Для жирных газов концевой или горячей ступеней сепарации необходима установка компрессоров непосредственно у сепараторов. В некоторых случаях с этих ступеней сепарации газ отбирают под вакуумом, и требуется установка у сепараторов вакуум-компрессоров.

На многих нефтяных месторождениях возникает необходимость в компрессорных станциях для компримирования газа первой ступени сепарации и транспортирования его до ближайшего газобензинового завода или другого потребителя. На некоторых месторождениях компрессорные станции высокого давления необходимы в связи с внедрением газлифтной добычи нефти.

Наибольшее распространение на нефтяных месторождениях получили компрессоры следующих типов: газомоторные, турбокомпрессоры и ротационные с электроприводом. В стадии широкого внедрения находятся винтовые компрессоры.

Газомоторными называются компрессоры поршневого типа, соединенные в один агрегат с двигателем (газомотором), использующим в качестве топлива перекачиваемый газ.

Основными узлами газомоторного компрессора являются блок силовых цилиндров с поршнем, шатуны двигателя и компрессора, крейцкопф, поршень компрессора со штоком, цилиндр компрессора, приемные и выкидные клапаны. Коленчатый вал и картер являются общими для двигателя и компрессора.

Для пуска газомоторных компрессоров используют сжатый воздух, который дает первоначальный толчок поршню двигателя. Вращательное движение коленчатого вала преобразуется кривошипно-шатунным механизмом и крейцкопфом в возвратно-поступательное движение штока и поршня.

Газ поступает в полость рабочего цилиндра компрессора через приемные клапаны, установленные в верхней части цилиндра, сжатый газ выходит через выкидные клапаны, расположенные внизу.

Подачу газомоторных компрессоров регулируют вручную (перепуском газа с выхода на прием, дросселированием газа на приеме и изменением величины мертвого пространства) или автоматически (регулятором давления на приемной линии, который поддерживает постоянным установленное для компрессора давление).

Из газомоторных компрессоров на нефтяных месторождениях широко применяются компрессоры типа 8ГК, 10ГК и ГМ-8. Последний является автономной и моноблочной машиной, и в настоящее время им укомплектовываются блочные компрессорные станции типа КС-550. Все эти компрессоры выпускаются в основном с четырьмя рабочими цилиндрами, реже с тремя или пятью, с различным сочетанием числа цилиндров на первой, второй и третьей ступенях в зависимости от условий. В табл. 6 приведены основные технические данные газомоторных компрессоров.

Если газ перекачивают на небольшие расстояния, т. е. не требуется высокого давления, то применяются турбокомпрессоры или ротационные компрессоры с приводом от электродвигателя. Турбокомпрессор - это центробежная машина с частотой вращения до 14 000 мин-¹. Число оборотов турбокомпрессора увеличивается при помощи редуктора, в то время как ротационные машины могут непосредственно подсоединяться к низкооборотному двигателю.

Ротационный компрессор и отличие от турбокомпрессора работает по принципу поршневых машин, но отличается от них тем, что сжатие газа происходит не при возвратно-поступательном движении поршня, а в результате вращательного движения цилиндрического поршня, называемого ротором. Вращающийся ротор имеет выдвижные пластинки, которые скользят по внутренней поверхности цилиндрического корпуса, называемого статором. Ротор расположен эксцентрично по отношению к статору, так что между ними образуется серповидное пространство. При вращении ротора пластинки под действием центробежной силы выдвигаются по своим пазам до соприкосновения с внутренней поверхностью статора.

Объем, заключенный между двумя соседними пластинками, при вдвинутых в ротор пластинках равен нулю, а при выдвинутых - максимальному значению. Таким образом, между пластинками образуются камеры с изменяющимися при вращении объемами. Камеры во время сообщения с приемным патрубком 6 постепенно увеличиваются в объеме и заполняются газом. Достигнув максимума своего объема, камеры перекрываются цилиндрической поверхностью статора, и при дальнейшем повороте ротора их объем начинает постепенно уменьшаться, а газ, находящийся в камерах,- сжиматься. По достижении минимума объема камер сжатый газ, находящийся в них, поступает в выкидной патрубок. Все это обеспечивает большую плавность подачи газа в ротационных компрессорах по сравнению с поршневыми. Ротационные компрессоры - низкооборотные (до 500 мин-¹).

На нефтяных месторождениях применяются в основном турбокомпрессоры ГТК-7/5 и ротационные компрессоры РСК-50/7.

К преимуществам турбокомпрессоров и ротационных компрессоров перед поршневыми относятся малые габариты и масса, простота конструкции, уравновешенность машины, прямоточность процесса и равномерность подачи газа, к недостаткам - повышенные требования к точности изготовления и эксплуатации.

В последнее время для компримирования газов концевых ступеней сепарации или горячей вакуумной сепарации все большее применение получают винтовые компрессоры (в основном используются компрессоры 7ВКГ-30/7 и 7ВКХ-50/7). По принципу действия они относятся к объемным (поршневым) машинам, позволяющим перекачивать газожидкостные смеси, т. е. газ с некоторым содержанием жидкой фазы.

В винтовом компрессоре подача газа осуществляется вращающимися ведущим и ведомым винтами, которые находятся в зацеплении друг с другом и заключены в обойму корпуса машины. В компрессорах 7ВК.Г сжатый газ охлаждается путем принудительного впрыскивания масла или нефти в рабочую полость компрессора в процессе сжатия. Компримируемый газ и нефть (масло) движутся поступательно, и равномерное вращение винтов обеспечивает непрерывную подачу газа и нефти без завихрений и пульсаций. Помимо охлаждения газа впрыскиваемая в рабочую полость нефть (масло) смазывает подшипники качения и шестерни связи. На базе компрессора 7ВКГ разработаны блочные автоматизированные компрессорные станции для сбора и транспортирования газа концевых ступеней и горячевакуумной сепарации. В комплект поставки входят элементы системы автоматики: щит дистанционного управления, реле давлении и др. В целом компрессорная установка является автономной и транспортабельной.

Обслуживающему персоналу, работающему на установках подготовки нефти, приходится иметь дело также с воздушными компрессорами.

Воздушные компрессоры применяются на объектах подготовки нефти в качестве генераторов сжатого воздуха, необходимого для управления работой приборов и средств автоматики, регулирующих технологические параметры в процессах сепарации, обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти.

Промысловые резервуары

Для сбора и хранения нефти в нефтедобывающей промышленности применяются 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.

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

Днище р е з е р в у а р а монтируется на специальных фундаментах, состоящих из трех слоев: грунтовой подсыпки, песчаной подушки и гидрофобного слоя, предотвращающего поступление вод к днищу 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. Днище укладывают на основание или горизонтально (для резервуаров вместимостью до 1000 м³), либо с уклоном 1:100 от центра к стенке. Минимальная толщина листов центральной части 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 они 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 и газовом пространстве. Уклон стационарной крыши резервуара емкостью до 5000 м³ должен быть не менее 1 : 20 и не более 1 : 8. Покрытие опирается, как правило, на стенки корпуса, а в резервуарах большой вместимости - на дополнительную стойку в центре резервуара.

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 которые по транспортным условиям невозможно доставить крупногабаритные рулонные заготовки), ступенчатое (применяется редко в резервуарах специальной конструкции). Вертикальные швы корпуса, воспринимающие гидростатические нагрузки, должны быть особо прочными. Их выполняют встык и проваривают с обеих сторон. Тонкие листы резервуаров малой вместимости сваривают внахлестку, при этом наружные швы выполняют сплошными, внутренние - сплошными или прерывистыми. Величина нахлестки должна быть не менее 86 (б - толщина листа). Толщина листов корпуса резервуара изменяется от 4 до 14 мм в зависимости от типоразмера резервуаров.

Оборудование резервуаров

Оборудование резервуаров предназначено для обеспечения их правильной и безопасной эксплуатации и, в частности, для проведения операций по приему, хранению и отпуску нефтепродуктов, замеру уровня жидкости, отбору проб, зачистке и ремонту резервуара, удалению подтоварной воды, поддержанию в резервуаре требуемого давления и вакуума, предотвращению аварий от ударов молнии, от накопления зарядов статического электричества. Кроме того, резервуары укомплектовывают специальными устройствами для борьбы с пожарами. Для подъема на крышу резервуар оборудуется лестницей. На крыше резервуара расположены замерный люк, дыхательные и предохранительные клапаны, огневые предохранители и световые люки.

Замерный люк 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 исключить искрение при движении ленты, устройство изготовляют из цветного клапана.

Дыхательные клапаны устанавливают на резервуарах над огневыми предохранителями для поддержания в газовом пространстве расчетного давления над вакуумом. 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 перемещается по направляющим штокам.

При повышении давления внутри резервуара клапан поднимается и лишний газ выходит в атмосферу, а при понижении давления внутри резервуара открывается клапан и в резервуар поступает воздух. Клапаны 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, через которые вынимают клапаны для осмотра и ремонта.

В целях обеспечения работоспособности клапанов в зимнее время разработаны и широко применяются непримерзающие мембранные дыхательные клапаны типа НДКМ, обладающие высокой пропускной способностью. В них для разобщения пространства над и под тарелкой служат мембраны. Набор сменных дисков в конструкции клапана позволяет изменять пределы срабатывания при вакууме и избыточном давлении в резервуаре. Малое гидравлическое сопротивление клапана и большая высота подъема тарелки над седлом обусловили значительное увеличение его пропускной способности.

Клапаны предохранительные гидравлические предназначены для регулирования давления в газовом пространстве резервуара при неисправности, дыхательного клапана, а также в случае, если проходное сечение дыхательного клапана окажется недостаточным для быстрого пропуска газа или воздуха. Предохранительные клапаны устанавливают параллельно с дыхательными (механическими). Предохранительные клапаны рассчитаны на избыточное давление 2,5 кПа и вакуум 0,33 кПа. Их устанавливают на крыше резервуара над огневым предохранителем. Клапан имеет фланец, центральный патрубок, корпус, снабженный кольцевым карманом. Крышка клапана с приваренной к ней внутренней перегородкой опирается на болты и имеет сетку. В кольцевом пространстве между патрубком и корпусом создают гидравлический затвор, для чего используют соляровое или другое масло, имеющее плотность 0,86-0,88 г/см³. Масло заливают в корпус клапана через воронку. Наличие масла контролируется щупом. Уровень залитого масла должен совпадать с риской на щупе. Клапаны работают по принципу вытеснения жидкости гидрозатвора из внутреннего кольцевого пространства во внешнее при повышении давления внутри резервуара. После понижения уровня до нижнего обреза колпака газовоздушная смесь барботирует через жидкость и выходит в атмосферу.

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.

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 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 потенциометрическои приставкой.

Принцип работы прибора основан на следящем действии поплавка, плавающего на поверхности- жидкости и перемещающегося вместе с ее уровнем. Поплавок, выполненный из нержавеющей стали, подвешен на перфорированной ленте и при своем движении скользит вдоль направляющих струн. Струны поддерживаются в натянутом состоянии натяжными устройствами. Мерная лента по роликам проходит через гидрозатвор и вступает в зацепление с мерным шкивом показывающего прибора. Отсчетный механизм представляет собой обыкновенный десятичный счетчик с тремя цифровыми барабанами и одним диском. Цена деления цифрового диска 1 мм, предел измерения до 12 м. В узел гидрозатвора входят три угловых ролика, соединенных защитными трубами и образующих колено, которое на 200-300 мм заливается незамерзающей жидкостью. Жидкость и 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 показании 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 150 см³ .

В конструкции пробоотборника предусмотрено устройство для постоянного разобщения прибора с нефтепродуктами, хранящимися в резервуаре, что исключает возможность попадания вовнутрь жидкого нефтепродукта из резервуара при случайном открытии клапанов в узле отбора пробы. Верхний люк пробоотборника расположен' на крыше резервуара. Он предназначен для закрепления пробоотборной колонки и сообщения ее с газовым пространством резервуара. Пробоотборная колонка с системой клапанов размещена внутри резервуара. Узел слива пробы, в котором осуществляется управление операциями отбора и слива, смонтирован на отдельной панели и размещен на наружной стенке резервуара в его нижней части. Для предохранения от атмосферных осадков, пыли и механических повреждений узел слива имеет защитный кожух. Для успешного использования пробоотборника давление в резервуаре не должно превышать 0,3 кПа, а максимальная высоте резервуара - 12 м.

Пробоотборные системы типа ПОР работают следующим образом. Проба отбирается и отделяется от остальной массы нефтепродукта вертикальной пробоотборной колонкой, собраний из отдельных трубок из нержавеющей стали. Колонка включает две пли три клапанные секции, соединительные грубы и концевую трубу с прокладками. Число секции 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 полости и с насосом узла слипа пробы.

Пробоотборник ПСР-5 в отличие от ПСР-4 оборудован пневмокамерой, позволяющей выталкивать пробу вверх при помощи насоса. Панель управления отбором и сливом пробы из резервуара расположена на крышке люка. Пробоотборник ПСР-6 конструктивно аналогичен ПСР-5, однако в нем .учтены особенности вязких нефтепродуктов: высокая вязкость, вызывающая необходимость подогрева нефтепродукта до 60-80 °С для увеличения его текучести, и слабая коррозионная активность, позволяющая использовать для изготовления пробоотборника углеродистую сталь вместо нержавеющей, применяемой в ПСР-5

П е н о с л и в н ы е 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. Такая установка скомпонована из пеногенератора высокократной пены и пенной камеры большой производительности. Важный элемент конструкции пенокамеры - герметизирующая крышка, предотвращающая потери нефтепродуктов от испарения в окружающую среду. Герметичное крепление крышки к корпусу пенокамеры выполняется стяжками, снабженными замками, состоящими из двух частей, спаянных легкоплавким сплавом (температура плавления сплава не более 120^СС). Замки стяжек при повышении температуры внутри резервуара расплавляются, и герметизирующая крышка под действием собственного веса падает, освобождая проход пены к горящему нефтепродукту,

Установку ГВПС-2000 обслуживают с металлической площадки, сооружаемой со стационарными вертикальными стремянками. Сама установка смонтирована на верхнем поясе резервуара; она обеспечивает равномерную подачу пены на поверхность жидкого нефтепродукта.

Сифонный кран типа СК 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

X л опушка предназначена для предотвращения утечек нефтепродуктов из резервуара при повреждении трубопроводов или неисправностях задвижек. Ее устанавливают внутри резервуара на конце приемно-раздаточного патрубка. Хлопушка состоит из корпуса и крышки, связанной с системой управления тросом.

При сливо-наливных операциях хлопушку поднимают при помощи механизма бокового управления. В случае неисправности механизма управления хлопушку поднимают при помощи запасного троса.

Плотность прилегания крышки хлопушки к корпусу обеспечивается полимерным покрытием затвора. Преимущества полимерных покрытий состоят прежде всего в том, что они более стойки к коррозии и для обеспечения герметичности требуют меньшего давления.

В зависимости от размеров хлопушек применяются механизмы управления: в виде барабана, вращающегося на валу и с упором на корпус сальника -для хлопушек типа Х-80, Х-100, Х-150, Х-200 и в виде барабана на валу, имеющего самостоятельное дополнительное упорное устройство,- для хлопушек типа Х-250, Х-300, Х-350; механизм управления хлопушкой смонтирован над_: приемо-раздаточным патрубком.

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 служит для 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 потери нефтепродуктов в случае повреждения задвижки приемо-раздаточного трубопровода.

Борьба с потерями нефти

Основные потери нефти и нефтепродуктов в нефтяной промышленности складываются из потерь от испарения в резервуарах, потерь от уноса газом капельной нефти из сепараторов, потери нефти при закачке сточных промысловых вод в пласты и потери от утечек.

Большинство нефтей, добываемых на промыслах СССР, относятся к легким, содержащим большие количества легких низкокипящих фракций и растворенного газа. При сборе, транспортировании и хранении этих нефтей в промысловых условиях растворенные в них газы часто полностью теряются; кроме того, значительны потери легких нефтяных фракций, так как при испарении таких компонентов, как метан, этан и частично пропан, из нефти улетучиваются и более тяжелые углеводороды (бутаны, пентаны и высшие). Необходимо отметить, что чем продолжительнее периоды транспортирования и хранения нефти и чем чаще она контактирует с атмосферой, тем больше потери углеводородов.

Этих потерь можно избежать при полной герметизации пути движения нефти от скважин до нефтеперерабатывающих заводов. Как правило, легкие фракции нефти теряются в промысловых мерниках, резервуарах с неисправными крышами или открытыми люками. Существующие резервуары рассчитаны на перепад в 2000 Па и оборудуются дыхательными клапанами. При наличии дыхательных клапанов на резервуарах потери будут лишь при заполнении нефтью, которая вытеснит объем газовоздушной смеси над ней, при так называемых больших дыханиях резервуаров.

Потери нефти из резервуара прямо пропорциональны упругости паров нефти, находящейся в резервуаре, и обратно пропорциональны техническому уровню герметизации самих резервуаров. Следовательно, чем больше число перевалок нефти по пути ее движения (чем больше операций по наливу), тем больше будут потери от испарения. Поэтому для снижения потерь легких фракций необходимо так организовать движение нефти, чтобы число перевалок ее в «атмосферных» резервуарах было минимальным при максимальной их герметизации.

Данные исследований показывают, что более половины (по массе) теряемых углеводородов составляют этан и пропан -бутановые фракции, являющиеся исходным сырьем для производства синтетического каучука, спиртов, эфиров, уксусной кислоты, полипропилена, полиэтилена, синтетических волокон и множества других продуктов.

Исследования состава потерь от испарения нефти показали, что эти потери на пути от промысла до нефтеперерабатывающего завода существенно уменьшают ресурсы нефтехимического сырья.

Ликвидация потерь нефти и газа в герметизированных однотрубных системах сбора обеспечивается применением только герметичного оборудования по всей технологической цепочке этой системы и жесткой технологической связью системы сбора с установками по подготовке нефти и газа (подача продукции скважин непосредственно на установку подготовки нефти без использования сырьевых резервуаров).

В связи с внедрением герметизированных однотрубных систем сбора нефти и газа обычно общее давление в системе возрастает и соответственно увеличивается и давление на устье нефтяных скважин. Поэтому особое внимание должно быть уделено герметичности сальников полированных штоков на скважинах, оборудованных штанговыми насосами. С целью сокращения потерь в сальниках в настоящее время разработаны различные сальниковые уплотнения с применением новых материалов, которые надежно, без пропусков работают при давлениях до 4 МПа.

На фонтанных скважинах и скважинах, оборудованных погружными электроцентробежными насосами, широко используются при добыче парафинистых нефтей футерованные насосно-компрессорные трубы, применение которых практически исключает операции по спуску и подъему скребков и соответственно пропуски нефти и газа через сальники лубрикаторов.

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 часть газа вместе с нефтью может поступать в резервуары. При выделении газа из нефти в резервуарах обычно вместе с газом уносятся и более тяжелые углеводороды, что увеличивает потерн нефти. Усовершенствование сепараторов с целью сведения к минимуму уноса газа вместе с нефтью обычно проводится путем улучшении внутренних устройств, способствующих наиболее полному выделению газа из нефти, а также за счет выбора соответствующего объема сепаратора, чтобы время пребывания нефти в нем было достаточным для отделения максимального количества газа.

Наиболее серьезный источник потерь нефти - использование резервуаров в качестве отстойников для отделения воды и хранения нефти. Потери нефти при этом возрастают прямо пропорционально температуре подогреваемой нефтяной эмульсии.

С целью ликвидации потерь нефти при ее подготовке во всех

современных установках применяется герметичное оборудование

с отбором газа после нагрева нефти в печах или подогревателях-деэмульсаторах и горячей сепарацией под вакуумом с последующим охлаждением нефти перед поступлением в товарные резервуары.

При сепарации под вакуумом давление паров нефти становится ниже атмосферного и потери нефти в резервуаре, работающем под атмосферным давлением, будут сведены к минимуму. Поэтому внедрение горячей сепарации нефти под вакуумом перед ее поступлением в товарные резервуары - одно из действенных мероприятий по сокращению потерь на нефтяных месторождениях.

При хранении нефти в резервуарах товарных парков возможны потери наиболее ценных фракций нефти от больших и малых дыханий резервуаров.

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 в результате применения предохранительной окраски резервуаров в светлые тона и использованием железобетонных резервуаров.

Наиболее экономичной считается окраска резервуара в белый цвет. Белизна краски зависит от вида красителя. Наилучшим красителем считается двуокись титана.

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.

Для уменьшения испарения нефти в резервуарах за рубежом особенно широкое распространение получили экраны из пластмассовых полых шариков и пластмассовых пленок. Применение экрана из пластмассовых шариков позволяет уменьшить испарение нефти в 5-6 раз.

Наиболее эффективным методом борьбы с потерями нефти от больших дыханий является отказ от использования резервуаров для приемо-сдаточных операций и переход к системам безрезервуарной откачки нефти в нефтепровод. При этом резервуары могут лишь подключаться к насосу в качестве буферных емкостей, в которых уровень нефти колеблется в незначительных пределах. Таким образом большие дыхания резервуара сводятся к минимуму и соответственно снижаются потери нефти.

Большое значение в сокращении потерь нефти в резервуарах имеет поддержание в исправном состоянии резервуарного оборудования, внедрение непримерзающих дыхательных клапанов, дисков-отражателей. В настоящее время ведутся работы по испытанию понтонов из синтетических материалов, которые дают возможность резко сократить потери нефти при больших дыханиях резервуаров.

Наиболее эффективным мероприятием по ликвидации потерь легких фракций нефти от испарения является абсолютная герметизация пути движения нефти по трубопроводу, минуя трапные установки, сборные пункты и товарные парки.

Если известны основные источники потерь в промысловом хозяйстве (негерметизированные мерники, технически неисправные атмосферные резервуары), борьба с ними сводится к уменьшению мест, в которых происходят эти потери (сокращение числа резервуарных парков, ликвидация мерников), а также к технической реконструкции промысловых сооружений, заключающейся: а) в применении резервуаров повышенного давления с плавающими крышами, устраняющими воздух из газового пространства резервуара; б) в оснащении резервуаров герметизированными крышами с дыхательными клапанами; в) в применении специального оборудования для улавливания продуктов испарения с извлечением тяжелых фракций из них; г) в покрытии поверхности нефти в резервуарах изолирующими от атмосферы слоями жидкости, пены, плавающих шариков.

За последние годы в нефтяной промышленности выполнены крупномасштабные работы, направленные на снижение потерь нефти. Это позволило практически исключить источники потерь на участке скважина - промысловый резервуарный парк. Наиболее сложно ликвидировать основной источник потерь нефти - испарение из резервуаров.

Для решения данной проблемы разработана и в промышленных условиях апробирована технология улавливания легких фракций из резервуаров, предусматривающая отбор избыточного количества легких фракций из газового пространства резервуаров газодувками (компрессорами), отделение конденсата, подачу газа в напорный газопровод.

Нефть после концевой ступени сепарации поступает в резервуары. Для обеспечения отбора свободного газа, выделяющегося в приемных нефтепроводах, перед резервуарами устанавливаются газоотделители. Резервуары оборудуются газоуравнительной обвязкой, при помощи которой легкие фракции перераспределяются между ними, а излишек поступает на прием газодувки (компрессора) и далее в напорный газопровод. Подготовка газа к транспортированию осуществляется применительно к конкретным условиям объекта (сепарация, смещение с газом, имеющим в своем составе меньшее количество тяжелых углеводородов, охлаждение, осушка, подача в нефтяную зону газонефтяных сепараторов и т. д).

Для предотвращения образования вакуума и исключения попадания воздуха на резервуарах установлены сигнализаторы давления, подающие электрический сигнал на отключение компрессора при достижении минимально допустимого давления. Дублирующий сигнал на отключение компрессора поступает от сигнализатора давления, установленного на конденсатосборнике. Для этой же цели устанавливаются сигнализаторы давления, подающие сигналы на открытие клапанов подпитки и рециркуляции газа.

Согласование подачи компрессоров с расходом газа из резервуаров осуществляется при помощи системы регулирования давления в конденсатосборнике, газопроводах и резервуарах, включающей сигнализаторы давления, регулирующие клапаны, газопроводы и запорную арматуру.

Потери от утечек относятся к категории чисто количественных потерь. Утечки происходят через неплотности соединений трубопроводов, резервуаров, задвижек, сальников насосов и т. д., при коррозионных разрушениях трубопроводов и резервуаров, при переливах резервуаров и других емкостей.

Предотвращение потерь от утечек зависит от своевременного проведения профилактических ремонтов и специальных организационно-технических мероприятий, разрабатываемых в каждом отдельном случае.

Потери при закачке промысловых сточных вод

Борьбу с потерями нефти необходимо вести на установках подготовки сточных вод. В открытых схемах подготовки сточных вод часть нефти вместе с водой сбрасывают из емкостей предварительного сброса воды и отстойников в открытые ловушки нефти, пруды-отстойники и пруды-испарители, которые имеют большие поверхности, поэтому часть нефти теряется в результате испарения и окисления.

Применение закрытых схем очистки сточных вод позволяет решить вопросы сбора и возврата ловушечной нефти для повторной подготовки.

Приборы для измерения давления, температуры, расхода, уровня

В большинстве случаев давление является одним из основных параметров. Давлением определяется состояние многих веществ, например газов и паров. Технологическая аппаратура проектируется, исходя из допустимого максимального давления. Поэтому в ходе управления производственными процессами необходим непрерывный контроль за давлением в технологических аппаратах.

Давлением называется величина, измеряемая отношением силы, действующей на поверхность, к площади этой поверхности. Сила давления, как и всякая другая сила, есть результат взаимодействия тел. Силы давления могут быть распределены по площади как равномерно, так и неравномерно. При их равномерном распределении давление на всех участках поверхности одинаково. В этом случае давление определяется по формуле

р=F/S

где р - давление; F - сила; S - площадь.

Размерность единицы давления зависит от выбранной системы. В СИ за единицу давления принят паскаль (Па) -давление, вызываемое силой один ньютон (1 Н), равномерно распределенной по поверхности площадью 1 м² ( 1 Па=1 Н/м²). Эта единица очень мала, поэтому в технологических измерениях для выражения больших значений давления применяют килопаскали (кПа) или мегапаскали (МПа).

При измерении давления различают абсолютное, избыточное и атмосферное (барометрическое) давление, а также вакуум.

Абсолютным (полным) называется давление, отсчитываемое от'абсолютного нуля, т. е. истинное давление. Оно может быть как выше, так и ниже атмосферного. Если абсолютное давление ниже атмосферного, его называют остаточным.

Избыточным (манометрическим) называют давление, отсчитываемое от условного нуля, за который принимают атмосферное давление. Разность между атмосферным и остаточным давлением называют в а ку у м о м (разрежением).

В технике в основном измеряют избыточное давление, так как большинство приборов по своей конструкции может показывать (или записывать) только избыточное давление (если они не изолированы от атмосферы). Абсолютным давлением пользуются главным образом в физике при изучении термодинамического состояния различных веществ (температуры кипения, давления паров и других параметров).

Приборы для измерения давления называются манометрами.

Большой диапазон измеряемых давлений, а также специфические условия измерения их в различных технологических процессах определяют разнообразие систем манометров, отличающихся как по принципу действия, так и по устройству. В зависимости от вида и величины измеряемого давления манометры условно подразделяют на:

барометры - приборы для измерения барометрического давления атмосферного воздуха;

м а н о м е т р ы избыточного давления - приборы для измерения избыточного давления (выше барометрического), равного разности между абсолютным и барометрическим (атмосферным);

д и ф ф е р е и ц и а л ь н ы е манометры - приборы дл| измерения разности двух давлений (до 0,63 МПа), ни одно которых не является давлением окружающей среды.

По принципу действия приборы для измерения давления под( разделяются на:

ж и д кос т и ы е манометры - приборы, в которых ИМ меряемое давление уравновешивается давлением столба жидкости соответствующей высоты; значение измеряемого давления в таких приборах определяется по высоте столба уравновешивающей жидкости;

деформационные манометры - приборы, в которых измеряемое давление определяется по деформации различных упругих чувствительных элементов или по развиваемой ими силе;

грузопоршневые манометры-приборы, в которых измеряемое или воспроизводимое давление уравновешивается давлением, создаваемым массой поршня и грузов;

электрические манометры - приборы, действие которых основано на зависимости электрических параметре (сопротивление, емкость и т. д.) манометрического преобразователя от измеряемого давления.

Жидкостные манометры

Жидкостные манометры являются самыми простыми и точными приборами для измерения давления. Они выполняются из стекла. Верхний предел измеряемого давления составляет около 200 кПа. Эта величина определяется прочностью стеклянных трубок, герметичностью соединений стекла с металлом или резиной (соединительными трубками), а также удобством визуального отсчета показаний.

Деформационные манометры

Наибольшее распространение и нефтяной промышленности манометров этого вида получили сильфоновые манометры и манометры с трубчатыми пружинами.

Сильфонные манометры (сильфоны) представляют собой упругие гофрированные трубки из стали, латуни или фосфористой и бериллиевой бронзы, закрытые с одном стороны.

Среда, давление которой измеряется, обычно подводится к коробке с сильфоном и воздействует на его наружную поверхность. Последний, сжимаясь при увеличении давления, перемещает шток, а следовательно, и стрелку прибора или перо если прибор регистрирующий.

Сильфонные манометры выпускаются как показывающими, так и самопишущими. Под действием измеряемого давления сильфон с пружиной сжимается, перемещая вверх шток. Верхний конец штока связан передаточным механизмом с держателем пера, которым давление записывается на бумажной диаграмме (картограмме) специальными чернилами. Картограмма приводится во вращение часовым механизмом или синхронным двигателем.

Для измерения больших давлений применяются манометры содновитковой и многовитковой трубчатыми пружинами.

Одновитковая трубчатая пружина представляет собой полую металлическую трубку овального сечения, изогнутую по дуге и закрытую с одного конца. Второй конец трубчатой (манометрической) пружины впаян в штуцер, соединяющий трубку со средой, давление которой измеряется. Под действием давления трубчатая пружина меняет форму своего сечения, в результате чего ее свободный конец перемещается пропорционально измеряемому давлению. При увеличении давления трубка разгибается. Таким образом, входной величиной трубчатой пружины является измеряемое давление р, выходной величиной -- угол перемещения свободного конца. Увеличение угла поворота стрелки достигается с помощью передаточного механизма.

Для измерения давления до 5 МПа трубки изготавливают из латуни или бронзы, а для более высоких давлений - из стали.

Для приведения в действие сигнальных устройств (ламп, звонков) применяются электроконтактны манометры (ЭКМ), состоящие из двух передвижных контактов (минимального и максимального), устанавливаемых на требуемые значения давления и замыкаемых стрелкой при достижении соответствующих давлений (рис. 76).

В некоторых случаях для измерения высоких давлений применяют электрические манометры. К ним относятся манометры сопротивления, емкостные, пьезоэлектрические и т.д.

В электрических манометрах сопротивления используется свойство проводников изменять сопротивление под действием давления.

Сопротивление проводника и его изменение при изменении подводимого давления измеряются соответствующим прибором.

В емкостных манометрах используется уменьшение или увеличение емкости плоского конденсатора при изменении давления, которое увеличиваем или уменьшает расстояние между обкладками.

Измерение температуры

Температура является одним из важнейших параметре определяющих протекание многих технологических процессе Температурными пределами процесса определяется качество получаемых продуктов, давление их паров, плотность и вяз кость жидкостей и паров и т. д.

В настоящее время для нахождения температуры используются следующие основные физические явления, происходящие веществах при изменении температуры:

1) изменение линейных размеров и объема жидких и твердых тел;

2) изменение давления жидкостей и газов, заключенных постоянный объем;

возникновение и изменение термоэлектродвижущих сил в термоэлементах;

изменение активного электрического сопротивления про

водников или полупроводников;

5) изменение лучеиспускательной способности нагретых тел.

В зависимости от названных явлений классифицируются при-

боры для измерения температуры, называемые термометрами.

Термометрами расширения называются такие приборы, в которых используется наблюдаемое при изменен температуры изменение объема или линейных размеров к В зависимости от веществ, используемых в приборах, термометры расширения подразделяются на жидкостные и деформационные. Действие жидкостных термометров расширения основано на принципе теплового расширения жидкости, заключенной в стеклянный резервуар малого объема. Действие же механических термометров основано на изменении линейных размеров твердых материалов (металлов и сплавов) при изменении их температуры.

В качестве рабочей жидкости для жидкостных термометров применяют ртуть и органические жидкости. Ртутные жидкостные термометры обычно используют для измерения высоких температур (до 750°С), а термометры с органическими жидкостями- для измерения низких температур (спирты до -100°С, толуол до -90°С).

Жидкостные стеклянные термометры относятся к местным приборам контроля за температурой. Они изготавливаются прямыми и угловыми под углами 90 и 135°. В производственных условиях ртутные термометры обычно устанавливают в металлической защитной арматуре (стальной трубке с окном для наблюдения за показаниями), что предохраняет термометры от механических повреждений.

В технологических процессах с повышенными- температурами широко применяются термоэлектрические термометры, принцип действия которых основан на термоэлектрическом эффекте. Если взять два проводника с разной проводимостью А и В и одни концы их спаять или сварить, а вторые оставить свободными, то при нагревании спая на свободных концах возникнет разность потенциалов Е_Ав или термоэлектродвижущая сила (т.э.д.с). Эта разность потенциалов (т.э.д.с.) будет тем выше, чем больше разность температур спая и свободных концов. Образованный таким образом термоэлемент называется термопарой.

Чтобы измерить т.э.д.с. в цепи термопары, необходим измерительный прибор, подсоединенный к ее свободным концам (свободным концам термоэлектродов).

При измерении температуры термопара как чувствительный элемент помещается в измеряемую среду, причем каждому значению температуры среды будет соответствовать определенная т.э.д.с. термопары. Т.э.д.с. термопары зависит от материала термоэлектродов, из которых изготавливаются термопары. Это, главным образом, металлические сплавы с малым коэффициентом температурного сопротивления. В промышленности широко применяются термопары из благородных и неблагородных металлов.

Один термоэлектрод термопары ТПП (платинородий - платина) выполнен из сплава (10% Rh и 90% Rt). второй электрод- из чистой платины. Такая термопара обладает повышенной жаростойкостью и стабильной характеристикой. Она применяется для измерения температур от 200до1300°С при длительном использовании в промышленных условиях и до 1600°С при кратковременных измерениях. Диаметр термоэлектродов 0,5 мм. Термопара. ТХА (хромсль-алюмсль) имеет один термоэлектрод из хромеля (89 % Ni, 9,8 % Сг, 1 % Fe, 0,2 % Мn), а второй из алюмеля (94 % Ni, 2 %А1, 2,5 % Мn, 1 % Si, 0,5 % Fe). Применяется для измерения температуры от -50 до 1000 °С при продолжительных измерениях в промышленных условиях и до 1300 °С при кратковременных измерениях. Диаметр этих термоэлектродов не менее 3,2 мм.

Термопара ТХК (хромель-копель) имеет один электрод из хромеля, а второй из копеля (56% Ni, 44% Сг). Применяется для измерения температуры от -50 до 600 °С при продолжительных и до 800 °С при кратковременных измерениях. Диаметр термоэлектродов ТХК не менее 3,2 мм.

При измерении температуры в нескольких местах одного и того же объекта или в нескольких различных объектах контроля часто один измерительный прибор работает в. комплекте с несколькими термопарами (рис. 79). В этом случае температура изменяется путем поочередного подключения термопар к измерительному прибору.

На принципе использования милливольтметров для измерения температуры разработаны специальные приборы, называемые потенциометрами.

Измерение уровня жидкости

В производственных процессах большое значение имеет контроль за уровнем жидкостей в технологических аппаратах, различных емкостях и резервуарах.

Измерение уровня в технологических аппаратах позволяет контролировать наличие в них нефти или нефтепродуктов, необходимых для протекания технологических процессов в требуемом направлении. Измерение уровня в аппаратах производится обычно в относительно небольшом диапазоне его изменения, причем высокая точность при измерении не требуется. Hнеобходимо следить лишь, за тем, чтобы уровень не был больше или меньше допустимых значений Уровни жидкости измеряются различными методами, измерения используются различные контрольно-измерительными приборы. При измене уровня жидкости поплавок перемещается вверх или вниз, ось поворачивается в ту или иную сторону на угол, пропорциональный изменению уровня. Поворот оси передается указателю.

В камерном уровнемере камера подсоединяется к технологическому аппарату двумя трубками, образуя систему сообщающихся сосудов. Уровень в камере, таким образом, всегда равен уровню жидкости в аппарате.

Приборы с поплавками обычно используются как датчики в системах дистанционного контроля, где угол поворота оси преобразуется в пропорциональное давление сжатого воздух».

Применяется несколько разновидностей уровнемеров с по плавками легче жидкости, предназначенных или дистанционного измерения уровня в технологических аппаратах. К ним относятся уровнемеры поплавковые камерные (PУПK), уровнемеры поплавковые штуцерные (РУПШ) и уровнемеры поплавковые фланцевые (РУПФ). Они применяются для измерения уровня, изменяющегося от 0 до 400 мм.

Уровнемеры с поплавками легче жидкости применяются также для измерения уровня жидкости в резервуарах. Для этой цели предназначены уровнемеры типа УДУ, КОР-ВОЛ (производство ВНР).

Измерение расхода и количества жидкостей

Измерение расхода нефти и нефтепродуктов имеет большое значение при управлении производственными процессами. Без измерения расхода и количества сырья, реагентов, целевых продуктов невозможны соблюдение режима и правильное ведение технологических процессов.

Расходом называется масса (или объем) вещества (жидкости, газа, пара), проходящего через любое сечение трубопровода или другое транспортное устройство в единицу времени. Следовательно, расход можно измерять как в объемных, так и в массовых единицах. Объемный расход в системе СИ измеряется в м³/с, а массовый - в кг/с. Иногда расход определяют также в м³/ч, л/с (литр в секунду), кг/мин, кг/ч, т/ч (тонна в час).

Приборы для измерения расхода называются расходомерами. Следует напомнить, что показания расходомеров характеризуют текущее или мгновенное значение расходов. Для определения суммарного расхода транспортируемого вещества за какой-то конечный промежуток времени (сутки, смену, месяц) применяются счетчики.