Технологія видобутку нафти

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.


Нажми чтобы узнать.
скачати

Зміст

Введення

Технологічна частина

1. Фізико-хімічні властивості пластових рідин і газів

2. Стан боротьби з втратами на об'єктах нафтової галузі

3. Джерела втрат вуглеводнів

4. Оцінка величини втрат вуглеводнів

5. Висновки і пропозиції щодо зменшення втрат вуглеводнів

6. Ефективність використання систем УЛФ

7. Досвід застосування УЛФ

8. Загальна характеристика системи УЛФ

9. Технологічна схема система УЛФ

10. Технологічне обладнання системи УЛФ

11. Контроль і автоматизація технологічних процесів

12. Нормальна робота системи УЛФ

13. Аварійна зупинка системи УЛФ

14. Ремонт УЛФ

15. Розрахунок втрат при «малих» і «великих» дихання для резервуарів УКПН

16 Розрахунок кількості викидів шкідливих речовин в атмосферне повітря із РВС УКПН-4 за 2006 р.

Заходи з охорони навколишнього середовища та праці

Висновок

Список літератури

Введення

Питанням втрат нафти безпосередньо на об'єктах її видобутку, збору і підготовки нафти не надавалося достатньої значення. Проте, від цього гострота і необхідність його рішення ніколи не зменшувалася. Значні ці втрати на нафтопромислах. Розвиток техніки і технології збору та підготовки нафти на помислах, великі обсяги видобутку нафти на знову відкритих родовищах, реконструкція системи внутріпромислового транспорту нафти і газу викликають необхідність і вивчення природи і причин з виникнення і розробки заходів по їх зменшенню.

Основними джерелами забруднення атмосфери в нафтопромисловому господарстві є випаровування, зумовлені негерметичність обладнання та споруд.

Останнім часом установки комплексної підготовки нафти оснащуються системою уловлювання легких фракцій, яка заснована на зборі продуктів випаровування.

Система уловлювання легких фракцій забезпечує збереження вуглеводнів, усуває втрати нафти та викиди шкідливих речовин в атмосферу, підвищує надійність резервуарного господарства за рахунок зниження корозійної активності газового середовища в результаті запобігання потрапляння повітря в резервуари. Повсюдна герметизація за допомогою систем УЛФ промислових резервуарів дозволило скоротити втрати вуглеводнів з них і внести істотні зміни в технологію ступінчастою сепарації продукції свердловин.

Технологічна частина

1.1 Фізико-хімічні властивості пластових рідин і газів.

Властивості і склад нафти вивчені по глибинним і поверхневим пробам. Властивості пластової нафти пласта DIII оцінювалися за результатами дослідження поверхневих проб. Оцінене значення в'язкості склало 3,4 мПа ∙ с, щільності - 0,806 т / м 3, тиск насичення - 7,5 МПа ..

Дослідження девонських нафт показали, що нафти пласта DII трохи важче, більше газонасичених і має підвищений тиск насичення. Розподіл тиску насичення нафти газом за даними Желонкіна А.І. показало, що тиск насичення пласта DI на Туймазінський площі зменшується від центру поклади до периферії (від 9,4 до 8,2 МПа), за рахунок чого і відзначається деяке збільшення щільності та в'язкості нафти. На Олександрівській площі нафту в пластових умовах має меншу щільність і в'язкість.

Щільність разгазірованной нафти пласта DII за новими даними склала 851 кг / м 3, в'язкість при 20 о С - 9,8 мПа ∙ с, вміст сірки - 1,6%. Пластові води теригенно девону відносяться до хлоркальциевого типу. Загальна їх мінералізація становить 266 г / л, а щільність досягає 1190 кг / м 3. Солі, що знаходяться в розчині, представлені практично тільки хлоридами, серед яких переважає хлорид натрію. У розчині знаходиться близько 200 мг / л закисного заліза, барію до 100 мг / л і стронцію від 100 до 500 мг / л. Хімічна характеристика вод приведена в таблиці 1.2. Води пластів DI і DII мають близький сольовий склад і по окремих аналізах розрізнити їх важко.

Середня щільність разгазірованной нафти пласта DI за двома визначеннями склала 863 кг / м 3, в'язкість при 20 о С - 20,0 мПа ∙ с при діапазоні зміни 7,0 - 33,0 мПа ∙ с; вміст сірки - 1,5%, смол сілікагелевих - 12,7%, асфальтенів і парафінів по одній пробі відповідно 2,97 і 3,12%.

Характеристика поверхневих нафт девонських пластів показує, що нафти пластів DI, DII, DIII, DIV легкі (847 - 856 кг / м 3), малов'язкі (8,7 - 10,9 мПа ∙ с), сірчисті (1,1 - 1, 5%), смолисті (8,95 - 14,1%), парафінистих (4,8 - 5,5%).

Дані досліджень показують, що нафти девонських пластів DI, DII і DIV схожі між собою і характеризуються наступними властивостями: щільність - 847 - 856 кг / м 3, в'язкість при початковому пластовому тиску в пласті DI - 1,95 - 3,22 мПа · с , в пласті DII - 2,46 - 3,18 мПа · с, у пласті DIV - 2,9 - 3,22 мПа · с. Середні значення тиску насичення становлять: у пласті DI - 9,12 МПа, в DII - 9,57 МПа і в DIV - 8,62 МПа. Середні значення газосодержания нафт рівні: для пласта DI - 62 м 3 / т, DII - 64 м 3 / т, DIV - 55 м 3 / т.

Властивості нафт фаменского ярусу визначалися по поверхневих проб, відібраних з трьох свердловин. Нафта важка - 910 кг / м 3, високов'язка - 89,8 мПа ∙ с, високосірчиста - 4,45%. За своїми параметрами вона близька до нефтям теригенної товщі нижнього карбону і турнейского ярусу. Параметри пластової нафти оцінювалися за результатами дослідження поверхневих проб. В'язкість пластової нафти склала 37,8 мПа ∙ с, щільність - 0,899 т / м 3, тиск насичення - 4,3 МПа.

Властивості пластової нафти турнейского ярусу (C 1 t) вивчені по двох пробах, відібраних зі свердловини 1382. У пластових умовах щільність дорівнює 868 кг / м 3, в'язкість - 17,4 мПа ∙ с, газосодержание - 10,4 м 3 / т.

У компонентному складі нафтового газу переважає метан, присутній сірководень. У поверхневих умовах нафти турнейского ярусу важкі - 893 кг / м 3, в'язкі - 32,3 мПа ∙ с, смолисті - 13%, сірчисті - 2,8%, парафінистих - 3,7%. Пластова нафта теригенної товщі нижнього карбону характеризується наступними властивостями: щільність - 864 кг / м 3, в'язкість - 12,4 мПа ∙ с, тиск насичення - 6,3 МПа, газосодержание - 22,0 м 3 / т. У газах переважають метан, етан, пропан. Сірководень присутній в кількості 0,8 - 1,4%, в пластовій нафти-0,15%.

Газ пласта DIV відрізняється меншим вмістом азоту і пропану і великим вмістом метану і етану. Склад газу пластів DI і DII практично однаковий. Характерним для девонських попутних газів є: відсутність сірководню, відносна щільність вище 1, наявність азоту, гелій і аргон. Гази Туймазінському родовища відносяться до жирним.

Пластові води девонських пластів представляють собою хлоркальцевие розсоли. Загальна мінералізація їх становить 275 г / л, а щільність досягає 1190 кг / м 3. Газосодержание у водах складає 2,73 м 3 / т. Характерною особливістю девонських вод є значний вміст в них закисного заліза і підвищений вміст бром. Серед аніонів переважає вміст іонів хлору 4,49 млн. молей / м 3, з катіонів значно вміст натрію - 3,3 млн. молей / м 3. Води горизонтів карбону характеризуються хлоркальциевого, хлорнатрієвої типами. Зустрічається сірководень. Води пермських відкладень сульфатнонатріевого типу.

Компонентний склад газу наведений у таблиці 1.

Таблиця 1-Компонентний склад газу

Найменування компонентів

і показників

Значення (% від обсягу)

N 2

15,41

CH 4

19,25

C 2 H 6

15,65

C 3 H 8

17,96

4 Н 10 iC 4 H 10

3,02

NC 4 H 10

4,26

iC 5 H 12

1,51

C 6 + вищ.

1,46

СО 2

0,66

На родовищах республіки Башкортостан видобуваються девонські і високосірчисті нафти. До недавнього часу збір, транспорт і підготовка девонських нафт здійснювалися з використанням негерметичних резервуарів великого обсягу, що працюють при атмосферних тисках.

Технологічні схеми збору, транспорту і підготовки продукції свердловин були розроблені з урахуванням обсягів видобутку нафти і газу, їх фізико-хімічних і реологічних властивостей відповідно до цих характеристик визначалося число ступенів сепарації газу, відділення та утилізації основного обсягу пластової води, вибиралося кількість і конструкція технологічного обладнання в системі збору, транспорту і підготовки нафти. Однак, якщо сепаратори спочатку були герметичними, то резервуари на товарних парках довгі роки залишалися негерметичними, будучи основним джерелом втрат легких фракцій нафти за рахунок випаровування через нещільність, наявні за проектними рещеніям.

1.2 Стан боротьби з втратами на об'єктах нафтової галузі

Близько 90% всіх видів забруднення атмосфери припадає на діяльність людини у сфері розробки та утилізації енергоресурсів. Для нафтової промисловості в негативному впливі на повітряний басейн серед видобувних і переробних галузей становить 5,1%. Але не тільки атмосфера, а й інші компоненти навколишнього середовища схильні техногенному впливу. За орієнтовними оцінками 75% вуглеводневих забруднень припадає на атмосферу, 20% на поверхневі і підземні води і 5% накопичується у грунтах. У свою чергу викиди і скиди вуглеводневих забруднювачів є наслідком незавершеності виробничих циклів, невідладженої технологій і негерметичності використовуваних обладнання і споруд [1].

До кінця вісімдесятих років природоохоронна діяльність у нафтовій промисловості не носила цільової спрямованості в частині вивчення впливу та оцінки впливу нафтових забруднень на стан біосфери, а мала ресурсозберігаючий характер. Виконання планових нефтегазосберегающіх техніко-технологічних та організаційних заходів відбивалося в зниженні діючих нормативів технологічних втрат нафти і нафтового газу. Характеризуючи в цілому технічний рівень нафтопромислових процесів, нормативи втрат не можуть бути використані для встановлення величини викидів в атмосферу, тому що не диференційовані по газової і рідкої складовим втрат і, встановлювалися як середньозважені по нафтопромислових процесам без градації за джерелами виділення. Тому вони методично не вписуються в уніфіковану систему робіт з нормування викидів забруднюючих речовин, яка є обов'язковою для діючих, проектуються та реконструюються підприємств незалежно від відомчої приналежності. У той же час нормативи втрат є важливими показниками виробничої діяльності підприємств нафтової промисловості і використовуються при обліку вироблення запасів вуглеводневих ресурсів і кількості видобутої нафти.

Гарантією ефективного здійснення природоохоронних заходів в даний час слід вважати не тільки повсюдне створення територіальних структур управління природокористуванням, але й системно розроблені правові основи стандарти, правила та нормативні акти, якими необхідно керуватися при встановленні ПДВ.

Обов'язковий характер встановлення зазначених нормативних показників диктує необхідність проведення робіт по систематизації нафтопромислових джерел виділення забруднюючих речовин за специфічними ознаками подібності, властивостям і фазовим складом перебувають у них робочих середовищ, технологічними параметрами та режимами їх експлуатації, що дозволяє формувати і обгрунтувати вимоги до нормативів втрат і гранично допустимих викидів, вибір і розробку ефективних заходів щодо їх зниження [1].

1.3 Джерела втрат вуглеводнів

На процес випаровування нафти і нафтопродуктів з резервуарів в статичних умовах істотно впливають температура навколишнього середовища, активність сонячної радіації, тиск і обсяг газового простору, площа контакту нафтопродукту з газовим простором, атмосферний тиск та інші

Відомо, що при зміні рівня рідини, температури або дегазації в транзитних процесах підготовки нафти, що виділяються гази і пари виходять з резервуарів через спеціальні дихальні пристрої в атмосферу. Дихання резервуарів є причиною втрат від випаровування нафти і забруднення навколишнього середовища.

Обсяг втрат нафти і нафтопродуктів при їх зберіганні також залежить від умов роботи резервуарних парків. Так, втрати від випаровування в резервуарних парках нафтопереробних підприємств поділяються на такі складові:

- Втрати від вентиляції газового простору 60-65%;

- Від "великих подихів" 32-34%;

- Від "малих подихів" 3-6%;

Високий відсоток втрат при вентиляції газового простору пояснюється порушенням вимог герметизації резервуарів (особливо дахів), втрати від "великих подихів" зумовлені високою оборотністю резервуарів. В умовах тривалого зберігання нафтопродуктів втрати відбуваються в основному при "малих дихання".

На початковій стадії розробки родовища, аж до 1972 р., визначальним чинником негерметичності була індивідуальна технологічна схема внутріпромислового збору нафти і газу.

На родовищі горіли сотні смолоскипів, знаходилися в роботі насоси відкачування, трапи, відкриті мірники, функціонували проміжні та центральні нефтепаркі. З переходом на герметизированную систему збору центр ваги втрат вуглеводнів перемістився в резервуарні нефтепаркі.

1.4 Оцінка величини втрат вуглеводнів

Більшість дослідницьких робіт, проведених в різні роки з визначення величини втрат з промислових резервуарів до теперішнього часу застаріли. Зміни в системі збору та підготовки нафти поряд зі зміною режимів розробки родовищ призводять до змін не тільки величини, але і якості втрат продуктів. Тому дослідження втрат на родовищах мають проводитися періодично і регулярно. Правильний і своєчасний облік втрат дозволить більш точно визначити кількість вилученого з надр продукту. Необхідно зазначити величини і якість втрат на всьому шляху руху нафти від свердловин до НПЗ.

Таблиця 2 - Величини втрат з розподілом їх по промисловим об'єктам [7].

Характер

втрат

Об'єкти

втрат

Кількість,%



газопаро

образні

рідкі

Всього

Втрати легенів

фракцій нафти і газу

Мірники на вкв.

відкриті групові

установки

0,34


0,34

Газ, спалюється на факелах на вкв.

Вкв, не підкл-

юченние до газосбор.сетям

0,122


0,122

Газ, спалюється на факелах на КС

КС

0,566


0,566

Газ і конденсат при транспортуванні від вкв до газобензиновий заводу

Дріп на газопроводах

0,023

0,05

0,073

Нафта в сальникових ущільненнях

Гирлові сальники штанг, насоси

-

0,004

0,004



Нафта при аваріях

Пориви

-

0,074

0,074

Нафта в процесі підземних ремонтів

Устя експлуатаційних вкв.


0,013

0,013

М'які фракції при великих і малих дихання

Сировинні резервуари

0,207


0,207

Разом до установок з підготовки


1,258

0,141

1,399

Легкі фракції знесоленої і стабілізується. нафти пріі великих і малих дихання

Товарні резервуари

0,34


0,34

Нафта при очищенні резервуарів

Резервуари, відстійники


0,14

0,14

Нафта з пластовою водою

Резервуари, відстійники


0,03

0,03

Разом на установках з підготовки та товарному парку


0,634

0,17

0,51

Усього втрат


1,598

0,311

1,909

З таблиці 2 видно, що найбільші втрати нафти і газу мають місце на ділянці від свердловин до установок з підготовки нафти, де сума втрат складає 1,399%.

Найбільші втрати спостерігаються з мірників групових установок, сировинних резервуарів у процесі їх великих і малих подихів.

На цих об'єктах сумарна величина втрат становить 1,235% або 86,64% від загальної величини втрат на шляху від свердловини до установок з підготовки (система безнапірна відкрита).

Безпосередньо на установках з підготовки втрати становлять 0,51% або 26,7% від загальної величини промислових втрат нафти.

Найбільші втрати на цій ділянці технологічної схеми зберігаються також, як і в попередньому випадку, в резервуарах у процесі малих і великих подихів.

З табл.2 видно, що найбільшу частину втрат становлять газоподібні й пароподібні компоненти, тоді як величина втрат рідких продуктів складає лише 16,3% від загальної величини втрат.

1.5 Висновки та пропозиції щодо зменшення втрат вуглеводнів

Розрахунки та вимірювання, виконані різними дослідниками, показали, що викиди пари нафти з резервуарів вельми значні.

В даний час для утилізації (зниження втрат) легких фракцій вуглеводнів при зберіганні нафти і нафтопродуктів застосовуються газоуравнітельние системи, факельне спалювання, мембранне розділення суміші ЛФУ, азотне охолодження, адсорбція (активоване вугілля), абсорбція (нафтові масла), плаваючі даху, понтони та ін .

Всі ці різноманітні організаційно-технічні заходи щодо скорочення втрат можна розбити на три групи:

- Попереджувальні випаровування нафти;

- Зменшує випаровування;

- Заходи по збору продуктів випаровування.

До першої групи відноситься забезпечення герметичності резервуарів. Її відсутність часто пояснюється несправністю покрівлі, що призводить до постійного випаровування та вивітрюванню виділяються з нафти газу і пари. Для підтримки резервуарів у технічно справному стані були потрібні значні кошти і складна робота.

Другим заходом першої групи є вдосконалення технології підготовки нафти з метою максимального відділення легких фракцій до вступу її в резервуари. Починаючи з 1963 р., обезвоженная і обезсолена нафта стала піддаватися стабілізації в ректифікаційної колоні під тиском. За технологічною схемою нафту з буферної ємності насосом подавалася через теплообмінник і піч, в яких нагрівалася до 200 º С, у стабілізаційну колону. Широка фракція легких вуглеводнів з верхньої частини колони надходила в кондесатор - холодильник і потім у Газосепаратори. Газ з газосепаратори використовувався в печах для нагріву нафти, а нестабільний бензин насосом подавався в ємності високого тиску і з них відкачувався на газобензиновий завод. Частина бензину подавалася на верх колони для зрошення з метою підтримки заданої температури. Товарна нафта, з якої були відібрані легкі фракції, з нижньої частини колони насосом через теплообмінники відкачувалася в товарний парк.

Стабілізація нафти дозволила значно скоротити втрати легких фракцій з товарних резервуарів. Якщо втрати знесоленої нестабільної нафти становили 0,52%, то у стабільній нафти вони знизилися до 0,16%. Відбір легких фракцій становив 3% від знесоленої нафти, що дорівнює 70-75% потенційно можливого вилучення компонентів.

У 1982 р. з'явилася необхідність заміни стабілізаційних колон і корінної реконструкції блоків стабілізації. У зв'язку з підвищеною небезпекою подальшої експлуатації обладнання і споруди та неспецифічністю цієї технології для нафтовидобувних підприємств стабілізація нафти була припинена [2].

Паралельно з впровадженням блоків стабілізації на УКПН-1 проводили випробування плаваючою даху в резервуарі. Плаваюча на поверхні нафти дах майже повністю усувала газовий простір резервуара і таким чином запобігала втрати легких фракції від малих та великих подихів. Однак цей захід після випробування розвитку не отримало через недосконалість ущільнення зі стінками резервуара.

"Принципами технічної експлуатації нафтобаз" для зниження втрат нафтопродуктів рекомендується застосовувати понтони і диски відбивачі, які скорочують викиди відповідно на 80 і 20%. Однак, як показують дослідження, виконані фахівцями УГНТУ, рекомендовані засоби ефективні лише в обмежених областях: для понтонів при ємності резервуарів 5 тис. м 3 і більше для дисків відбивачів при коефіцієнті більше 60%.

Тривалий час, до 1994 р., нафтовики "Туймазанефть" обмежилися заходами, що зменшують випаровування. Серед них - застосування фарб з високим коефіцієнтом відображення. Найбільш поширеними з них були білі та алюмінієві, але причому білі фарби в 1,48-1,8 рази ефективніше алюмінієвих, але останні більш практичні через довговічності і простоти процесу нанесення.

Всі ці технології мають один головний недолік - не можуть гарантовано забезпечити виконання завдання уловлювання легких фракцій вуглеводнів.

У 1994 р. почалося впровадження заходів третьої групи, що передбачають збір продуктів випаровування нафти з резервуарів. Сутність цього методу полягає в оснащенні резервуарних нефтепарков спеціальною системою уловлювання легких фракцій. В даний час існує велика кількість даних установок, які мають різні конструктивні виконання і принцип роботи.

Застосування системи УЛФ на об'єктах ВАТ "Башнефть" дозволило:

Поліпшити екологічну обстановку і умови праці обслуговуючого персоналу не тільки безпосередньо на самих об'єктах збору зберігання і підготовки нафти, але і в населених пунктах районів видобутку нафти.

Зменшити пожежонебезпека об'єктів.

Підвищити термін служби технологічного обладнання на об'єктах за рахунок зниження інтенсивності процесів внутрішньої корозії і зняття напруги в зварних стиках і швах покрівлі і верх поясів резервуарів.

Зберегти кондиційні властивості нафти.

Отримати додатковий прибуток від реалізації уловленной продукції.

1.6 Ефективність використання систем УЛФ

В інституті проблем нефтехімпереработкі АН РБ була проведена порівняльна оцінка забруднення атмосфери в результаті впровадження описаних методів у товарно-сировинних парках НПЗ. Оцінка виконана за принципом нормування приведення маси викиду до еквівалентної масі діоксиду сірки, який використовується в розрахунках індексу забруднення атмосфери (ІЗА). Встановлено, що ІЗА при використанні сталевого резервуара з дихальною арматурою становить 220, сталевого резервуара з понтоном - 88, групи сталевих резервуарів з газоуравнітельной лінією - 66, резервуара з конденсаторної системою - 35, технології УЛФ - 2.

З наведених даних видно, що найбільш ефективним з точки зору зниження викидів в атмосферу парів нафтопродуктів є установки УЛФ.

1.7 Досвід застосування УЛФ

Починаючи з 1990 р. накопичений великий досвід експлуатації установок для УЛФ нафти випаровуються в резервуарах на багатьох нафтопромислових об'єктах республіки Башкортостан, а також на промислах Татарстану, Оренбурзької області, Сибіру.

Областю застосування систем УЛФ є об'єкти видобутку нафти, установки підготовки продукції свердловин, НПЗ, нафтобази, об'єкти зберігання нафти і нафтопродуктів.

Система УЛФ призначена для запобігання втрат нафти і нафтопродуктів за рахунок уловлювання та утилізації, що випаровуються легких фракцій, поліпшення умов охорони навколишнього середовища, вирішення проблеми великих і малих подихів резервуарів.

Обладнання установок УЛФ розташоване в обігрівається блок - боксі, у якому автоматично підтримується заданий температурний режим. Режим роботи циклічний.

Вся система УЛФ сконструйована для безперервної роботи в автоматичному режимі без присутності обслуговуючого персоналу в режимі частих включень і виключень в умовах агресивних і високоагресивних середовищ. Резервуари для нафти і нафтопродуктів з'єднуються єдиної газоуравнітельной трубопровідною системою, за якою легкі фракції надходять на прийом блокової компресорної установки БКУ.

При досягненні заданих допустимих тисків компресор включається і через конденсатосборник відкачує газ з резервуарів у газопровід. Виділився з конденсатозбірника конденсат насосами знову потрапляє у резервуари.

Для підтримки в паровій фазі резервуарів постійного заданого тиску передбачені електронні датчики тиску та мікропроцесорний контролер.

Безпека та надійність роботи системи УЛФ гарантується застосуванням новітньої технології і сучасного устаткування у вибухобезпечному виконанні.

Всі резервуарні парки ВАТ "Башнефть" оснащені системою УЛФ. Крім того в даний час чимало об'єктів підготовки високосірчистих нафт і ДНС також оснащені цими системами.

Однак ці установки мають наступні недоліки:

Мають високу вартість.

Складне обладнання та систему управління.

Вимагають наявності споживачів сухого газу.

У зв'язку із зазначеним, вирішення проблеми захисту навколишнього середовища можливо тільки при широкому впровадженні сучасних методів зниження випаровування нафтопродуктів при зберіганні, а також зберігання нафтопродуктів у герметичних резервуарах, що виключають виділення забруднюючих речовин в атмосферу.

1.8 Загальна характеристика системи УЛФ

Система уловлювання легких фракцій вуглеводнів передбачає:

відбір, відділення від конденсату, компримування газів і парів легких фракцій вуглеводнів, що виділяються в товарних резервуарах Р1.1, Р1.2, Р1.3, об'ємом 5000 м3, в резервуарах сирої нафти Р2.1, 2.2, Р2.3, об'ємом 5000 м3, в резервуарах відстійниках пластової води;

подачу скомпрімірованного газу в газасепаратор першого ступеня сепарації ГС1;

повернення конденсату, що виділився з газу в системі УЛФ, в трубопровід нафти перед резервуарами товарної нафти.

Система УЛФ забезпечує (за рахунок герметизації резервуарів) підтримання в резервуарах та апаратах оптимального робочого надлишкового тиску, виключаючи викиди шкідливих речовин в атмосферу, підвищує надійність резервуарного господарства за рахунок зниження корозійної активності газоповітряного середовища в результаті запобігання потрапляння повітря (кисню) у резервуари.

У систему УЛФ вуглеводнів входять:

- Газоуравнітельная лінія резервуарів;

- Блочно-комплектна автоматизована установка з уловлювання легких фракцій вуглеводнів продуктивністю 2393 м3 / доб, тиском на виході компресора 2 атм фірми ЮМС "Аутоматіон";

- Буферна ємність БЕ1 для прийому легких фракцій вуглеводнів з резервуарів та збору конденсату, що виділився з цього газу;

- Підйомна ємність ДЕ для прийому конденсату, що виділився в ємності БЕ1, конденсатозбірнику К, з насосом відкачування конденсату в трубопровід нафти перед товарними резервуарами;

- Конденсатосборник К для уловлювання конденсату, що випадає при охолодженні компримованого газу, переважно при зупинках блоку БКУ1;

- Трубопроводи для транспорту вловленого газу та конденсату;

- Трубопровід скидання газу з дренажної ємності в існуючий газопровід на факел.

1.9 Технологічна схема системи УЛФ

Технологічна схема системи уловлювання легких фракцій вуглеводнів передбачає збір і компримування газу, що надходить з резервуарів (рис.2)

Малюнок 2-Система УЛФ: 1-газоуравнітельная система; 2-ємність буферна; 3-ємність підземна; 4-трубопровід викидний; 5-блок компресорний; 6-резервуар; 7-відстійник КССУ.

Резервуари обладнуються газоуравнітельнимі трубопроводами 1, за допомогою якої легкі фракції перерозподіляються між газовими просторами резервуарів. Надлишки газу за газоуравнітельним трубопроводами надходить в буферну ємність 2, в якій відбувається випадання і накопичення конденсату, якого віднесло газом з резервуарів.

Резервуари повинні бути обладнані вогнеперепинювачів, дихальними гідравлічними запобіжними клапанами, необхідна повна герметизація резервуарів.

У резервуарах підтримується надмірний тиск (в межах від 20 до 50 мм водяного стовпа) за допомогою компресора, встановленого в блоці БКУ1.

Буферна ємність оснащена підігрівачами, контрольно-вимірювальними приладами, запірно-регулюючої арматурою. Передбачено автоматичне скидання конденсату при досягненні граничного рівня в підземну ємність 3, сигналізація верхнього аварійного рівня, контроль тиску, сигналізація при відхиленнях тиску. Підземна конденсатная ємність обладнана електропогружного насосом, включення і відключення якого відбувається автоматично по досягненні верхнього та нижнього граничних рівнів. Звільнений від конденсату і краплинної вологи газ надходить з буферної ємності в технологічний блок установки уловлювання легких фракцій (УЛФ). Автоматизована установка уловлювання легких фракцій БКУ1 складається з двох блоків: технологічного і блоку управління (контрольної панелі). Технологічний блок представляє собою компактне приміщення (мал.3), в якому розміщені компресор 1 з електроприводом 2, миску 3, з'єднану з лубрикатор 4 для змащення вузлів компресора. Привід нагнітання масла здійснюється через пасову передачу 5 від валу компресора. Крім того, в блоці змонтовані опалювальна 6 і вентиляційна 7 системи, датчики управління технологічним процесом, запірно-регулюючі клапани, лічильники газу, трубні і енергозабезпечувальні комунікації.

Малюнок 3-Принципова схема установки уловлювання легких фракцій.

1-компресор, 2 - електропривод, 3 - ємність для олії, 4-лубрикатор, 5-передача Кліноременная, 6 - електропіч, 7-вентилятор, 8 - клапан, 9-витратомір, 10-клапан зворотної дії, 11 - зворотний вихідний клапан , 12 - клапан байпасний, 13 - клапан підживлення, 14 - насос конденсатний, 15 - скрубер.

Надійшов з буферної ємності газ компресором направляється в викидний трубопровід, по якому через клапан 8 з ручним управлінням, витратомір 9, клапан зворотного тиску 10 і викидний зворотний клапан 11, виходить з блоку БКУ1, і по напірному газопроводу 4 надходить у конденсатосборник До 8, далі по трубопроводу в газосепаратори 7 першого ступеня ГС1. Конденсатосборник До необхідний для уловлювання конденсату, що випадає з-за охолодження газу в газопроводі, переважно при зупинках блоку УЛФ (БКУ1).

У конденсатозбірнику До передбачений контроль тиску, сигналізація верхнього та нижнього рівнів конденсату. Спорожнення виробляється в дренажну ємність 3 ДЕ при досягненні верхнього рівня конденсату за сигналом на щиті операторної.

Стабільна робота системи УЛФ (БКУ1) визначається, перш за все, режимами своєчасних включень і відключень системи підживлення товарних резервуарів при відкачці нафти з будь-якого резервуара.

Підживлення повинна включатися в роботу при падінні тиску в резервуарі до 20 мм вод. ст. і не повинна перериватися до моменту, поки тиск в резервуарі не досягне максимально допустимої величини.

Виходячи з цього, обв'язка резервуарів і БКУ1 повинна забезпечити вирівнювання тисків у газоуравнітельной лінії резервуарів з моменту відкачування нафти з будь-якого товарного резервуара і, що відбуваються при цьому процесі, перетоку газу між резервуарами (сировинні-товарні, товарні-товарні) до моменту включення, відключення і роботи системи підживлення. Ця умова досягається схемою обв'язки, яка включає центральну крапку на газоуравнітельной лінії резервуарів, равностоящими від кожного резервуара і, що забезпечує рівні втрати тисків на ділянках труб від БКУ до кожного резервуара в процесі роботи системи підживлення.

Компресор блоку БКУ1 включається автоматично при досягненні тиску в газоуравнітельной лінії 50 мм вод. ст. При зниженні тиску в системі нижче 30 мм вод. ст. автоматично відкривається байпасний клапан 12, що з'єднує приймальню і викидних лінії компресора до лічильника 9.

При подальшому зниженні тиску в системі (нижче 20 мм вод. Ст.) Компресор зупиняється, відкривається підживлюючий клапан 13, що з'єднує викидних лінію компресора з приймальні після зворотного клапана 11. Газ надходить зворотним ходом з газосепаратори першого ступеня по газопроводу в газоуравнітельную систему і далі, в газовий простір резервуарів, запобігаючи утворенню вакууму в них.

При підвищенні тиску на вході в компресор до 30 мм вод. ст. клапан 13 закривається.

Таким чином, клапан 13 знаходиться у відкритому положенні при тиску 20 мм вод. ст. і в закритому положенні при тиску в системі 30 мм вод. ст. Параметри роботи клапанів можуть бути уточнені після пуску установки УЛФ.

Включення - відключення компресора, зміна обертів двигуна компресора і, відповідно, його продуктивності, відкриття - закриття клапанів здійснюється автоматично в залежності від зміни тиску на прийомі компресора. Тиск на вході в компресор змінюється зі зміною тиску в резервуарах.

Блок БКУ1 теплоізольований і має систему обігріву, контрольовану датчиками температури. Робота системи обігріву здійснюється в автоматичному режимі, включаючись при температурі +2 º С і відключаючись при температурі +15 º С.

Приміщення блоку забезпечена системою контролю за вмістом вуглеводневого газу, якщо в приміщенні блоку УЛФ з'явиться газ вище допустимого рівня компресор автоматично зупиняється.

Система вентиляції блоку зблокована з системою контролю за вмістом вуглеводневого газу і сірководню. У зв'язку з цим, якщо в приміщенні з'являється один або обидва з зазначених газів, включається вентилятор, який зупиняється через 5 хвилин після зниження концентрації газів до допустимого рівня.

Слід зазначити, що режим роботи установки УЛФ здійснюється за програмою, яку фахівці коригують відповідно до конкретних умов і режимами, властивими кожній ід установок підготовки нафти.

Система уловлювання легких фракцій забезпечує збереження вуглеводнів за рахунок герметизації резервуарів, підтримання в них оптимального робочого надлишкового тиску, усуває втрати нафти та викиди шкідливих речовин в атмосферу, підвищує надійність резервуарного господарства за рахунок зниження корозійної активності газового середовища в результаті запобігання потрапляння повітря в резервуари.

1.10 Технологічне обладнання системи УЛФ

Установка УЛФ (БКУ 1)

Призначення - відбір, відділення від конденсату, компримування газів і парів легких фракцій вуглеводнів з резервуарів.

Прийнята блочно-комплектна установка з уловлювання легких фракцій, що складається з технологічного блоку і контрольної панелі (блоку керування).

Технологічна характеристика БКУ1

Обсяг газу, що надходить на прийом компресора - 2393 м3 / доб;

Тиск на викиді - 2 атм.

Тиск на прийомі - 0,005 атм.

Температура газової суміші на вході в компресор - 16,6-17,8 º С.

Температура газової суміші на виході з блоку - 73,5 º С.

Потужність установки - 15 л.с.

Буферна ємність БЕ1

Призначення БЕ1 прийом парів легких фракцій вуглеводнів із сировинних, товарних резервуарів і резервуарів-відстійників пластової води, відділення конденсату перед подачею газу в блок БКУ1.

Технічна характеристика

Обсяг - 16 м3.

Діаметр - 2000 мм.

Тиск робочий - 1 МПа.

Маса - 3420 кг.

Кількість апаратів БЕ1 - 1 шт.

Кількість теплообмінних пристроїв - 1 шт.

Дренажна ємність ДЕ

Призначення-прийом конденсату, що виділився в БЕ1 і конденсатозбірнику К. Накопичення і відкачування його в нафтопровід перед товарними резервуарами.

Технологічна характеристика

Об'єм ємності - 40 м3.

Діаметр - 2400 мм.

Продуктивність насоса - 80 м3 \ год.

Напір - 43 м вод. ст.

Потужність електродвигуна - 15 кВт.

Конденсатосборник К.

Призначення збір і накопичення конденсату, якого віднесло газом.

Технічна характеристика

Діаметр - 250 мм.

Тиск робочий - 1,6 МПа.

Маса - 537 кг.

Кількість - 1 шт.

1.11 Контроль та автоматизація технологічних процесів

Технологічною схемою системи уловлювання легких фракцій визначений наступний обсяг автоматизації:

- Контроль, реєстрація і сигналізація відхилення від заданих значень температури конденсату в буферній ємності БЕ1;

- Місцевий контроль температури і тиску газу в трубопроводі від БКУ1 в конденсатозбірнику К;

- Контроль, реєстрація і сигналізація відхилення від заданих значень тиску газу в буферній ємності БЕ1 і в трубопроводі після конденсатозбірника К;

- Контроль, реєстрація і сигналізація відхилень рівня конденсату в дренажній ємності ДЕ;

-Контроль граничних значень рівня конденсату в буферній ємності БЕ1;

- Управління насосом відкачування конденсату з ДЕ;

- Контроль і автоматизація загазованості на майданчику буферних ємностей, БКУ і дренажної ємності.

1.12 Нормальна робота системи УЛФ

Нормальна робота системи УЛФ полягає у підтримці всіх параметрів процесу в межах норм технологічного режиму при справному стані резервуарів, ємностей, запірної та регулюючої арматури, компресорної установки, приладів КВП і А.

Обслуговуючому персоналу резервуарного парку необхідно контролювати:

- Герметичність покрівлі і поясів стінки резервуарів, справність дихальних і запобіжних клапанів;

-Герметичність фланцевих з'єднань дихальних і запобіжних клапанів;

При проведенні замірів рівня та відбору проб нафти з резервуару останній відключається від системи УЛФ закриттям відповідної засувки.

При роботі компресора загоряється лампа зеленого кольору Робота компресора. При відхиленнях від нормального режиму роботи і несправності УВЛФ зупиняється і спалахує лампа червоного кольору «Відключення обладнання».

Подальша нормальна робота неможлива без усунення причин зупинки УЛФ. Причина несправності висвічується на передній панелі блоку управління: втрата фази, несправність приводу, високий тиск на виході, відсутня змазка, висока температура на викиді УВЛФ, висока температура в приміщенні, сірководень, вибухонебезпечний газ.

Нормальна робота компресора (пуск, зміна числа оборотів, зупинка) здійснюється автоматично за заданою програмою в залежності від величини тиску на вході в блок УЛФ і від положення клапанів.

Робота системи обігріву здійснюється в автоматичному режимі, включаючись при температурі +2 º С і відключаючись при температурі +15 º С.

Зупинка системи УЛФ проводиться за письмовим розпорядженням начальника УКПН обслуговуючим її технічним персоналом.

1.13 Аварійна зупинка системи УЛФ

Аварійна зупинка системи УЛФ проводиться у разі виникнення відхилень від нормальної роботи, які можуть призвести до загоряння, вибухів, нещасних випадків і виходу з ладу обладнання. До них відносяться: порушення герметичності (резервуарів, газоуравнітельной системи, газопроводів, конденсатозбірників, буферної ємності, ємності дренажної, запірно-регулюючої арматури).

При порушенні герметичності окремих резервуарів вони відключаються від системи УЛФ шляхом закриття відповідної засувки і установки заглушки на відгалуженні розгерметизованого резервуара. У такому стані резервуар залишається до виявлення та усунення причин розгерметизації. У разі виведення резервуара з технології на тривалий термін повинен бути забезпечений видимий розрив між ним і відключає засувкою на відгалуженні газоуравнітельной системи.

Аварійну ситуацію створюють також такі фактори, як:

- Зменшення живого перерізу газопроводів за рахунок випадання вуглеводневої і водного конденсату, утворення крижаної кірки і гідратоутворення;

- Несправність обладнання;

- Загазованість або відхилення від нормальної температури в блоці УВЛФ через несправність опалювальної системи.

У зазначених випадках УВЛФ відключається автоматично. При несправності системи автоматики відключається вручну, керуючись показаннями контрольно-вимірювальних приладів. У випадках відключення УВЛФ резервуари будуть працювати в звичайному технологічному режимі і тиск в газовому просторі буде підтримуватися через встановлену дихальну арматуру.

1.14 Ремонт системи УЛФ

Перед ремонтом системи УЛФ або складових її частин необхідно провести підготовчі роботи.

Розтин і заміна встановленого на зовнішніх і внутрішніх газопроводах обладнання (запірно-регулюючої арматури, лічильників, фільтрів і т.д.) повинні проводитися обов'язково на відключеному ділянці з установкою заглушок.

Заглушки, встановлені на газопроводах, повинні відповідати максимальному тиску газу в трубопроводі. Вони повинні мати хвостовики, що виступають за межі фланців. На хвостовиках заглушок повинно бути вибито клеймо із вказівками тиску газу і діаметра газопроводу.

Розбирання фланцевих, різьбових з'єднань і арматури всередині блоку УЛФ повинна проводитися на відключеному і заглушеному ділянці.

Зварювання і різання на трубопроводах слід виконувати на відключених ділянках, які повинні бути продуті повітрям або інертним газом.

Розтин і заміна встановленого в технологічному блоці устаткування повинні проводиться на відключеному дільниці після продувки від газу. На вимикаючих пристроях повинні встановлюватися заглушки.

До газонебезпечних робіт на системах УЛФ відносяться:

- Приєднання новозбудованих відгалужень від резервуарів до магістралей системи УЛФ;

- Пуск газу в газоуравнітельние системи, споруди та обладнання, що входять до їх складу;

- Технічне обслуговування та ремонт газоуравнітельних систем, установок УЛФ, ємностей, устаткування, засобів КВП і А, а також технічне обслуговування та ремонт вибухозахищеного електрообладнання, приладів і апаратів.

При ремонтних роботах в загазованому середовищі повинні застосовуватися інструменти з кольорового металу, що виключає іскроутворення.

Основним методом контролю за надійною і безпечною роботою системи УЛФ є періодична ревізія, при якій перевіряється стан трубопроводів, їх елементів і деталей.

Як правило, ревізія повинна бути приурочена до планово-попереджувального ремонту окремих елементів системи УЛФ.

При цьому слід намічати ділянки мінімальної протяжності, що працюють в найбільш важких умовах, а також тупикові і тимчасово не працюють ділянки. Вибір ділянок для ревізії здійснює служба технічного нагляду.

При ревізії необхідно провести ретельний зовнішній огляд наміченого ділянки трубопроводу, провести по можливості внутрішній огляд трубопроводу. Демонтаж труби для внутрішнього огляду при наявності фланцевих або інших рознімних з'єднань здійснюється за допомогою розбирання цих сполук; при суцільнозварний трубопроводі виробляють вирізку ділянки довжиною, що дорівнює двом-трьом його діаметрам, бажано зі зварним швом, що працюють в особливо важких умовах. Механічні властивості металу труб перевіряються, якщо є підозри в тому, що корозійний вплив може викликати їх зміна.

Результати ревізії заносяться в паспорт трубопроводу і зіставляються з початковими даними приймання і результатами попередньої ревізії, після чого складають акт ревізії. Роботи, зазначені в акті, підлягають обов'язковому виконанню в зазначений термін.

При виявлене в результаті ревізії незадовільному стані ділянки трубопроводу додатково ревізії піддається іншу ділянку. При наявності незадовільних результатів ревізії додаткових дільниць повинна бути проведена генеральна ревізія цього трубопроводу з охопленням ревізією п'яти ділянок, розташованих рівномірно по всій довжині трубопроводу.

Всі виявлені дефекти повинні бути усунені, а прийшли в непридатність ділянки і деталі замінені новими. При незадовільних результатах генеральної ревізії трубопроводи вибраковуються повністю.

Всі ділянки трубопроводів, що зазнали розбиранні, різанні, зварюванні, після складання піддаються випробуванням на міцність і щільність.

Об'єкти ремонтних робіт і терміни їх виконання визначаються НГВУ за результатами оглядів, діагностичних обстежень, ревізій, за прогнозованими граничним робочим тискам, аналізу експлуатаційної надійності відповідно до умов експлуатації системи УЛФ та вимогами безпеки.

1.15 Розрахунок втрат при «великих» і «малих» дихання для резервуарів УКПН-4 [12].

Робочий цикл сировинного або товарного резервуара складається з декількох операцій: а) навантаження резервуара нафтою; б) відстій нафти в резервуарі; в) розвантаження резервуара; г) очікування завантаження.

Визначимо втрати вуглеводнів при «великих» дихання.

У таблиці представлені дані для розрахунку.

Таблиця 3

Вихідні дані

Значення

V р, м 3

5000

Температура, º С

24

До

0,85

Тиск насичених парів за Рейдом, МПа

0,043

Тиск насичених парів нафти Р s істинне, МПа

0,045

Запобіжний клапан відрегульований на тиск 24.10 -5 МПа і на вакуум 20.10 -5 МПа.

Рішення.

Абсолютний тиск клапана

Р д = 0,1 +0,00024 = 0,1002 МПа;

у вакуумі

Р в = 0,1-0,0002 = 0,0998 МПа.

Кількість вуглеводнів, що виходять з клапанів, буде

V n = 0,0043 · Р s ((Р в-Р s) / (Р д-Р s)) · К · V р = 0,0043 · 0,045 ((0,0998-0,045) / (0,1002 -0,045)) · 0,85 · 5000 = 8 м 3.

По відношенню до нафти, що надійшла в резервуар, це становить

(V n · 100) / (V р · К) = (8.100) / (5000.0, 85) = 19%

Таким чином, загальні втрати легких вуглеводнів при завантаженні резервуара залежать від його обсягу, робочого тиску запобіжного клапана і обсягу газового простору, і в нашому випадку склали 19%.

Тепер визначимо втрати вуглеводнів при малих дихання резервуара.

У резервуарі перебуває нафту з тиском насичення пар за Рейдом Р s = 0,0595 МПа. Обчислимо кількість вуглеводнів, що виходять при видиху з резервуара через дихальний клапан протягом доби, якщо мінімальна температура повітря вночі t 2 = 13 º С, а максимальна вдень t 1 = 38 º С; дихальний клапан відрегульований на тиск 25.10 -5 МПа і вакуумі 20 · 10 -5; висота газового простору 4,2 м; діаметр резервуара D = 23 м.

Рішення.

Обсяг газового простору

V г = 0,785 · D 2 = 0,785 · 23 2 = 415,26 м 3.

Середня температура зовнішнього повітря

t сер = (38 +13) / 2 = 25,5 º С

Мінімальна температура поверхні нафти

t 2 = t ср -5,5 = 25,5-5,5 = 20 º С

Максимальна температура поверхні нафти

t 1 = t ср +5,5 = 25,5 +5,5 = 31 º С

Мінімальна температура газового простору

t 2 = t 2 -8 = 20-8 = 12 º С

Максимальна температура газового простору

t 1 = t 1 +12 = 31 +12 = 43 º С

Тиск насичених парів нафти при мінімальній температурі на поверхні нафти 0,0651 МПа, при максимальній температурі 0,078 МПа. Абсолютні тиску клапана Р д = 0,10024 і Р в = 0,0998 МПа. Кількість вуглеводнів, що виходять з резервуару, згідно з формулою

V n = 0,00215 · V г · (P s1 - P s2 )·[((( P s - P s2) / (P д - P s1 ))·(( Т 0 + t 1) / (Т 0 + t 2))) -1] =

= 0,00215 · 415,26 · (0,0651-0,078 )·[((( 0,0998-0,078) / (0,0024-0,0651 ))·(( 266,3 / 285,5)) ) -1] = 0,01 м 3

Таким чином, втрати вуглеводнів при малих дихання склали 0,01 м 3.

1.16 Розрахунок кількості викидів шкідливих речовин в атмосферне повітря із РВС УКПН-4 за 2006 р

Розрахунок кількості вуглеводнів здійснюватися за формулою:

М сн = 0,9 * 10 -2 * m * К * (1-а),

де m - маса продукції пройшла через резервуари;

К - втрати нафти при підготовки нафти, у% від кількості нафти;

а - середній% обводненості нафти і нафтовмістовної рідини.

Таблиця 4

РВС

Кількість НСЖ нафти,

пройшла через

РВС, тис м 3


Коеф.

втрати

нафти, К

(1-а)

Кількість

углев.тн

Улавлів.

УЛФ, тн

Вибрасив.

в атмосф.,

тн

Сировинні резервуари

РВС 6,7


297 * 10 3

0,245

0,4

0,9 * 10 -2 * 297 * 10 3 *

* 0,245 * 0,4 = 548,964

70%

384,275

164,689

РВС-14

744,7 * 10 3



0,245

0,13

0,9 * 10 -2 * 744,7 * 10 3 *

* 0,245 * 0,13 = 213,468

80%

170,774

42,694

Разом по сировинним резервуарів:





762,432

555,049

207,383

Товарні резервуари

РВС-12, 13


411,5 * 10 3

0,4

0,51

0,9 * 10 -2 * 411,5 * 10 3 *

* 0,4 * 0,51 = 755,514

80%

604,411

151,103

Разом по товарним резервуарів





755,514

604,411

155,103

Разом по всім резервуарів





1517,946

1159,460

358,486

Дані наведені в таблиці 4 достатньо переконливо показують високу ефективність застосування систем УЛФ дозволяє вловити і зберегти здобуті з великими витратами вуглеводнів, які губилися безповоротно у зв'язку з відсутністю сучасних ефективних технічних та технологічних засобів. Виконані науково-технічні та організаційні заходи доводять ефективність і необхідність застосування системи УЛФ на різних об'єктах нафтовидобувних, нафтопереробних і нафтохімічних галузях.

Впровадження установки УЛФ дозволило провести відкачування легких фракцій вуглеводнів з сировинних і товарних резервуарів в 2006 р. в кількості 1159,460 тонн. На цю величину, відповідно, зменшилася кількість викидів легких фракцій вуглеводнів в атмосферу по НГВУ "Туймазанефть" з території УКПН -4.

За базові прийняті показники фактичних втрат вуглеводнів з резервуарів по обстеженим об'єктах, так як системи УЛФ на нафтопромислах в той час були відсутні.

Таблиця 5 - Розрахунок економічного ефекту

Показники

Одиниці

вимірювання

Базовий

варіант

Новий

варіант

Обсяг впровадження

установка

-

1

Кількість викидів

легких фракцій

тн

1517,946

358,486

Розмір плати за

викиди

руб / тн

10,14

10,14

Зменшення плати

за викиди

руб


11757

Частка надійшла

прибутку

руб


21818

Приріст прибутку

руб


33575

Податок на прибуток 35%

руб


11751

Прибуток залишається у

розпорядженні підприємства

руб


21824

У таблиці 5 наведені зменшення плати за викиди, частка надійшла прибутку, а також економічний ефект на одиницю одержуваної продукції (парів вуглеводнів нафти), які є головною техніко-економічною характеристикою об'єктів впровадження систем УЛФ. Ці показники розраховані за методиками, які складаються на основі затвердженого нормативу питомих приведених витрат за додатково видобуту нафту, до якої віднесено пари уловлюваних вуглеводнів, одержуваних від зниження її втрат.

Розрахунок зменшення розміру плати за викиди шкідливих речовин в атмосферне повітря за рахунок впровадження установки УЛФ на УКПН-4 за 2006 р.

1.Об 'ем впровадження - 1 установка

2. Кількість викидів шкідливих речовин в атмосферне повітря з резервуарів УКПН-4 (тн):

- До впровадження установки УЛФ - 1517,946

- Після впровадження установки УЛФ - 358,486.

3. Зменшення кількості викидів шкідливих речовин в атмосферне повітря за рахунок впровадження установки УЛФ -1159,460 тн.

4. Розмір плати за викиди шкідливих речовин в атмосферне повітря від стаціонарних джерел (резервуарів) УКПН-4:

П = 78 * Е * Н * В,

де Е - еквівалентної ситуації Е = 5;

В - коефіцієта викидів в атмосферу, тн

Н - норматив плати згідно Постанови № 47 від 11.02.93, Н - 0,026 руб / 1 тонну;

- До впровадження установки УЛФ -

П = 78 * 5 ​​* 0,026 * 1517,946 = 15392 руб.

- Після впровадження установки УЛФ -

П = 78 * 5 ​​* 0,026 * 358,05 = 3635 руб.

5. Зменшення розміру плати за викиди стаціонарними джерелами (резервуарами) УКПН-4:

15392 - 3635 = 11757 руб.

Дані наведені вище, достатньо переконливо показують високу ефективність застосування систем УЛФ, що дозволяє вловити і зберегти здобуті з великими витратами вуглеводні, які губилися безповоротно, у зв'язку з відсутністю сучасних ефективних технічних та технологічних засобів. Виконані науково-технічні та організаційні заходи доводять ефективність і необхідність застосування системи УЛФ на різних об'єктах нафтовидобувних, нафтопереробних і нафтохімічних галузях.

Заходи з охорони навколишнього середовища та праці

Система уловлювання легких фракцій призначена для герметизації товарних і сировинних резервуарів з метою виключення безповоротних втрат вуглеводнів і їх шкідливого впливу на навколишнє середовище, особливо на атмосферу.

Цьому сприяють наступні технічні та технологічні рішення:

Проектування будівництва системи УЛФ, що забезпечує оздоровлення навколишнього середовища, виконано з дотриманням діючих стандартів, норм і правил охорони навколишнього середовища та раціонального використання природних ресурсів.

Проектом передбачені заходи з охорони навколишнього середовища при спорудженні об'єктів системи УЛФ та подальшої їх експлуатації, а саме:

- Розміщення об'єктів системи УЛФ на території УКПН-4 виключає необхідність заняття земель сільськогосподарського призначення.

Цьому сприяє також прив'язка УЛФ до існуючих об'єктів і трасах;

- Виключено будівництво нових доріг і під'їзних шляхів до об'єктів УЛФ, тому що передбачено використання існуючих на території УКПН. Виключені перетину через водні перешкоди;

- Для запобігання витоків уловлених легких фракцій передбачена максимальна герметизація резервуарів і трубопроводів, мінімальна кількість фланцевих з'єднань і запірно-регулюючої арматури, первинна та періодична відповідно до технологічного регламенту перевірка зварних з'єднань на міцність і щільність, визначені обсяги і терміни обслуговування запірно-регулюючої арматури, коштів КВП і А. У технологічних блоках установки УЛФ встановлені високочутливі датчики, що сигналізують про появу витоків вуглеводневого газу і сірководню.

Буферна ємність, конденсатосборник і дренажна ємність, встановлені зовнішньо, обладнані запірною арматурою і оснащені засобами автоматики.

З метою виключення аварійних ситуацій технологічний блок обладнаний датчиками високого тиску і температури в напірному газопроводі на викиді компресора.

У системі УЛФ відсутні джерела споживання і скидання води, тому що передбачено технологічний режим роботи компресора, що дозволяє здійснювати його охолодження за допомогою заповнення кожуха трансформаторним маслом. У системі УЛФ також виключена наявність джерел скидання промислових відходів у каналізацію або водні об'єкти.

У цілому система УЛФ виконана як автономний герметичний технологічний об'єкт, оснащений сучасними засобами КВП і А.

З пуском в експлуатацію системи УЛФ зберігається цінне вуглеводневу сировину за рахунок виключення втрат легких фракцій вуглеводнів з резервуарів.

Основним напрямком робіт з охорони праці є планомірне здійснення організаційних і технічних заходів, які забезпечують створення здорових та безпечних умов праці та підтримання порядку при експлуатації системи УЛФ.

Загальне керівництво робіт з охорони праці і відповідальність за стан техніки безпеки покладаються на відповідні підрозділи, що обслуговують систему УЛФ, на начальника та головного інженера НГВУ.

Начальники служб та підрозділів у межах, закріплених за ними об'єктів повинні забезпечити створення безпечних умов праці, проводити інструктаж та навчання персоналу безпечними методами роботи, контролювати виконання правил та інструкцій з техніки безпеки і пожежної безпеки, забезпечувати робітників інструкціями за професіями та за видами робіт, а робочі місця необхідними плакатами.

Інструкції з безпечних методів ведення робіт повинні переглядатися і затверджуватись один раз на три роки, а також при введенні нових правил і норм, типових інструкцій, зміні техніки і технології в системі УЛФ.

Організація і проведення робіт на об'єктах системи УЛФ повинні враховувати специфіку виробництва, яка визначається небезпечними властивостями газу і конденсату: токсичністю, випаровуваність, здатністю електризуватися, вибухонебезпечністю, пожежонебезпечністю, корозійною активністю.

Кожен робітник і інженерно-технічний працівник зобов'язаний негайно доповідати своєму безпосередньому керівнику про помічені ним порушення та несправності обладнання.

Стан повітряного середовища має контролюватися щодня перед початком газонебезпечних робіт і після перерви за допомогою газоаналізатора. Допуск персоналу до проведення ремонтних робіт можливий, якщо вміст парів і газів у повітрі зони виробництва робіт не вище гранично допустимих концентрацій по санітарним нормам. При проведенні зварювальних робіт на трубопроводі за санітарним нормам гранично допустима концентрація вуглеводнів С-С в перерахунку на вуглець дорівнює 300 мг / м 3, а сірководню з суміші з вуглеводнями З 1-З 5 -3 мг / м 3. Якщо в процесі роботи біля робочого місця виявлено витік газу або конденсату, необхідно припинити роботу і повідомити про це керівника. Персонал, який бере участь в гідравлічних і пневматичних випробуваннях системи УЛФ, повинен перебувати в безпечних місцях на випадок розриву швів, пробою прокладок і т.д. Огляд трубопроводів дозволяється проводити тільки після зниження тиску до робочого, а усунення несправностей - після повного зняття його. Порядок організації робіт з пожежної безпеки на системах УЛФ визначаються ГОСТ 12.1.004-85 "Правила пожежної безпеки в нафтовій промисловості".

З метою дотримання вимог пожежної безпеки необхідно:

Організувати вивчення правил пожежної безпеки всіма працівниками, зайнятими експлуатацією систем УЛФ.

Забезпечити своєчасне виконання всіх протипожежних заходів, спрямованих на підвищення рівня пожежної безпеки на об'єктах систем УЛФ.

Організувати проведення інструктажу та заняття з пожежно-технічного мінімуму відповідно з діючими програмами.

Установка УЛФ обладнана протипожежної автоматичною сигналізацією, що відключає установку з видачею аварійного сигналу при перевищенні температури в приміщенні вище 49 º C. Для запобігання утворення горючого середовища УЛФ обладнана датчиками наявності горючих газів, зблокованими з системою сигналізації.

Висновок

На родовищах республіки Башкортостан видобуваються девонські і високосірчисті нафти. До недавнього часу збір, транспорт і підготовка девонських нафт здійснювалися з використанням негерметичних резервуарів великого обсягу, що працюють при атмосферних тисках.

Технологічні схеми збору, транспорту і підготовки продукції свердловин були розроблені з урахуванням обсягів видобутку нафти і газу, їх фізико-хімічних і реологічних властивостей відповідно до цих характеристик визначалося число ступенів сепарації газу, відділення та утилізації основного обсягу пластової води, вибиралося кількість і конструкція технологічного обладнання в системі збору, транспорту і підготовки нафти. Однак, якщо сепаратори спочатку були герметичними, то резервуари на товарних парках довгі роки залишалися негерметичними, будучи основним джерелом втрат легких фракцій нафти за рахунок випаровування через нещільність, наявні по проектних рішеннях. Система уловлювання легких фракцій призначена для герметизації товарних і сировинних резервуарів з метою виключення безповоротних втрат вуглеводнів і їх шкідливого впливу на навколишнє середовище, особливо на атмосферу. Цьому сприяють: проектування будівництва системи УЛФ, що забезпечує оздоровлення навколишнього середовища, виконано з дотриманням діючих стандартів, норм і правил охорони навколишнього середовища та раціонального використання природних ресурсів, проектом передбачено заходи з охорони навколишнього середовища при спорудженні об'єктів системи УЛФ та подальшої їх експлуатації.

Список літератури

Заріпов А.Г. Комплексна підготовка продукції нафтогазовидобувних свердловин. Том 1 - М.: Видавництво МДГУ, 1996.

Каплан Л.С., Семенов А.В., Разгоняєв Н.Ф. Розвиток техніки і технологій на Туймазінському родовищі. - Уфа: РІЦ АНК "Башнефть", 1998.

Степанов Р.В., Булатов Р.Ф. Елементи системи збору та підготовки нафти, газу і води в умовах НГВУ "Туймазанефть": Навчальний посібник. - К.: Видавництво УГНТУ, 1999.

Оптимізація тисків сепарації в кінцевих сепараторах при використанні систем УЛФ. / Нафтове господарство .- 2001р .- № 1-с.69/Тронов В.П., Шаталов О.М.

Геологічний звіт НГВУ "Туймазанефть".

Ефективність застосування сучасних систем УЛФ. / Нафтове господарство .- 1999р .- № 6-с.52/Хамідуллін Ф.Ф., Шайхутдінов М.Я., Гібадуллін А.А.

Заріпов А.Г. Комплексна підготовка продукції нафтогазовидобувних свердловин. Том 2 - М.: Видавництво МДГУ, 1996.

Установки з уловлювання легких фракцій вуглеводнів при зберіганні нафти і нафтопродуктів на основі машин Стірлінга. / Нафтове господарство .- 2003 р. - № 2-с.77/Кіріллов Н.Г.

Технологічний регламент на експлуатацію системи уловлювання легких фракцій на УКПН - 4 НГВУ "Туймазанефть".

Тронів В. П. Прогресивні технологічні процеси у видобутку нафти. Сепарація газу, скорочення втрат. Казань, ФЕН, 1996.

Нова техніка по НГВУ "Туймазанефть" за 2001 р.

Кабіров М.М., Гумеров О.А. Збір, промислова підготовка продукції свердловин: Навчальний посібник .- К.: Видавництво УГНТУ, 2003.

38


Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Геологія, гідрологія та геодезія | Курсова
160.8кб. | скачати


Схожі роботи:
Техніка і технологія видобутку нафти
Наслідки інтенсивного видобутку нафти
Заходи з інтенсифікації видобутку нафти на Мішкінський нафтовому м
Новітні технології по відновленню нафтових свердловин і підвищення видобутку нафти
Забезпечення безпеки технологічних процесів видобутку переробки транспортування нафти і газу
Підбір обладнання для збільшення видобутку нафти з допомогою штангового глибинного насоса
Технологія виробництва з відходів поліолефінів порошкоподібних сорбентів нафти
Ліцензування видобутку підземних вод
Економічні основи видобутку кольорових металів
© Усі права захищені
написати до нас