Анализ потерь нефти и газа в системах сбора и подготовки нефти и пути их уменьшения
Геологическое строение и особенности разработки Южно-Александровского месторождения. Технологическая схема сбора, подготовки и транспорта нефти в НГДУ "Речицанефть". Анализ мест потерь нефти и газа, рекомендации по их уменьшению в различных процессах.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 29.12.2010 |
| Размер файла | 279,6 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Глусский район - 32,775 тыс. м3
Всего технологические потери газа по НГДУ «Речицанефть» составили: 570,986 тыс. м3.
Технологические потери нефтяного газа на нефтесборных пунктах имеют место вследствие неплотностей соединений и уплотнений ЗРА и аппаратов, проверки работоспособности предохранительных клапанов на сепараторах и булитах, ревизии предохранительных клапанов, в том числе освидетельствования аппаратов, а также вывода из технологической системы дренажной воды, содержащей углеводороды.
Объем потерь газа через неплотности соединений и уплотнений ЗРА рассчитан по формулам (3.1), (3.2), при проверке работоспособности предохранительного клапана (ПК) - по формуле (3.4), при ревизии ПК и освидетельствовании аппарата - по формуле (3.5), через неплотности аппаратов, в которых вещества находятся в основном в жидкой фазе - по формуле (3.6).
Объем потерь газов и паров из аппаратов и емкостей, в которых вещества находятся в основном в парогазовой фазе (булиты осушки), рассчитывается по формуле:
, (3.8)
где - молярная масса паров нефтепродуктов, табл. 3.
Технологические потери газа за счет растворимости его в дренажной воде определены исходя из его количественного содержания в дренажной воде и объема дренажных вод.
Количественное содержание газа, растворенного в дренажной воде, определяется экспериментально. Пробы дренажной воды отбирают в жидкостные контейнеры на Вишанском и Осташковичском нефтесборных пунктах при температуре и давлении, соответствующих режиму сепарации нефти. В лабораторных условиях газонасыщенная дренажная вода подвергается дегазации с определением объема выделившегося газа, объема и плотности дегазированной дренажной воды. По результатам исследований рассчитывают объем растворенного в дренажной воде газа, приведенный к стандартным условиям: 20оС и 760 мм рт. ст.
Расчет технологических потерь газа за счет его растворимости в дренажной воде приведен в нижеследующей таблице.
Таблица 3.1. Технологические потери газа за счёт его растворимости в дренажной воде
|
Источник потерь |
Объем дренажной воды, м3/9 мес. |
Плотность дренажной воды, г/см3 |
Удельное содержание газа в дренажной воде, м3/м3 |
Потери газа, тыс. м3/год |
|
|
Вишанский НСП |
218340 |
1,117 |
0,0349 |
10,160 |
|
|
Осташковичский НСП + БКНС-3 |
1785870 |
1,174 |
0,0212 |
50,480 |
Технологические потери газа на нефтесборных пунктах составили:
Вишанский НСП - 57,735 тыс. м3;
Давыдовский НСП - 11,246 тыс. м3;
Осташковичский НСП - 161,760 тыс. м3;
Речицкий НСП - 95,216 тыс. м3.
Технологические потери нефтяного газа на компрессорной станции имеют место вследствие:
- неплотностей соединений и уплотнений ЗРА и аппаратов;
- проверки работоспособности предохранительного клапана;
- ревизии предохранительного клапана, в том числе освидетельствования аппарата;
- неплотности вала компрессора.
Объем потерь газа через неплотности соединений и уплотнений ЗРА рассчитывают по формулам (3.1), (3.2), через неплотности аппаратов - по формуле (3.7), при проверке работоспособности предохранительного клапана (ПК) - по формуле (3.4), при ревизии ПК и освидетельствовании аппаратов - по формуле (3.5).
Объем потерь нефтяного газа через уплотнение вала компрессора определяется по формуле:
(3.9)
где: - потери на один рабочий компрессор, =0,12 кг/ч;
- количество компрессоров.
Технологические потери нефтяного газа составили 6,316 тыс. м3.
Потери газа из газопроводов имеют место вследствие:
- неплотностей соединений и уплотнений ЗРА;
- продувок конденсатосборников.
Объем потерь газа через неплотности соединений и уплотнений ЗРА рассчитывают по формулам (3.1), (3.2).
Периодическая проверка всей газотранспортной системы проводится один раз в месяц путем продувок конденсатосборников. В год количество продувок для каждого конденсатосборника равно 12.
Объем потерь при продувке конденсатосборников определяется по формуле:
, (3.10)
где:- количество продувок;
- объем конденсатосборника, =3,0 м3.
Технологические потери газа из газопроводов составили 0,811 тыс. м3.
Технологические потери газа в НГДУ «Речицанефть» в 2004 г. составят 0,49% объемн. от его годовой добычи (253385 тыс м3).
3.3.2 Технологические потери нефти
Технологические потери нефти имеют место:
- в результате испарения нефти в промысловых резервуарах нефтесборных пунктов;
- при техническом обслуживании установки улавливания легких фракций (УУЛФ);
- за счет уноса со сточными водами;
- через неплотности соединений и уплотнений РВС;
- при опорожнении резервуаров перед ремонтом;
- при проверке работоспособности и ревизии предохранительных клапанов;
- через уплотнения запорно-регулирующей арматуры и насосов;
- при замере уровней и отборе проб нефти из резервуаров.
На Вишанском и Осташковичском НСП промысловые резервуары задействованы для аварийных случаев, а также для замера добычи нефти по группам месторождений (при необходимости). На Давыдовском НСП резервуар предназначен для сбора сепарированной нефти Судовицкого месторождения.
Потери вследствие испарения нефти в резервуарах НСП рассчитывают по формуле:
т (3.11)
где П - годовые выбросы легких углеводородов нефти в атмосферу, т/год;
- давление насыщенных паров при температуре 38оС, мм. рт. ст.;
- молекулярная масса паров нефти, принимается в зависимости от температуры начала кипения;
- опытные коэффициенты для приведения значений концентраций насыщенных паров в резервуарах при температуре 38оС к фактической температуре нефти при закачке ее в резервуар;
- опытный коэффициент, характеризующий эксплуатационные особенности резервуара (наземный, вертикальный, объем);
- опытный коэффициент;
- коэффициент годовой оборачиваемости резервуара;
- количество нефти, поступающей в резервуары, т/год;
- плотность нефти, т/м3.
Технологические потери нефти составляют 99,230 т/год, в том числе:
- Вишанском НСП - 10,124 т/год;
- Давыдовском НСП - 58,106 т/год;
- Осташковичском НСП - 31,051 т/год;
- в накопительной емкости для нефти Отрубовского месторождения - 3,083 т/год.
Герметизация резервуаров УПН с помощью установки улавливания легких фракций нефти (УУЛФ) позволяет откачивать вытесняемые углеводородные пары и направлять их в газосборную сеть. В связи с этим ликвидированы потери от испарения легких углеводородов нефти из сырьевых и товарных резервуаров УПН.
В соответствии с графиком технического обслуживания установки улавливания легких фракций, утвержденным главным инженером НГДУ «Речицанефть», отключение УУЛФ от резервуаров для ее технического обслуживания проводится 4 раза в году, текущего ремонта - 1 раз в году.
При совмещении технического обслуживания и текущего ремонта, время, в течение которого установка не работает, составляет 4 дня в году.
По формуле (3.10) рассчитаны потери легких углеводородов нефти в сырьевых и товарных резервуарах при плановом отключении УУЛФ.
- в сырьевых резервуарах - 33,195 т
- в товарных резервуарах - 33,956 т.
Коммуникации УУЛФ имеют в своем составе 19 шт. ЗРА. Потери легких углеводородов нефти, вытесняемых из резервуаров в систему УУЛФ, через неплотности ЗРА рассчитаны по формулам (3.1), (3.2).
Потери нефти через ЗРА коммуникаций УУЛФ составляют 0,790 т.
Величина технологических потерь нефти со сточными водами рассчитывается по формуле:
, (3.12)
где gуд - удельное содержание нефти в сточной воде, мг/л;
Qв - объем сточных вод, м3.
По данным химлаборатории НГДУ «Речицанефть» содержание нефти в сточных водах находится в диапазоне:
- УПН+БКНС-2 - 1,0-10,0 мг/л;
- БКНС- 4 - 10,0-120,0 мг/л;
- БКНС-Виша - 10,0-15,0 мг/л;
- Шурф Давыдовка - 7,5-17,5 мг/л;
Расчет потерь нефти со сточными водами представлен в таблице.
Таблица 3.2. Потери нефти со сточными водами
|
Объект исследований |
Объем сточных вод за 9 мес. 2003 г., м3 |
Средневзвешенное содержание нефти в сточных водах, мг/л |
Потери нефти, т/9 мес. |
Потери нефти, т/год |
|
|
УПН+ БКНС-2 |
696040 |
4,55 |
3,167 |
4,223 |
|
|
БКНС-4 |
1328730 |
47,28 |
62,822 |
83,761 |
|
|
Шурф Давыдовка |
457140 |
10,94 |
5,001 |
6,668 |
|
|
БКНС-Виша |
218340 |
11,75 |
2,565 |
3,420 |
|
|
Всего |
98,074 |
Потери нефти со сточными водами составляют 98,047 т/год.
Сточные воды БКНС-4 закачиваются в нагнетательные скважины, находящиеся на территории Речицкого и Светлогорского районов.
Потери паров нефти через неплотности соединений и уплотнений резервуаров рассчитывают по формуле:
, т (3.13)
где - давление в резервуаре, 0,000245 МПа;
- объем РВС, м3;
ф - время работы РВС в год, 8760 ч;
- коэффициент по таблице;
Исходные данные и результаты расчета потерь на Вишанском, Давыдовском, Осташковичском и Речицком НСП представлены в таблице.
Таблица 3.3. Потери нефти через неплотности соединений и уплотнений резервуаров на Вишанском, Давыдовском, Осташковичском и Речицком НСП
|
Параметры |
Давы-довский |
Осташковичский |
Вишанский |
Речицкий |
|||||||
|
Легкая нефть |
основной поток |
||||||||||
|
К-во РВС |
2 |
2 |
1 |
2 |
1 |
1 |
3 |
2 |
1 |
5 |
|
|
Тип |
сыр. |
сыр. |
Сыр. |
сыр. |
сыр. |
сыр. |
тов. |
сыр. |
сыр. |
тов. |
|
|
V РВС, м3 |
2000 |
2000 |
1000 |
2000 |
5000 |
2000 |
5000 |
2000 |
5000 |
5000 |
|
|
Кэ |
1,60 |
1,60 |
1,60 |
1,60 |
1,24 |
1,24 |
0,89 |
1,60 |
1,60 |
1,40 |
|
|
П на 1 РВС, т/год |
0,0776 |
0,0776 |
0,0446 |
0,0776 |
0,2085 |
0,1002 |
0,2904 |
0,0776 |
0,1616 |
0,1846 |
|
|
П, т/год |
0,155 |
0,155 |
0,045 |
0,155 |
0,209 |
0,100 |
0,920 |
0,155 |
0,161 |
0,923 |
Всего потери через неплотности резервуаров составляют 2,978 т/год.
Потери при опорожнении и зачистке резервуаров перед ремонтом - это потери легких углеводородов нефти, находящихся в паровоздушном пространстве резервуара.
Потери легких углеводородов нефти рассчитывают по формуле:
т (3.14)
План-графиком зачистки и ремонта резервуаров на 2004 год запланирован ремонт 6 РВС.
Потери при опорожнении 6 резервуаров перед ремонтом составляют 30,042 т/год.
Таблица 3.4. Потери при опорожнении резервуаров
|
Район |
НСП |
№РВС |
Шт. |
Объем, м3 |
Потери нефти, т |
|
|
Октябрьский |
Вишанский |
4 |
1 |
2000 |
3,402 |
|
|
Светлогорский |
Осташковичский |
1,2 |
2 |
1000 |
3,402 |
|
|
Речицкий |
Речицкий +НСП |
7 4, 2 |
1 2 |
2000 5000 |
3,402 19,836 |
|
|
Всего |
6 |
30,042 |
Вследствие утечек через уплотнения запорно-регулирующей арматуры и насосов в процессе сбора, подготовки, транспортирования и хранения происходят потери нефти, подлежащей утилизации. Однако, часть указанной нефти испаряется и теряется безвозвратно. Испарившаяся нефть относится к технологическим потерям.
Согласно методике производят замеры объема нефти, вытекающей через неплотности уплотнений насосов и ЗРА в течение определенного промежутка времени. Затем нефть подвергают испарению в течение заданного времени при температуре, обусловленной технологическим процессом сбора и подготовки нефти. По результатам исследований определяют значения доли испарившейся нефти.
Годовые потери через уплотнения ЗРА и насосов рассчитывают по формуле:
, т (3.15)
где - количество ЗРА или насосов.
Потери нефти от утечек через неплотности, по данным НГДУ, имеют место примерно на 20% от общего количества ЗРА.
Исходя из величины удельных потерь и количества источников потерь (ЗРА), имеющих утечки нефти через неплотности, рассчитывают суммарные потери нефти через уплотнения ЗРА, которые составляют:
Таблица 3.5. Потери нефти через уплотнения ЗРА
|
Район |
Потери нефти через неплотности ЗРА, т |
|||||
|
скв. |
ГЗУ |
НСП |
насосы |
всего |
||
|
Речицкий |
13,723 |
28,742 |
41,355 |
0,279 |
84,102 |
|
|
Светлогорский |
8,164 |
17,515 |
19,667 |
0,239 |
45,585 |
|
|
Октябрьский |
1,557 |
3,194 |
1,312 |
0,200 |
6,263 |
|
|
Жлобинский |
0,813 |
2,495 |
3,308 |
|||
|
Калинковичский |
1,542 |
1,796 |
3,338 |
|||
|
Глусский |
0,180 |
1,796 |
1,976 |
|||
|
Хойникский |
0,155 |
0,155 |
||||
|
Всего |
144.727 |
Потери нефти через уплотнения ЗРА и насосов равны 144,727 т/год.
Потери легких углеводородов нефти при проверке работоспособности ПК определяют по формуле:
, т (3.16)
где F - площадь сечения замерного люка, м2 (диаметр ПК - 0,15 м);
- продолжительность продувки клапана, =60 с;
- количество продувок клапана в год, =36,5 (по данным НГДУ поверка работоспособности клапана происходит 1 раз в 10 дней);
- коэффициент расхода газа, = 0,4.
Температура нефти в сырьевом РВС - 293оК, в товарном - 313оК.
Потери при ежегодной ревизии ПК, в том числе освидетельствовании аппаратов (резервуаров) рассчитаны по формуле:
, т (3.17)
Исходные данные и результаты расчета потерь на Вишанском, Давыдовском, Осташковичском и Речицком НСП представлены в таблице.
Таблица 3.6. Потери нефти при проверке работоспособности ПК на Вишанском, Давыдовском, Осташковичском и Речицком НСП
|
Параметры |
Давыдовский |
Осташковичский |
Вишан-ский |
Речицкий |
|||||||
|
легкая нефть |
основной поток |
||||||||||
|
К-во РВС |
2 |
2 |
1 |
2 |
1 |
1 |
3 |
2 |
1 |
5 |
|
|
Тип |
сыр. |
сыр. |
сыр. |
сыр. |
сыр. |
сыр. |
тов. |
сыр. |
сыр. |
тов. |
|
|
Кол-во ПК |
4 |
4 |
2 |
4 |
2 |
2 |
6 |
4 |
2 |
10 |
|
|
V РВС, м3 |
2000 |
2000 |
1000 |
2000 |
5000 |
2000 |
5000 |
2000 |
5000 |
5000 |
|
|
Потери при проверке ПК, т/год |
0,078 |
0,078 |
0,039 |
0,078 |
0,039 |
0,039 |
0,136 |
0,078 |
0,039 |
0,227 |
|
|
Потери при ревизии ПК, т/год |
0,017 |
0,017 |
0,004 |
0,017 |
0,021 |
0,009 |
0,07 |
0,017 |
0,021 |
0,116 |
|
|
Всего, т/год |
0,095 |
0,095 |
0,043 |
0,095 |
0,06 |
0,048 |
0,206 |
0,095 |
0,06 |
0,343 |
Технологические потери при проверке работоспособности и ревизии ПК на резервуарах составляют 1,140 т/год.
Потери легких углеводородов нефти через замерной люк имеют место при замере натурных остатков в РВС, а также при отборе проб.
По данным НГДУ замер натурных остатков в сырьевых и товарных РВС осуществляется ежемесячно, также в двух сырьевых РВС УПН производится замер уровня 6 раз в сутки для контроля за водяной подушкой. Отбор проб из товарных РВС производится при сдаче нефти 1 раз в сутки из каждого РВС, также для акта снятия натуральных остатков, пробы отбирают из всех РВС ежемесячно.
Величины этих потерь рассчитывают по формуле:
, т (3.18)
где - площадь сечения замерного люка, м2 (диаметр люка = 0,15 м);
- коэффициент расхода газа, = 0,4;
- коэффициент сжимаемости газа;
- температура в резервуаре, оК.
- продолжительность операции, =600 с;
- количество операций в год;
Рассчитанные по формуле потери легких углеводородов нефти по районам составляют:
Октябрьский район (Вишанский НСП) - 0,095 т;
Светлогорский район (Давыдовский и Осташковичский НСП) - 0,239 т;
Речицкий район (Речицкий НСП+УПН) - 21,442 т.
Технологические потери нефти при замере уровней и отборе проб составляют 21,776 т/год.
Суммарные среднегодовые технологические потери нефти в НГДУ «Речицанефть» в 2004 г. составят 469,04 т или 0,026% от планируемой годовой добычи нефти (1804000 т).
4. Рекомендации по уменьшению потерь нефти и газа в различных процессах
4.1 Борьба с потерями нефти и газа
На основании информации, изложенной в [3 с. 266-269] можно определить следующие основные методы борьбы с потерями нефти и газа в системе сбора и подготовки нефти.
Потери нефти на нефтяных месторождениях можно подразделить на две крупные категории:
1) потери в недрах вследствие неполного извлечения её из пласта;
величина этих потерь зависит от многих природных факторов и в большей степени определяется применяемой системой разработки нефтяного месторождения;
2) потери извлеченных на поверхность нефти и газа за счет несовершенства системы сбора, подготовки и транспорта нефти и аварийных ситуаций, возникающих в этой системе;
3) отставание обустройства месторождений от темпов их разработки.
Для сокращения потерь нефти в пласте первостепенное значение имеет внедрение наиболее рациональных методов разработки нефтяных месторождений. Что касается второй категории потерь, то их можно разделить на две группы: эксплуатационные и аварийные.
Эксплуатационные потери нефти и газа составляют от 60 до 75% от общих. Наиболее часто они связаны с несовершенством системы сбора и транспорта, а также с применением негерметизированных систем подготовки нефти и воды и несовершенством сепарационного оборудования.
Самой несовершенной с точки зрения потерь системой сбора нефти и газа является самотечная система. Потери нефти от испарения в условиях самотечной системы в отдельных случаях могут достигать 3-4% мас. от добываемой нефти. Предотвратить потери углеводородов при такой системе сбора практически невозможно. Поэтому на современных месторождениях самотечная система не применяется. А на старых она подлежит коренной реконструкции, с заменой традиционных объектов самотечной системы сбора (трапы, мерники, промежуточные сборные пункты и насосные станции) на оборудование, применяемое при герметизированной системе сбора.
Ликвидация потерь нефти и газа в герметизированных однотрубных системах сбора обеспечивается применением только герметичного оборудования по всей технологической цепочке этой системы и жесткой технологической связью системы сбора с установками по подготовке нефти и газа (подача продукции скважин непосредственно на установку подготовки нефти без использования сырьевых резервуаров).
В связи с внедрением герметизированных однотрубных систем сбора нефти и газа обычно общее давление в системе возрастает и соответственно увеличивается и давление на устье нефтяных скважин. Поэтому особое внимание должно быть уделено герметичности сальников полированных штоков на скважинах, оборудованных штанговыми насосами. С целью сокращения потерь в сальниках разработаны различные сальниковые уплотнения с применением новых материалов, которые надежно без пропусков работают при давлениях до 4,0 МПа. На фонтанных скважинах и скважинах, оборудованных погружными электроцентробежными насосами, широко используются при добыче парафинистых нефтей футерованные насосно-компрессорные трубы, применение которых практически исключает операции по спуску и подъему скребков и соответственно пропуски нефти и газа через сальники лубрикаторов.
Потери нефти из-за несовершенства сепарационного оборудования в основном связаны с тем, что в сепараторах не всегда удается снизить унос газа вместе с нефтью до минимума, в результате чего нефть вместе с частью газа может поступать в негерметичные резервуары. При выделении газа из нефти в резервуарах обычно вместе с газом уносятся и более тяжелые углеводороды, что увеличивает потери нефти. Усовершенствование сепараторов с целью сведения к минимуму уноса газа вместе с нефтью обычно проводится путем улучшения внутренних устройств, способствующих наиболее полному выделению газа из нефти. А также за счет выбора соответствующего объема емкости сепаратора, чтобы время пребывания нефти в нем было достаточным для отделения максимального количества газа.
Наиболее серьезным источником потерь нефти является использование негерметичных резервуаров в качестве отстойников для отделения и сброса воды. Потери нефти при этом возрастают прямо пропорционально температуре подогреваемой нефтяной эмульсии.
С целью ликвидации потерь нефти при её подготовке во всех современных установках применяется герметичное оборудование с отбором газа после нагрева в печах или подогревателях-деэмульсаторах и с последующей горячей сепарацией под вакуумом перед поступлением нефти в товарные резервуары.
При сепарации под вакуумом давление паров нефти становится ниже атмосферного давления и потери нефти в резервуаре, работающем под атмосферным давлением, будут сведены к минимуму. Поэтому внедрение сепарации нефти под вакуумом перед её поступлением в товарные резервуары является одним из действенных мероприятий по сокращению потерь на нефтяных месторождениях.
При хранении нефти в резервуарах товарных парков возможны потери наиболее ценных фракций нефти от больших и малых дыханий резервуаров.
Большими дыханиями резервуаров называют процессы вытеснения паров нефти при заполнении резервуара и впуска воздуха при его опорожнении.
Малые дыхания в резервуарах возникают в результате изменения суточной температуры и барометрического давления наружного воздуха. Днем при нагревании резервуара давление паров нефти в нем может превысить расчетное давление дыхательных клапанов и часть паров нефти через дыхательный клапан выйдет в атмосферу. В ночное же время, когда температура окружающего воздуха понизится, часть паров нефти в газовом пространстве резервуара сконденсируется, давление упадет и при достижении расчетного вакуума наружный воздух начнет поступать в газовое пространство резервуара.
Уменьшение потерь от малых дыханий может быть достигнуто сокращением суточных колебаний температуры в газовом пространстве резервуара путем применения предохранительной окраски резервуаров в светлые тона и использованием железобетонных резервуаров.
Наиболее экономичной считается покраска резервуара в белый цвет, с применением в качестве красителя двуокиси титана.
В процессе больших дыханий объем дыхания приблизительно равен объему закачанной в резервуар нефти. Такой же объем газа и паров через дыхательный клапан вытесняется в атмосферу, в результате чего происходят потери нефти. К средствам снижения потерь нефти в резервуарах от больших дыханий относится применение газоуравнительной обвязки: газовые пространства резервуаров соединяют между собой системой трубопроводов. Работа резервуаров с такой обвязкой весьма эффективна, когда заполнение одних и откачка нефти из других резервуаров проводятся одновременно. Однако в работе резервуарных парков трудно добиться одновременного заполнения одних резервуаров и опорожнения других. В этих случаях в газоуравнительную систему подключают резервуары-компенсаторы или резервуары с подъемными (плавающими) крышами, что усложняет эксплуатацию газоуравнительной обвязки.
Наиболее эффективным методом борьбы с потерями от больших дыханий является отказ от использования резервуаров для приемо-сдаточных операций и переход к системам безрезервуарной откачки нефти в нефтепровод. Таким образом, дыхания резервуара сводятся к минимуму и соответственно снижаются потери нефти.
Большое значение в сокращении потерь нефти в резервуарах имеет поддержание в исправном состоянии резервуарного оборудования, внедрение непримерзающих дыхательных клапанов, дисков отражателей, применение понтонов из синтетических материалов, которые дают возможность резко сократить потери при больших дыханиях резервуаров.
Борьбу с потерями нефти необходимо вести также на установках подготовки сточных вод. В открытых схемах подготовки сточных вод последние сбрасывают из ёмкостей предварительного сброса воды и отстойников в открытые нефтеловушки, пруды-отстойники и пруды-испарители, которые имеют большие поверхности, поэтому часть нефти теряется в результате испарения и окисления.
Применение закрытых систем очистки сточных вод позволяет решить вопросы сбора и возврата ловушечной нефти для повторной подготовки и улавливать основную массу нефти, теряемую со сточными водами.
Третья причина потерь нефти и попутного нефтяного газа связана с существующим порядком ввода нефтяных месторождений.
Обычно новые месторождения вводятся в разработку при отсутствии завершенного строительством технологического комплекса сооружений по сбору и подготовке нефти и газа. При этом большой процент нефти и попутного нефтяного газа оказываются безвозвратно потерянными, а сами сооружения по утилизации газа и продуктов испарения нефти - малоэффективными. Такой порядок ввода нефтяных месторождений является следствием того, что старые системы сбора требуют значительных капитальных вложений, большого количества оборудования, а также мощных строительно-монтажных организаций для их строительства.
Для сокращения потерь нефти и попутного газа применяется современная напорная система сбора нефти и газа. Система основана на применении новой технологии - однотрубного сбора продукции скважин в пределах отдельных месторождений или участков, транспорта газонасыщенных нефтей, бескомпрессорного транспорта газа на большие расстояния, и укомплектована новым высокопроизводительным оборудованием.
Система обеспечивает максимальную централизацию технологических объектов по сбору продукции скважин, подготовке нефти и переработке газа в одном пункте, обслуживающем группу месторождений нефтяного района. Это позволяет отказаться от строительства технологических установок по подготовке нефти и воды, газосборных компрессорных станций и других объектов на каждом месторождении.
Применение напорных систем требует значительно меньшего набора сооружений, меньших капитальных затрат, металловложений и объемов строительно-монтажных работ.
Заводское изготовление основного технологического оборудования в ещё большей степени сокращает объёмы строительно-монтажных работ, проводимых на промыслах.
Всё это способствует сокращению сроков обустройства новых месторождений.
Полная ликвидация потерь нефти и газ в напорной системе сбора обеспечивается следующими мероприятиями:
применением только герметичного оборудования по всей технологической цепочке системы сбора /замерных и сепарационных установок, установок по подготовке нефти и газа, узлов учета нефти по отдельным промыслам и участкам, узлов учета товарной нефти, сдаваемой транспортным организациям и др./;
осуществлением жесткой технологической связи системы сбора с установками по подготовке нефти и газа, обеспечивающей поступление нефти на установки непосредственно, минуя сырьевые резервуары;
проведением стабилизации нефти, то есть отбора части головных углеводородов с целью предотвращения их потерь при дальнейшем транспорте и хранении нефти.
4.2 Методы борьбы с технологическими потерями в НГДУ «Речицанефть»
Источниками технологических потерь нефти являются сырьевые и товарные резервуары УПН, а также резервуары на Вишанском и Осташковичском НСП. Последние используются только для периодического замера добычи нефти по промыслам и группам месторождений ЦДНГ-2 и ЦДНГ-3.
По данным, изложенным в [13 с.], с целью сокращения потерь нефти и выбросов их в атмосферу в НГДУ «Речицанефть» до 1995 года внедряли целый ряд мероприятий:
§ реконструкция концевой сепарационной установки
§ снижение давления на концевой ступени сепарации
§ реконструкция узла теплообменной аппаратуры и другие.
Однако, к началу 1995 года технологические потери нефти и выбросы её в атмосферу оставались довольно значительными (0,375% масс.). Основными источниками этих потерь были резервуары сырой и товарной нефти, выбросы из которых были обусловлены большими и малыми «дыханиями».
В соответствии с планом мероприятий по охране воздушного бассейна на 1992-1995 гг. в НГДУ «Речицанефть» смонтирована и в июле 1995 года введена в эксплуатацию установка улавливания лёгких фракций (УЛФ). Принцип работы установки сводится к следующему: газовые пространства резервуаров через систему газопроводов соединяются между собой, в результате чего потери от больших и малых «дыханий» полностью устраняются. Однако, в реальных условиях работы резервуаров, учитывая необходимость проведения технологических операций по обслуживанию оборудования (ревизия и проверка работоспособности предохранительных клапанов), а также неплотности запорной регулирующей арматуры, незначительные выбросы углеводородов в атмосферу всё же имеют место. Кроме того, техническое состояние (негерметичность) крыш резервуаров, ремонтные и профилактические работы вызывают неконтролируемые утечки лёгких углеводородов, которые к технологическим потерям не относятся.
Учитывая вышеизложенное, на первом этапе (1995-1996 г.) до достижения устойчивого (проектного) технологического режима работы установки УЛФ значение фактических выбросов углеводородов принимали 25 - 30% от величины потерь до внедрения УЛФ, что составило по сырьевым резервуарам 0, 045%, по товарным - 0,053%.
После достижения устойчивого режима работы установки УЛФ технологические потери нефти на УПН теоретически должны иметь место только при проверке работоспособности предохранительных клапанов резервуаров и от утечек через уплотнения технологического оборудования.
Таким образом, технологические потери газа и нефти в НГДУ «Речицанефть» при постоянной работе установки УЛФ должны были составить:
· нефтяного газа - 0,84% от объёма добычи газа,
· нефти - 0,01% от добычи нефти, в том числе
ь со сточными водами - 0, 06% масс.
ь в резервуарах ЦДНГ-2 и ЦДНГ-3 - 0,004% масс.
В случае отключения установки УЛФ на планово-профилактические и другие, не предусмотренные планом работы, величины технологических потерь лёгких углеводородов нефти в резервуарах УПН останутся такими же, что были определены до внедрения УЛФ:
· в сырьевых резервуарах - 0,154% масс.
· В товарных резервуарах - 0,211% масс.
В 1997 году [8 с. 87-89] с целью изучения процесса испарения нефти в резервуарах, обвязанных системой трубопроводов УЛФ, БелНИПИНефть была выполнена серия промысловых и лабораторных исследований (6 экспериментов по сырьевым и 6 экспериментов по товарным резервуарам).
Количество испарившихся из нефти лёгких углеводородов определялось методом измерения давления насыщенных паров нефти до и после резервуара и рассчитывалось по формуле:
(4.1)
где Q - количество испарившейся нефти, доля единицы;
Pso и Ps - давление насыщения паров нефти, пробы которой отбирались соответственно, до и после резервуара, МПа;
К - эмпирический коэффициент, постоянный для данной нефти, безразмерная величина.
Значение коэффициента К определялось экспериментально. Для этого отбирались пробы нефти, поступающей в резервуар после её окончательной сепарации на КСУ. Образцы нефти в лабораторных условиях подвергались испарению до разных уровней. Определялось давление насыщенных паров исходного и испарившихся образцов.
Коэффициент К рассчитывался по формуле:
(4.2)
Производился отбор нефти при наполнении и откачке сырьевых и товарных резервуаров. Определялось давление насыщения отобранных проб. По формуле (4.1) с учётом экспериментально установленного коэффициента К рассчитывалось количество испарившейся нефти.
Как показали выполненные в 1997 году исследования, количество углеводородов, выделившихся из нефти в газовое пространство резервуаров, сократилось по сравнению с предыдущими годами (до внедрения установки УЛФ):
· в сырьевых резервуарах с 0. 154 до 0.117% масс.
· в товарных резервуарах с 0.211 до 0.069% масс.
Такое уменьшение испаряемости нефти связано с изменением термодинамических условий системы нефть-газ в резервуарах после обвязки их газовой системой, исключающей и значительно уменьшающей поступление в резервуары воздуха.
Замещение воздуха в газовом пространстве резервуара углеводородным газом замедляет процесс испарения нефти, так как в этом случае согласно закону газового равновесия для системы нефть-газ быстрее устанавливается равновесное содержание углеводородных компонентов в газе над нефтью и, следовательно, уменьшается её испаряемость. При этом, чем тяжелее находящийся в контакте с нефтью газ; тем, согласно этому же закону, меньше испаряемость нефти и при определённых термодинамических условиях (давление, температура, состав газовой фазы) может происходить адсорбция нефтью тяжёлых углеводородов из газовой среды.
По мере движения нефти от сырьевых резервуаров к товарным, прослеживается утяжеление остаточного газа по мере продвижения от КСУ через сырьевые и товарные резервуары.
Кроме того, газ, выделившийся в газовое пространство обвязанных системой УЛФ сырьевых резервуаров, легче, чем газ из газового пространства товарных резервуаров.
Именно разницей в составе газа, насыщающего газовое пространство резервуаров, обусловлена меньшая степень снижения испаряемости нефти в сырьевом резервуаре, чем в товарном:
· в сырьевых резервуарах на 0.037% (с 0. 154 до 0.117% масс.);
· в товарных резервуарах на 0.142% (с 0.211 до 0.069% масс.).
По результатам исследований было установлено, что с вводом в эксплуатацию установки УЛФ достигается не только полная утилизация испарившихся лёгких углеводородов, но и более полное сохранение их в растворённом состоянии.
4.3 Современные технологии, применяемые для уменьшения потерь углеводородов и защиты окружающей среды
В [7, с. 20-26] показана актуальность проблемы испарения нефти и нефтепродуктов в процессах их транспортирования и хранения, представлены существующие пути и способы ее решения. Приведена разработанная авторами принципиальная технологическая схема системы улавливания легких углеводородных фракций с использованием жидкостно-газового струйного аппарата.
Ежегодно по различным оценкам в атмосферу планеты выбрасывается 50…90 млн т углеводородов. Значительная часть этих выбросов приходится на предприятия нефтеперерабатывающей и нефтегазодобывающей отраслей промышленности. Удельные потери углеводорода за счет их испарения на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) различных стран мира составляют 1,1…1,5 кг на 1 т продукта. Только в России в 1998 г. выбросы углеводородов в атмосферу при добыче и переработке нефти составили 1168 тыс. т.
Значительное загрязнение атмосферного воздуха парами нефтепродуктов происходит при заполнении и опорожнении резервуаров нефтехранилищ при так называемых «дыханиях» резервуаров. С момента добычи до непосредственного использования нефтепродукты подвергаются более чем 20 перевалкам, при этом 75% потерь происходит от испарений и только 25% - от аварий и утечек. Основная масса «дышащих» резервуаров сосредоточена на нефтепромыслах, нефтеперекачивающих станциях и в резервуарных парках нефтеперерабатывающих заводов. Па долю резервуарных парков приходится примерно 70% всех потерь нефтепродуктов на НПЗ.
На процесс испарения нефти и нефтепродуктов из резервуаров в статических условиях существенно влияют температура окружающей среды активность солнечной радиации, давление и объем газового пространства, площадь контакта нефтепродукта с газовым пространством, атмосферное давление и др. Объем потерь нефти и нефтепродуктов при их хранении также зависит от условий работы резервуарных парков. Так. потери от испарении в резервуарных парках нефтеперерабатывающих предприятий разделяются на следующие составляющие: потери от вентиляции газового пространства 60-65%; от «больших дыхании» 32-34%; от «малых дыханий» 3-6%. Высокий процент потерь при вентиляции газового пространства объясняется нарушением требований герметизации резервуаров (особенно крыш), потери от «больших дыханий» обусловлены высокой оборачиваемостью резервуаров. Потери углеводородов при «больших дыханиях» вызваны сжатием паровоздушной смеси (ПВС) в газовом пространстве (ГП) резервуара поступающим в него жидким нефтепродуктом. Когда давление в ГП достигнет некоторого предельного значения, происходит выброс части ПВС в атмосферу через специальный «дыхательный» клапан.
Потери от «больших дыханий» определяются рядом факторов: объемом, температурой и газонасыщенностью закачиваемого в резервуар нефтепродукта, концентрацией паров нефтепродукта в ПВС, давлением в ГП. Содержание паров в ГП повышается в процессе заполнения резервуара, однако основная масса паров углеводородов накапливается в ГП в период хранения нефтепродукта в резервуаре.
В условиях длительного хранения нефтепродуктов потери происходят в основном при «малых дыханиях».
В настоящее время для утилизации (снижения потерь) легких фракций углеводородов (ЛФУ) при хранении нефти и нефтепродуктов применяются газоуравнительные системы, факельное сжигание, мембранное разделение смеси ЛФУ, азотное охлаждение, адсорбция (активированный уголь), абсорбция (нефтяные масла), плавающие крыши, понтоны и др. Все эти технологии имеют один главный недостаток: не могут гарантировано обеспечить решение задачи улавливания ЛФУ.
«Правилами технической эксплуатации нефтебаз» для снижения потерь нефтепродуктов рекомендуется применять понтоны и диски-отражатели, которые сокращают выбросы соответственно на 80 и 20%. Однако, как показывают исследования, выполненные специалистами УГНТУ. рекомендуемые средства эффективны лишь в ограниченных областях: для понтонов - при емкости резервуаров 5 тыс. м3 и более, для дисков-отражателей - при коэффициенте оборачиваемости более 60%.
В Институте проблем нефтехимпереработки АН РБ была проведена сравнительная оценка уровня загрязнения атмосферы в результате внедрения описанных методов в товарно-сырьевых парках нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ). Оценка выполнена по принципу нормирования: приведения массы выброса к эквивалентной массе диоксида серы, который используется в расчетах индекса загрязнения атмосферы (ИЗА). Установлено, что ИЗА при использовании стального резервуара с дыхательной арматурой составляет 220, стального резервуара с понтоном - 88, группы стальных резервуаров с газоуравнительной линией - 66, резервуара с конденсаторной системой - 35, технологии УЛФ-2. Из приведенных данных видно, что наиболее эффективными с точки зрения снижения выбросов в атмосферу паров нефтепродуктов являются установки УЛФ. В настоящее время существует большое число данных установок, имеющих различные конструктивное исполнение и принципы работы. Однако эти установки обладают следующими недостатками: имеют высокую стоимость, сложное оборудование и систему управления, требует наличия потребителей сухого газа. В связи с отмеченным решение проблемы защиты окружающей среды возможно только при широком внедрении современных методов снижения испарения нефтепродуктов при хранении, а также хранения нефтепродуктов в герметичных резервуарах, исключающих выделение загрязняющих веществ в атмосферу.
Уменьшение объема выбросов паров углеводородов в атмосферу может быть достигнуто различными путями: улучшением герметизации емкостей; снижением абсолютных значений температуры ГП и хранимых продуктов, а также уменьшением амплитуды их колебаний; уменьшением объема ГП в резервуаре; улавливанием паров углеводородов, образующихся в резервуарах.
В настоящее время наибольшее распространение за рубежом в качестве средств сокращения потерь углеводородов получили ПК и понтоны. Они обеспечивают значительную степень сокращения потерь и относительно дешевы и просты. Доля резервуаров с ПК и понтонами за рубежом превышает 60% от общего числа резервуаров. В нашей стране доля резервуаров с ПК и понтонами составляет около 20%, однако эти средства сокращения потерь являются одними из самых распространенных, так как до сих пор велико число резервуаров, не имеющих никаких средств сокращения потерь от испарений.
Использование ПК и понтонов связано с рядом конструктивных и технологических проблем, которые затрудняют их применение. Основными из них являются:
· потопление и заклинивание ПК и понтонов из-за неравномерной нагрузки от атмосферных осадков, перекоса направляющих труб, образования твердых отложений на стенках резервуара;
· потери углеводородов со смоченных стенок резервуара;
· возможность загрязнения хранимого нефтепродукта примесями из атмосферного воздуха;
· повышенная пожаро- и взрывоопасность.
Одним из наиболее перспективных направлений развития средств улавливания углеводородных паров является применение компрессионных систем улавливания легких фракций с использованием жидкостно-газовых струйных, аппаратов (струйно-компрессорных установок). В таких системах сжатие ПВС происходит за счет энергии высокоскоростных струй рабочей среды, находящейся в различных агрегатных состояниях (жидкость, двухфазная газожидкостная смесь). В этих установках для улавливания паров легких фракций в качестве рабочей среды можно использовать нефтепродукт, поступающий в резервуар, а затем подавать уловленные пары непосредственно в нефтепродукт. При этом схема становится замкнутой. Струйно-компрессорные установки (СКУ) для улавливания легких фракций обеспечивают высокую степень сокращения потерь, обладают малой металлоемкостью и капиталоемкостью, просты и надежны в эксплуатации. Работа струйного аппарата (эжектора) устойчива при значительных колебаниях параметров и фракционного состава отсасываемого газа.
Принцип работы СКУ состоит в следующем. Рабочая жидкость подается в эжектор через сопло с помощью насоса и увлекает за собой пассивный поток паровоздушной смеси из резервуара. Часть энергии рабочей жидкости в процессе смешения фаз передается пассивному потоку, сжимая его. Одновременно происходит процесс интенсивной конденсации паров углеводородов. Образовавшаяся на выходе из эжектора жидкостно-газовая смесь разделяется в сепараторе, после чего осушенный сжатый воздух идет на дальнейшую очистку или в атмосферу, а рабочая жидкость подается на вход насоса. В системе предусмотрен теплообменник для отвода избытка теплоты, а также трубопроводы для подвода свежей рабочей жидкости на подпитку системы и отвода избытка рабочей жидкости со сконденсировавшимися парами углеводородов. Однако из-за недостаточной изученности рабочих процессов в двухфазных струйных аппаратах, входящих в состав СКУ для улавливания легких фракций, такие установки пока не применяются в промышленной эксплуатации. Применение жидкостно-газовых струйных аппаратов (эжекторов) в таких СКУ связано с рядом особенностей. Во-первых, рабочая жидкость и сжимаемые пары представляют собой смесь широкого фракционного состава, что затрудняет расчет таких эжекторов. Во-вторых, в струйном аппарате активно идут взаимопараллельные процессы конденсации и абсорбции, которые влияют на эффективность работы компрессорной установки данного типа.
С целью создания действующих промышленных систем для улавливания газов «дыхания» нефтяных и нефтепродуктовых резервуаров и утилизации газов дыхания при заправке железнодорожных и автомобильных цистерн авторами были проведены работы по оптимизации конструктивных и технологических параметров СКУ с использованием жидкостно-газовых струйных аппаратов с углеводородными рабочими телами. Расчеты выполнены при производительности СКУ 1000 м3/ч, давлении всасывания ПВС из резервуара 0,1 МПа, температуре рабочей жидкости +20…+30°С для нескольких степеней сжатия в диапазоне 1,5…10.
Ниже приведены расчетные значения эффективности (%) улавливания паров углеводородов струйно-компрессорной установкой для различных вариантов сжатия паровоздушной смеси:
Эксперименты с использованием в качестве рабочей среды некоторых углеводородных жидкостей (газойлевая и дизельная фракции) показали эффективность и работоспособность СКУ для улавливания легких фракций.
Степень улавливания углеводородных паров струйно-компрессорными установками зависит от нескольких факторов, в частности от фракционного состава отсасываемой паровоздушной смеси, степени сжатия и температуры рабочей жидкости. Поэтому эффективность таких систем колеблется в пределах 80…98%. Мощность, потребляемая струйным компрессором, также зависит от степени сжатия отсасываемой ПВС и изменяется в пределах 20…250 кВт.
Применение СКУ для улавливания легких фракций с использованием жидкостно-газовых струйных аппаратов с углеводородным рабочим телом позволяет решить основные проблемы, вызываемые испарением нефти и нефтепродуктов, и повысить экологическую безопасность процессов их хранения и транспортирования:
· значительно снизить загрязнение атмосферного воздуха и окружающей среды технологическими выбросами из резервуаров; повысить пожаро- и взрывобезопасность эксплуатации резервуаров;
· достичь ощутимой экономии ценного энергоносителя и утилизацией уловленных паров;
· обеспечить постоянство состава хранимого нефтепродукта.
Специалистами Военного инженерно-космического университета разработана новая отечественная технология по улавливанию ЛФУ на основе низкотемпературных холодильных машин Стирлинга (стирлинг-технологии) [20 с. 77-79]. Данная технология относится к классу конденсационных технологий, обеспечивающих улавливание ЛФУ за счет их охлаждения с последующей конденсацией. Предварительные расчеты показали ее высокую экономическую и экологическую эффективность.
Низкотемпературные холодильные машины Стирлинга высокоэффективно работают в диапазоне - 250 °С, что позволяет сжижать при атмосферном давлении весь спектр легких углеводородов. Эффективность применения этих машин для охлаждения и конденсации газообразных углеводородов доказана многолетней эксплуатацией систем реконденсации на зарубежных газовозах. Многоцелевые газовозы типа Pythagore, Teviot, Lincoln, Ellsworth, Thales предназначены для перевозки метана, этана, пропилена, пропана, бутана и др. Диапазон температур перевозки от -160 до -10 °С. В качестве сжижителей газов применялись машины Стирлинга фирм Werkspoor и Philips. Установки работают в автоматическом режиме без присутствия обслуживающего персонала.
Конструктивно машины Стирлинга представляют собой удачное сочетание в одном агрегате компрессора, детандера и теплообменных устройств: конденсатора (теплообменника нагрузки), регенератора и холодильника. В качестве рабочего тела используется гелий, который во внутреннем контуре машины совершает термодинамический цикл, состоящий из двух изотерм и двух изохор. Холодопроизводительность низкотемпературной машины Стирлинга определяется геометрическими параметрами, потребляемой мощностью, температурой конденсации газа, температурой охлаждающей воды, средним давлением цикла и частотой вращения вала привода. На основе стирлинг-технологий разработано несколько типов установок по улавливанию ЛФУ. Установка, схема которой приведена на рис. 4.3., работает следующим образом. При хранении из резервуаров с нефтепродуктами 1,2,3 по линиям сбора легких фракций 4,5,6 паровоздушная смесь воздуха с газообразными легкими фракциями углеводородов поступает в сборную емкость 7. При достижении определенного давления паровоздушная смесь редуцируется из емкости 7 через дроссельное устройство 5 в расширительную емкость 9. При этом паровоздушная смесь охлаждается и разделяется на легкую (воздушную) и тяжелую (углеводородную) фракции. Из расширительной емкости 9 воздух удаляется в атмосферу, а газообразные углеводороды засасываются по линии подачи 16 в конденсатор 14 низкотемпературной холодильной машины Стирлинга 15, где сжижаются и по линии слива 73 самотеком поступают в теплоизолированную емкость 12 для хранения. Для поддержания равного давления в газовой полости емкости для хранения сжиженных фракций углеводородов в теплоизоолирован-ной емкости 12 и конденсаторе 14, что позволяет обеспечить слив сжиженных фракций из конденсатора 14 в емкость 12 самотеком, предусмотрена перемычка 11 с обратным клапаном 10.
Так, низкотемпературная машина Стирлинга из состава воздухоразделительной установки ЗИФ-1002 имеет при температуре 225 К (-50 °С) холодопроизводительность, обеспечивающую конденсацию 35 м3/ч газообразной смеси ЛФУ. Данная производительность позволяет улавливать пары ЛФУ из нескольких крупных резервуаров. Принципиально новый подход к проблеме улавливания ЛФУ при хранении нефтепродуктов может быть реализован на основе способа разделения паровоздушной смеси в результате конденсации паров легких углеводородов в контактном теплообменнике при барботаже паровоздушной смеси через слой охлажденного продукта с использованием жидкого азота в качестве охлаждающей среды. Ранее данный способ практически не применялся на практике из-за трудоемкости доставки жидкого азота к месту хранения нефтепродуктов. Применение стирлинг-технологий позволяет решить эту проблему путем регенерации жидкого азота непосредственно на нефтебазе. В результате указанный способ улавливания становится высокорентабельным за счет снижения себестоимости процесса улавливания паров легких углеводородов, исключения расходов на доставку жидкого азота и безвозвратной потери азота.
Установка для улавливания паров легких углеводородов на основе криогенной машины Стирлинга работает следующим образом. В начале ее эксплуатации в емкости 13 запасается расчетное количество жидкого азота. В процессе работы установки он испаряется в охладителе 8, а выпар жидкого азота переконденсируется в конденсаторе 2 криогенной машины Стирлинга 1. Сконденсировавшийся выпар жидкого азота самотеком сливается из конденсатора 2 в емкость для хранения жидкого азота 13 по линии слива 15. откуда с помощью насоса 14 перекачивается по линии подачи жидкого азота 9, последний подаётся в охладитель 8, расположенный в слое сжиженных паров ЛФУ 7 контактного теплообменника 6.
Жидкий азот охлаждает слой сжиженных паров легких углеводородов 7 и испаряется. Выпар жидкого азота поступает по линии 11 в конденсатор 2 криогенной машины Стирлинга 1, при этом выпар дросселируется, предварительно охлаждаясь, в дроссельном вентиле 12. Работа криогенной машины Стирлинга 1 обеспечивает сжижение выпара жидкого азота, который сливается в емкость 13. Паровоздушная смесь из резервуара 3 по линии подачи 4 поступает в раздаточную гребенку 10, расположенную в слое сжиженных паров легких углеводородов 7, затем барботируется через слой сжиженных паров ЛФУ 7. Пары ЛФУ из паровоздушной смеси конденсируются, отдавая теплоту сжиженному слою 7 и жидкому азоту в охладителе 8, а оставшийся воздух по линии 5 удаляется из контактного теплообменника 6 в атмосферу.
Как показывают исследования, при длительном хранении нефти эффективно снизить выбросы ЛФУ можно в результате охлаждения газового пространства резервуара.
5. Экономическая эффективность внедрения установки улавливания лёгких фракций
5.1 Технологические сведения об УУЛФ
В 1995 году с целью ликвидации потерь нефти от «больших» и «малых дыханий» резервуаров на УПН введена в эксплуатацию установка улавливания лёгких фракций (УУЛФ).
По результатам исследований, проведённых БелНИПИнефть, было доказано, что с вводом в эксплуатацию УУЛФ достигается полная утилизация испарившихся лёгких углеводородов. В данном расчёте приведены экономические, а также экологические преимущества, получаемые при внедрении УУЛФ.
Установка УЛФ предназначена для сбора и откачки лёгких углеводородов газов и паров нефти из резервуаров товарных парков, снабжённых газо-уравнительной системой; защиты окружающей среды путём сокращения объёмов выбросов в атмосферу углеводородных газов и уменьшения пожароопасности на объектах [19 c. 5-10].
Таблица 5.1. Основные параметры установки улавливания лёгких фракций Vapor King 6,4 / 0,35
|
№ п/п |
Параметры |
Единицы измерения |
Значение |
|
|
1. |
Давление газа на входе в установку при отборе Не менее |
мм. вод. ст. |
50,8 |
|
|
2. |
Давление газа на выходе в установку при отборе Не более |
кгс/см2 |
3,52 |
|
|
3. |
Давление газа внешней сети, подаваемого в подпитку ГУС Не менее |
кгс/см2 |
19 |
|
|
4. |
Давление включения байпасного клапана Клапан полностью закрыт Клапан полностью открыт |
мм. вод. ст. мм. вод. ст. |
31,8 19,1 |
|
|
5. |
Скорость вращения двигателя компрессора Давление в резервуаре 50,8 мм. вод. ст. Давление в резервуаре 31,8 мм. вод. ст. |
об/мин об/мин |
1450 700 |
|
|
6. |
Производительность по отбираемому из резервуаров газу |
м3/мин |
6,43 |
|
|
7. |
Температура газа на входе в установку Не более |
°С |
от +5 до +50 |
|
|
8. |
Температура газа на выходе из установки Не более |
°С |
+107 |
|
|
9. |
Средняя температура самой холодной пятидневки Не более |
°С |
-30 |
|
|
10. |
Температура, поддерживаемая внутри блок-бокса в зимний период Не более |
°С |
+15 |
|
|
11. |
Характеристика среды на содержание следующих компонентов Не более Сероводорода |
Подобные документы
Исторические сведения о нефти. Геология нефти и газа, физические свойства. Элементный состав нефти и газа. Применение и экономическое значение нефти. Неорганическая теория происхождения углеводородов. Органическая теория происхождения нефти и газа.
курсовая работа [3,2 M], добавлен 23.01.2013Расчет инженерно-технических решений по обустройству систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и пластовой воды. Особенности системы сбора газа и технологии подготовки газа. Определение технологических параметров абсорбционной осушки газа.
курсовая работа [2,2 M], добавлен 16.11.2022История возникновения и особенности развития нефтяных и газовых месторождений. Методы сбора, подготовки, способы транспортировки и хранение газа и нефти, продукты их переработки. Обеспечение технической и экологической безопасности при транспортировке.
дипломная работа [162,1 K], добавлен 16.06.2010Назначение установки комплексной подготовки нефти и газа. Технологический режим ее работы. Предварительный сброс пластовой воды. Осушка попутного нефтяного газа. Пуск и остановка УКПНГ. Характеристика сырья и готовой продукции. Контроль техпроцесса.
курсовая работа [121,1 K], добавлен 04.07.2013Геологическое строение месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза, тектоника и газоносноть. Физико-химическая характеристика газа. Анализ системы сбора и подготовки газа Бованенковского месторождения. Основные проектные показатели.
курсовая работа [3,5 M], добавлен 23.11.2013Количество добытой нефти и газа на Тишковском месторождении, его литология и стратиграфия. Нефтеносность петриковской и елецко-задонской залежи. Подсчет и пересчет запасов нефти и растворенного газа межсолевых и подсолевых залежей месторождения.
курсовая работа [60,6 K], добавлен 17.11.2016Исследование геологической природы нефти и газа. Изучение плотности, вязкостных свойств, застывания и плавления, загустевания и размягчения, испарения, кипения и перегонки нефти. Групповой химический состав нефти. Физические свойства природного газа.
реферат [363,1 K], добавлен 02.12.2015Административное положение предприятия НГДУ "Сургутнефть" и его организационная структура. Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения нефти. Техника и технология добычи нефти и газа. Причины и методы обнаружения неполадок в работе скважин.
отчет по практике [1,2 M], добавлен 12.06.2015Развитие нефтяной и газовой промышленности. Добыча нефти и газа с технической точки зрения. Общие сведения о Мамонтовском месторождении. Организация работ при подготовке нефти. Механизированные скважины, оборудованные электроцентробежными насосами.
курсовая работа [55,0 K], добавлен 21.05.2009Основные сведения о месторождениях нефти и газа, способы их формирования и особенности разведки полезных ископаемых. Сферы применения и режимы эксплуатации различных видов скважин, используемых для добычи. Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды.
отчет по практике [3,2 M], добавлен 21.07.2012
