2 JPSV1724A二级分离器1MPa3英寸94M6 JOS E 15 N2 JPSV2021A电脱水1.5MPa4英寸104M6 JOS E 15 N2 JPSV2022A电脱水1.5MPa4英寸114M6 JOS E 15 N2 JPSV2023A电脱水1.5MPa4英寸124M6 JOS E 15 N2 JPSV2024A电脱水1.5MPa4英寸134M6 JOS E 15 N2 JPSV2031A电脱盐1.5MPa4英寸144M6 JOS E 15 N2 JPSV2032A电脱盐1.5MPa4英寸154M6 JOS E 15 N2 JPSV2033A电脱盐1.

12、5MPa4英寸164M6 JOS E 15 N2 JPSV2034A电脱盐1.5MPa4英寸17KTZXY-0301STSV1931A淡水换热器300Lb3/4英寸18KTZXY-0301STSV1931B淡水换热器300Lb3/4英寸19KTZXY-0101STSV1912A油油换热器150Lb3/4英寸20KTZXY-0101STSV1913A油油换热器150Lb3/4英寸21KTZXY-0301STSV1921A热媒油换热器300Lb3/4英寸22KTZXY-0301STSV1922A热媒油换热器300Lb3/4英寸23A21H-16CV-07130A泡沫发生器1.6Mpa20mm24A

13、21H-16CV-07130B泡沫发生器1.6Mpa20mm1.1.4消防设施一览表表4 消防设施一览表序号安装位置编号消防栓地面地面消防箱1C列原油处理装置北侧FH-51消防栓（水）消防枪2A列原油处理装置北侧FH-50消防栓（水）消防枪3C列原油处理装置北侧FM-11消防水炮/4A列原油处理装置北侧FM-10消防水炮/5A列原油处理装置北侧FH-49消防栓（水）消防枪6原油稳定塔东侧FH-48消防栓（水）消防枪7原油稳定塔东侧FH-37消防栓（水）消防枪8原油稳定塔东侧FH-36消防栓（水）消防枪9五千方消防水罐北侧FH-29消防栓（水）消防枪10五千方消防水罐北侧FH-30消防栓（水）消

14、防枪11五千方消防水罐北侧FH-31消防栓（水）消防枪1.2主要生产工艺简介和工艺流程图121原油处理系统简介及工艺流程图OGM系统来油温度为27-40，原油处理采用了二段换热器加热，二级油、气、水三相分离，脱水、脱盐后经原油稳定塔进行原油稳定工艺，保证处理后原油含水，含盐，H2S和饱和蒸汽压等各项指标合格，经稳定泵提升进入50000 m3原油储罐沉降后外输。原 油 处 理 系 统 工 艺 流 程 示 意 图2 岗位设置与职责2.1油处理领班HSE职责油处理操作手Division 部门：P&ODepartment科：OPSSection 室：油处理2.1.1履行HSE职责，遵守HSE条例和规范

15、，自觉接受安全教育，熟悉本岗位工艺流程、危险因素、防范措施和班组员工的综合素质，对班组实现安全生产负责；2.1.2负责监督检查班组员工遵守安全生产操作规程、规章制度和工作纪律的情况，发现问题、各种事故隐患及时整改和报告；2.1.3组织开展班前安全讲话、作业前安全讲话、班后安全讲评等班组安全生产活动，做好新员工的班组安全教育；2.1.4监督、督促班组员工正确使用安全防护用品，做好安全防护、消防器材设施日常维护及检查，保证生产作业场所安全设施完好、有效；2.1.5定期组织消防、事故预案演练等，具备处理突发事故的能力；2.1.6发现违章指挥、违章操作、违反劳动纪律的人和事，有权制止或逐级上报；2.1

16、.7发生事故时，应采取正确的措施，在保证人身安全的前提下，立即组织抢险，并立即向上级报告。保护事故现场，主动配合上级部门调查分析事故。2.2油处理操作手岗位职责油处理操作手Division 部门：P&ODepartment科：OPSSection 室：油处理2.2.1负责原油处理运行设备等的现场巡检、参数调整、运行操作工作；2.2.2严格执行安全生产规章制度和操作规程； 负责按巡检路线和要求定时对原油处理和辅助系统设备、流程、工作参数进行全面检查，发现设备故障及跑、冒、滴、漏、松、框现象及时处理汇报，做好报表记录；2.2.3按时同中控室操作手进行自控仪表、阀的显示数值、状态的确认及时反馈中控室

17、；2.2.4掌握原油处理工况运行参数和相关工艺流程，负责油、辅助设施工艺流程、现场生产参数调整、现场流程切换等日常生产操作，对参数异常变化情况及时分析原因，及时处理和汇报中控室和上级主管，并做好报表记录，做好周检、年检等例行检查做好报表记录；2.2.5严格执行中控室发出的工作指令并及时将处理结果反馈给中控室，并做好记录；2.2.6负责现场资料录取工作。按时准确录取巡检数据、设备运行数据录，字迹工整，报表整洁；2.2.7熟练掌握应急关断（ESD）、火灾关断（F&G）以及其他应急预案；按规定对本岗位消防安全设施进行常规检查工作，做好报表记录；2.2.8负责岗位区域内设施、设备保持整齐、清洁、安全；

18、2.2.9严格执行交接班制度，交接时按规定的内容、程序，逐项交接清楚并做好交接班记录；2.2.10办好领导交办的其他工作。3 操作项目3.1 分离器的操作1） 投运前检查撬装分离理器在新投、检修后，已完成了所有的安装、试压、水联运、氮气置换工作，包括所有的仪表、管件和阀的安装，具备投运条件方能进行下一步的操作。1.1） 容器外附件检查；1.2） 本体应固定牢靠，连接螺栓是否紧固，设备附件完好、灵活好用；1.3） 检查安全阀、压力表铅封，校验卡；1.4） 检查液位计；1.5） 检查相关设备及流程畅通；1.6） 检查容器本体所有附属阀门处与正确开关位置；1.7） 检查各层放液观察线；1.8） 容器

19、外部和仪控检查；1.9） 检查每台仪表、控制阀确认接线正确后方通电运行；1.10） 计算机控制系统和仪表之间联检完成；1.11） 向分离器注入0.51.0m清水建立液位。观察现场液位与控制室液位进行比对。确认两液位指示一致。在计算机控制系统中，切换油、水室液位参数控制到“自动控制”；人为改变液位，同时观察油、水出口管线上的控制阀是否做出相应动作；1.12） 利用氮气系统提压至分离器正常工作压力。在计算机控制系统中，设置压力控制回路为“自动控制”；人为改变压力，同时观察气出口管线上的控制阀是否做出相应动作；1.13） 仪表空压风系统运转正常后，打开一级分离器撬上控制阀的气源球阀；1.14） 在手

20、动状态下，油、水空气可以通过旁通管线跳过控制阀；1.15） 检查到每个控制阀的空气过滤减压器，确保减压器输出压力在设定刻度内；1.16） 检查所有仪表和控制阀、控制柜接地；1.17） 在DCS控制系统控制面板手动状态下发出信号，观察每个调节阀开启状态；1.18） 当调校完毕后，在控制面板上将每个控制回路有“手动”改为“自动”；检查压力、油位和水位控制回路是否正常；1.19） 检查室内仪表与户外仪表显示要一致；1.20） 只有在联调、阀位、每一控制回路PID参数逐一被检查完毕后，方可进行投产操作。2) 投运操作2.1） 用氮气置换容器内的空气；2.2） 用站内消防系统给容器加水至1/3位置；2.

21、3） 打开分离器气出口与紧急放空连通阀；2.4） 打开分离器进口阀；2.5） 观察分离器压力上升至0.25MPa时打开气出口PV01721调节阀的旁通阀保持分离器压力稳定；2.6） 观察分离器油室液位，达到2.1m时打开油LV01721调节阀的旁通阀保持油室液面稳定；2.7） 启动脱水泵；2.8） 观察分离器水室油水界面，当油水界面达到1.3m时，打开水出口LV01722调节阀的旁通阀，保持界面稳定；2.9） 分离器平稳运行1小时后，打开气出口PV01721调节阀的上、下游阀，将PV01721调节阀切换至自动模式；2.10） 打开油出口LV01721调节阀的上、下游阀，将LV01721调节阀切

22、换至自动模式；2.11） 打开水出口LV01722调节阀的上、下游阀，将LV01722调节阀切换至自动模式；2.12） 通知控制室分离器已投运；2.13） 观察分离器各部件、阀门、流程有无渗漏，监测压力、温度、油室液位变化值监测容器内的液位，确保各运行参数值与控制器的设定和显示值一致；2.14） 分离器投运期间，要求每30min分别对油、水出口取样化验一次；2.15） 做好投运记录；2.16） 投运期间要做好与各系统的协调工作，发现问题及时通知各相关人员处理；2.17） 分离器工况正常后转入日常运行操作。3) 运行中的检查3.1） 检查分离器进出口压力在规定范围内；3.2） 检查分离器各连接点

23、有无漏油、气、水；3.3） 用容器上的油水界面监测阀门检查油水界面； 3.4） 每2小时分别对油、水出口取样化验一次；3.5） 根据分离器出口原油含水率适当调整破乳剂用量；3.6） 按要求录取相关资料数据。4) 停运操作4.1） 接到控制室的指令后开始操作；4.2） 分离器停运前进行冲排砂操作，确保没有沙子堆积在容器底部；4.3） 冲砂前观察分离器工作压力，将压力、水室液位、油温控制在正常范围；采取缓冲段和沉降段分段进行；4.4） 冲砂完毕后停运分离器；4.5） 打开分离器旁路阀；4.6） 关闭分离进油阀； 4.7） 关闭油出口调节阀LV-01721上、下游阀；4.8） 关闭分离水出口阀；4.

24、9） 关闭水出口调节阀LV-01722上、下游阀；4.10） 关闭气出口阀PV-01721上、下游阀；4.11） 打开排污阀；4.12） 打开气出口阀PV-01721旁通阀，用天然气系统压力将内部液体排入闭排系统；4.13） 关闭排污阀；4.14） 关闭气出口阀PV-01721旁通阀；4.15） 打开安全阀旁通阀将残存的气体释放到放空系统；4.16） 放空后关闭安全阀旁通放空阀； 4.17） 打开分离器顶部放空阀放空容器至常压；4.18） 操作完成后通知控制室确认。 5) 冲排砂5.1） 冲砂前与控制室取得联系；5.2） 冲砂前观察分离器工作压力，将压力、水室液位控制在正常范围；5.3） 连接

25、冲砂流程；5.4） 关闭分离器污水出口总阀；5.5） 冲砂采取缓冲段和沉降段分段进行，先打开缓冲段冲砂水阀门；5.6） 根据控制室显示油水界面，达到高报时，快速打开底部排砂阀门；5.7） 油水界面达到低液位报警时停止排砂，同时观察闭排罐液位，若闭排罐高液位报警立即停止冲排砂；5.8） 重复以上操作。排砂3-4次后，判断管线无出砂声音，停止缓冲段排砂，关闭排砂阀门；5.9） 用同样的方法对沉降段进行冲排砂；5.10） 冲排砂完毕后关闭冲砂水阀，打开分离器水出口阀；5.11） 打开分离器冲砂管线的放空阀，排净分离器冲砂水管网中的积水后关闭。6) 维护6.1） 日常维护 ；6.2） 分离器相关仪表、

26、阀的日常维护要严格按照相关的维修保养制度进行；6.3） 安全阀：定期检查安全阀的外观；6.4） 液位计：定期一周打开底部的放空阀冲洗液位计；6.5） 控制阀：维修时按照相关维修保养制度进行；6.6） 工艺阀门：阀门要保持清洁；6.7） 设备接地：定期检查容器的接地；6.8） 日常维护时应确保安全可靠防护，不能引发其它事故。更换仪表时当由专业人员执行；6.9） 定期维护；6.10） 分离器是压力容器，应该由有资质的操作人员对其每年在线检测一次、三年内部检测一次；6.11） 定期测量设备的腐蚀率，检查隔板、导水管、内部衬垫是否变形。7) 常见故障判断及处理表5 分离器常见故障判断及处理项目可能原因

27、处理方式油水界面高报警水出口控制阀故障来油含水突然增加控制阀延时动作水出口管线堵塞; 仪表故障设定为手动操作模式，手动打开旁通阀；延长观察时间，果来油含水持续增加，手动打开旁通阀;检查水出口阀的工作状态；参照现场显示仪表调校仪表。油水界面低报警水出口控制阀故障游离水再来有中减少，控制阀动作延迟;仪表故障设定为手动操作模式，手动打开旁通阀;延长观察时间，如果来油含水持续减少，手动关闭出水阀; 参照现场显示仪表调校仪表。油液位高报警油出口控制阀故障来油含油突然增加控制阀延时动作;水出口管线堵塞仪表故障设定为手动操作模式，手动打开旁通阀;延长观察时间，如果来油含油持续增加，手动打开旁通阀;检查油出口

28、阀的工作状态；参照现场显示仪表调校仪表。油液位低报警油出口控制阀故障来油含油突然减少控制阀延时动作;仪表故障设定为手动操作模式，手动打开旁通阀;延长观察时间，如果来油持续减少，手动关闭出油阀; 参照现场显示仪表调校仪表。高压报警气出口控制阀故障;气出口管线堵塞仪表故障打开旁通阀，手动调整;检查气出口阀的工作状态； 参照现场显示仪表调校仪表。低压报警气出口控制阀故障;空压风故障来气减少仪表故障设定为手动操作模式，手动打开旁通阀;通过手动方式打开气路控制阀的旁通.延长观察时间如果来气持续减少关小控制阀的前后闸门；参照现场显示仪表调校仪表.3.2 脱水泵的操作1) 启泵前的准备1.1） 脱水泵在新投

29、、检修后，已完成了所有的安装、调试工作，包括所有的仪表、管件和阀的安装，具备投运条件方能进行下一步的操作；1.2） 检查配电系电压在360400V之间，三相电平衡；1.3） 检查流程正确，各阀门开关位置正确；1.4） 检查各部连接螺栓无松动，电动机接地线无松动；1.5） 检查压力表合格证在有效期内，铅封完好，指针落零；1.6） 检查润滑油清澈透明，油位在油窗的1/22/3之间，自动补充油杯内不低于容积的1/3；1.7） 按泵的旋转方向盘泵35圈，灵活无卡阻；1.8） 检查冷却水系统压力应在0.20.3MPa；1.9） 检查仪表风压力在0.40.6MPa。2) 启泵操作2.1） 当二级分离器油面

30、液位达到2.1m时，脱水泵方可启动；2.2） 打开脱水泵进口阀（全部打开后回半圈）； 2.3） 打开离心泵放气阀，放尽泵内气体，待液体连续流出后，关闭放空阀； 2.4） 打开脱水泵回流阀（全部打开后回半圈）；2.5） 打开冷却器进、出口阀门，调整冷却器内冷却水液位在上下刻度之间；2.6） 配电室合闸送电；2.7） 按启动按钮启动脱水泵；2.8） 当泵压达到最大值稳定后，平稳打开脱水泵出口阀门，调节泵压和排量；2.9） 与中控室取得联系，通知中控室脱水泵已启动；2.10） 对泵机组及各附件进行全面检查；2.11） 对脱水泵上下级设备进行全面检查，确认各参数运行平稳； 2.12） 待泵平稳运行5分

31、钟后，方可离开，随时做好停泵准备； 2.13） 填写脱水泵启动记录。3) 运行中的检查3.1） 检查工艺管线、阀门、法兰等处，有无跑、冒、滴、漏现象，若有应及时处理；3.2） 检查工艺管线上的阀门，泵的各部位固定螺栓有无松动，有应及时紧固；3.3） 检查FV2011C调节阀有无漏气现象；3.4） 检查泵的看窗油位1/22/3之间；3.5） 根据机械密封温度，调整冷却水流量；3.6） 检查泵机组、工艺管线有无异常振动，若有应立即汇报处理；3.7） 检查泵、电机轴承、定子温度在规定范围内（温升不超过40）；3.8） 检查泵、电机有无异响，若有应立即汇报；3.9） 检查泵的进、出口压力有无异常，若有

32、异常应立即汇报处理；3.10） 检查电缆、启动箱有无过热及异味现象，电压、电流是否正常,若有异常应立即汇报； 3.11） 填写脱水泵运转记录。4) 正常停泵4.1） 停泵前先启动备用泵，保持后段压力稳定； 4.2） 关闭脱水泵出口闸门；4.3） 按下脱水泵停止按扭停泵；4.4） 关闭脱水泵进口阀门；4.5） 关闭脱水泵回流阀；4.6） 关闭冷却器进、出口阀；4.7） 若长期停泵放尽泵内液体，切断脱水泵电源；4.8） 填写停泵记录。4.9） 紧急停泵4.10） 如有下列之一时立即按停止按钮停泵，再进行其它操作；4.11） 电机冒烟着火；电机接线盒冒烟着火；4.12） 电机转子扫堂；4.13） 电

33、机转速严重降低，出现异常响声；4.14） 脱水泵严重汽蚀，出现剧烈振动危及泵机组安全时；4.15） 脱水泵下级工艺管线、设备出现刺漏、着火等。 5) 注意事项5.1） 二级分离器油室建立起正常液位，方可启动脱水泵；5.2） 离心泵启动前泵体内充满介质，排尽空气后，方可启动；5.3） 启泵时缓慢打开出口阀门，防止泵抽空产生气蚀；5.4） 平稳操作保持上下游系统工况参数稳定。6) 常见故障判断及处理表6 脱水泵常见故障判断及处理序号故障现象引起原因处理方法1流量不足或打不起压力泵内有气体叶轮与泵体、泵盖间隙大放气调整间隙2扬程达不到铭牌规定值叶轮与泵体、泵盖间隙大调整间隙3机械密封处泄漏严重机械密

34、封损坏更换机械密封4电机过热排量过大泵内有杂物卡住叶轮降低出口闸门开启度清除杂物5异常响声泵、电机、轴承间隙过大泵抽空更换轴承查出原因处理6轴承发热泵轴与电机同心度差黄油不适度调整加适量黄油7电机发响，旋转不起叶轮或轴承绞死三相电缺电检查修理或更换停泵请电工修理3.3 电脱水、电脱盐的操作1) 投运前检查1.1） 设备及其配套设施安装就位，质量联合检查合格。设备试压、试漏合格；1.2） 系统水冲洗、水联运合格；1.3） 安全阀定压正确；1.4） 检查各连接螺栓紧固；1.5） 检查阀门开关灵活，无渗漏，并处在正确位置；1.6） 检查静态混合器；1.7） 检查各仪表完好；1.8） 检查DCS系统正

35、常；1.9） 检查电脱水器接地正常有序；1.10） 检查变压器油位正常、电路正常；1.11） 检查电脱水器控制盘正常；1.12） 检查仪表风系统正常。2) 投运操作2.1） 用氮气置换出设备、管线内的空气，并经检查合格，用热水建立液位；2.2） 打开安全阀进口阀门；2.3） 打开进油管线旁通阀门，并注入破乳剂； 2.4） 打开放水管线旁通阀，手动将界位逐渐调至设定液位，压力调到0.75Mpa；2.5） 观察压力、液位变化，当油水界面在95mm时，打开进油气动阀的上下游阀门，关闭进油旁通阀；2.6） 打开出水管线气动阀的上下游阀门，关闭出水旁通阀；2.7） 打开脱水器出油阀门；2.8） 打开电脱

36、盐器顶部放气阀，放净上部气体；2.9） 启动变压器，通过DCS和MCC监测电流和电压；2.10） 填写投运记录；2.11） 投运期间要做好与系统各有关岗位的联系。3) 运行检查3.1） 检查各连接部位无渗漏；3.2） 检查电流、电压在正常范围内；3.3） 检查油水界面在400mm1300mm之间；3.4） 检查脱水器温度在6085；3.5） 检查脱水器压力在0.70Mpa0.85Mpa；3.6） 检查气动阀运行正常；3.7） 检查脱水器安全系统液位在3400mm3500mm之间。4) 停运操作4.1） 打开排污阀门将电脱水器底部沉积物排闭排罐；4.2） 打开电脱水器跨越阀门；4.3） 停止变压

37、器的电力供应，切断电源，挂警示牌；4.4） 关闭洗盐水流量计的上下游阀门；4.5） 关闭出油阀门；4.6） 关闭出水管线气动阀的上下游阀门；4.7） 关闭进油气动阀的上下游阀门；4.8） 引入热水，清扫设备内的污油，使之排出设备，同时用热水顶替油管线，设备放空至常压；4.9） 打开所有自流排污阀门，将污水排至回收系统；4.10） 待水放完后，设备上下口畅通，排出设备内油气，保证以后检修安全。5) 日常维护5.1） 一周冲排砂一次。每一次排砂不能持续超过5分钟，排砂在液位稳定时进行；5.2） 安全阀的开启和关闭状态每周检查一次；5.3） 液位计排液阀每周排液一次；5.4） 根据生产厂商的建议每周

38、维护；5.5） 阀门保持清洁并且容易开关；5.6） 设备接地整齐有序；5.7） 及时处理跑、冒、滴、漏、渗故障。 6) 故障及处理方法表7 电脱设备常见故障及处理方法项目可能原因处理方法容器内噪音，电流波动大，甚至崩溃a.高液位b.电路板扭曲或绝缘失效c.来油温度低d.来油低压或高温，容器可能发生气体处理e.注入破乳剂太少a.检查界面液位，如果液位太高，打开旁通管线，保持界面液位在正常值b.停止操作，然后检查处理c.调整来油温度d.将来油温度和压力调试正常e.加大破乳剂注入量排污水含油高a.来油温度低b.注入破乳剂太少c.低液位d.分析器故障a.调整来油温度b.加大破乳剂注入量c.提高界面液位

39、至正常d.修理仪器成品油含盐高a.来的盐分浓度高b.注入破乳剂太少c.稀释水减少d.低液位a.加大稀释水量b.加大破乳剂注入量c.加大稀释水量d.提高界面液位至正常电脱水突然崩溃a.液位太高b.原油自然变化，乳化层变厚c.绝缘棍被刺穿d.绝缘支撑破坏或引线，电短路e.来油压力低或进口温度高，容器中产生气以及低液位造成保护开关关闭a.打开排水管线排水b.加大破乳剂注入量，排出乳化液c.关闭并修理，必要时进行更换d.关闭并修理，必要时进行更换e.将来油温度和压力调试正常电源电流上升a.进口油温高b.原油性质改变c.电压升高d.高液位e.油井酸洗后的酸液或老化污染原油进入容器f.引进棒以及高压电绝缘

40、悬挂老化，从而造成绝缘性能下降a.调整来油温度b.减小变压器的1或2输出级c.减小变压器的1或2输出级d.降低油水界面e.切断酸液或老化污染原油，降低变压器输出级直到重新趋于正常，逐渐调整到较高液位f.关闭或改变引进棒，以及高压电的绝缘挂钩高压报警a.上游压力波动b.原油出口管线阻塞故障c.仪器故障a.调整来油压力正常b.检查原油出口管线的阀门状态，打开旁通阀，手动泄压c.调整和验证对比油田仪器低压报警a.上游压力波动b.仪器故障a.调整来油压力正常b.调整和验证对比油田仪器3.4 原油稳定塔的操作1) 投运前的检查1.1） 检查各连接螺栓紧固；1.2） 检查阀门开关灵活，无渗漏，并处在正确位

41、置；1.3） 检查各仪表完好；1.4） 检查DCS系统正常；1.5） 检查稳定塔接地有序可靠；1.6） 检查仪表风系统正常；1.7） 导通上下游流程；1.8） 引入约50的热水进入原油稳定塔（如果现场不具备条件，可引入清水），建立液位。人工改变液位，观察变送器和液位计随同液位的变化，确保液位计正常工作。2) 投运2.1） 缓慢打开稳定塔进口20阀门；2.2） 打开仪表风闸门，在中控室用手动方式将进油管线气动阀打开10%；2.3） 打开安全阀的旁通阀将氮气放到高压火炬； 2.4） 观察液位、压力，当塔内液位达到1500mm米时，关闭安全阀旁通阀；2.5） 当容器内压力达到0.015Mpa时，打开

42、气管线气动阀的上下游阀门，保持压力在0.005Mpa0.025Mpa；2.6） 当液位达到8500mm时，全开出油管线阀门，启动稳定泵调节稳定塔液位；2.7） 当液位升至10000mm 时，缓慢关小稳定泵回流降低液位；当液位降至1500mm 时，开大稳定泵回流提升液位。确保原油稳定塔液位在1500mm10000mm 之间；2.8） 手动运行一小时后，将稳定泵调到自动状态；2.9） 填写投运记录；2.10） 投运期间与系统各有关岗位做好联系；3) 运行检查3.1） 检查各仪表显示正常；3.2） 检查液位、温度、压力在正常范围内；3.3） 检查气动阀运行正常；3.4） 检查各连接部位无渗漏。4)

43、停运4.1） 导通稳定塔跨越流程，原油进应急罐；4.2） 关闭进油管线20阀门；4.3） 关闭进油管线气动阀的上下游阀门，关闭气动阀；4.4） 打开安全阀旁通阀门将塔内余气排到火炬系统；4.5） 当液位降到500mm时停稳定泵；4.6） 关闭安全阀旁通阀门；4.7） 关闭出油管线阀门；4.8） 关闭仪表风闸门；4.9） 长期停运，用氮气置换稳定塔内气体。5) 日常维护5.1） 安全阀的开启和关闭状态每周检查一次；5.2） 液位计排液阀每周排液一次；5.3） 根据生产厂商的建议每周维护；5.4） 阀门保持清洁并且容易开关；5.5） 设备接地整齐有序；5.6） 及时处理跑、冒、滴、漏、渗故障；5.7） 稳定塔每年在线检查一次，内件三年检查一次。检修期间，设