Технология добычи нефти

1.10 Технологическое оборудование системы УЛФ

Установка УЛФ (БКУ 1)

Назначение - отбор, отделение от конденсата, компримирование газов и паров легких фракций углеводородов из резервуаров.

Принята блочно-комплектная установка по улавливанию легких фракций, состоящая из технологического блока и контрольной панели (блока управления).

Технологическая характеристика БКУ1

Объем газа, поступающего на прием компрессора - 2393 м3\сут;

Давление на выкиде - 2 атм.

Давление на приеме - 0,005 атм.

Температура газовой смеси на входе в компрессор – 16,6-17,8 ºС.

Температура газовой смеси на выходе из блока – 73,5 ºС.

Мощность установки – 15 л.с.

Буферная емкость БЕ1

Назначение БЕ1 прием паров легких фракций углеводородов из сырьевых, товарных резервуаров и резервуаров-отстойников пластовой воды, отделение конденсата перед подачей газа в блок БКУ1.

Техническая характеристика

Объем – 16 м3.

Диаметр – 2000 мм.

Давление рабочее – 1 МПа.

Масса – 3420 кг.

Количество аппаратов БЕ1 – 1 шт.

Количество теплообменных устройств – 1 шт.

Дренажная емкость ДЕ

Назначение- прием конденсата, выделившегося в БЕ1 и конденсатосборнике К. Накопление и откачка его в нефтепровод перед товарными резервуарами.

Технологическая характеристика

Объем емкости – 40 м3.

Диаметр – 2400 мм.

Производительность насоса – 80 м3\час.

Напор – 43 м вод. ст.

Мощность электродвигателя – 15 кВт.

Конденсатосборник К.

Назначение сбор и накопление конденсата, унесенного газом.

Техническая характеристика

Диаметр – 250 мм.

Давление рабочее – 1,6 МПа.

Масса - 537 кг.

Количество – 1 шт.

1.11 Контроль и автоматизация технологических процессов

Технологической схемой системы улавливания легких фракций определен следующий объем автоматизации:

- контроль, регистрация и сигнализация отклонения от заданных значений температуры конденсата в буферной емкости БЕ1;

- местный контроль температуры и давления газа в трубопроводе от БКУ1 в конденсатосборнике К;

- контроль, регистрация и сигнализация отклонения от заданных значений давления газа в буферной емкости БЕ1 и в трубопроводе после конденсатосборника К;

- контроль, регистрация и сигнализация отклонений уровня конденсата в дренажной емкости ДЕ;

-контроль предельных значений уровня конденсата в буферной емкости БЕ1;

- управление насосом откачки конденсата из ДЕ;

- контроль и автоматизация загазованности на площадке буферных емкостей , БКУ и дренажной емкости.

1.12 Нормальная работа системы УЛФ

Нормальная работа системы УЛФ заключается в поддержании всех параметров процесса в пределах норм технологического режима при исправном состоянии резервуаров, емкостей, запорной и регулирующей арматуры, компрессорной установки, приборов КИП и А.

Обслуживающему персоналу резервуарного парка необходимо контролировать:

- герметичность кровли и поясов стенки резервуаров, исправность дыхательных и предохранительных клапанов;

-герметичность фланцевых соединений дыхательных и предохранительных клапанов;

При проведении замеров уровня и отборе проб нефти из резервуара последний отключается от системы УЛФ закрытием соответствующей задвижки.

При работе компрессора загорается лампа зеленого цвета Работа компрессора. При отклонениях от нормального режима работы и неисправностях УУЛФ останавливается и загорается лампа красного цвета «Отключение оборудования».

Дальнейшая нормальная работа невозможна без устранения причин остановки УЛФ. Причина неисправности высвечивается на передней панели блока управления: потеря фазы, неисправность привода, высокое давление на выходе, недостающая смазка, высокая температура на выкиде УУЛФ, высокая температура в помещении, сероводород, взрывоопасный газ.

Нормальная работа компрессора (пуск, изменение числа оборотов, остановка) осуществляется автоматически по заданной программе в зависимости от величины давления на входе в блок УЛФ и от положения клапанов.

Работа системы обогрева осуществляется в автоматическом режиме, включаясь при температуре +2ºС и отключаясь при температуре +15ºС.

Остановка системы УЛФ производится по письменному распоряжению начальника УКПН обслуживающим ее техническим персоналом.

1.13 Аварийная остановка системы УЛФ

Аварийная остановка системы УЛФ производится в случае возникновения отклонений от нормальной работы, которые могут привести к загораниям, взрывам, несчастным случаям и выходу из строя оборудования. К ним относятся: нарушение герметичности ( резервуаров, газоуравнительной системы, газопроводов, конденсатосборников, буферной емкости, емкости дренажной, запорно-регулирующей арматуры).

При нарушении герметичности отдельных резервуаров они отключаются от системы УЛФ путем закрытия соответствующей задвижки и установки заглушки на ответвлении разгерметизированного резервуара. В таком состоянии резервуар остается до выявления и устранения причин разгерметизации. В случае вывода резервуара из технологии на длительный срок должен быть обеспечен видимый разрыв между ним и отключающей задвижкой на ответвлении газоуравнительной системы.

Аварийную ситуацию создают также такие факторы, как:

- уменьшение живого сечения газопроводов за счет выпадения углеводородного и водного конденсата, образования ледяной корки и гидратообразования;

- неисправность оборудования;

- загазованность или отклонение от нормальной температуры в блоке УУЛФ из-за неисправности отопительной системы.

В указанных случаях УУЛФ отключается автоматически. При неисправности системы автоматики отключается вручную, руководствуясь показаниями контрольно-измерительных приборов. В случаях отключения УУЛФ резервуары будут работать в обычном технологическом режиме и давление в газовом пространстве будет поддерживаться через установленную дыхательную арматуру.

1.14 Ремонт системы УЛФ

Перед ремонтом системы УЛФ или составляющих ее частей необходимо произвести подготовительные работы.

Вскрытие и замена установленного на наружных и внутренних газопроводах оборудования (запорно-регулирующей арматуры, счетчиков, фильтров и т.д.) должны производиться обязательно на отключенном участке с установкой заглушек.

Заглушки, установленные на газопроводах, должны соответствовать максимальному давлению газа в трубопроводе. Они должны иметь хвостовики, выступающие за пределы фланцев. На хвостовиках заглушек должно быть выбито клеймо с указаниями давления газа и диаметра газопровода.

Разборка фланцевых, резьбовых соединений и арматуры внутри блока УЛФ должна производиться на отключенном и заглушенном участке.

Сварку и резку на трубопроводах следует производить на отключенных участках, которые должны быть продуты воздухом или инертным газом.

Вскрытие и замена установленного в технологическом блоке оборудования должны производится на отключенном участке после продувки от газа. На отключающих устройствах должны устанавливаться заглушки.

К газоопасным работам на системах УЛФ относятся:

- присоединение вновь построенных ответвлений от резервуаров к магистралям системы УЛФ;

- пуск газа в газоуравнительные системы, сооружения и оборудование, входящих в их состав;

- техническое обслуживание и ремонт газоуравнительных систем, установок УЛФ, емкостей, оборудования, средств КИП и А, а также техническое обслуживание и ремонт взрывозащищенного электрооборудования , приборов и аппаратов.

При ремонтных работах в загазованной среде должны применяться инструменты из цветного металла, исключающего искрообразования.

Основным методом контроля за надежной и безопасной работой системы УЛФ является периодическая ревизия, при которой проверяется состояние трубопроводов, их элементов и деталей.

Как правило, ревизия должна быть приурочена к планово-предупредительному ремонту отдельных элементов системы УЛФ.

При этом следует намечать участки минимальной протяженности, работающие в наиболее тяжелых условиях , а также тупиковые и временно не работающие участки. Выбор участков для ревизии осуществляет служба технического надзора.

При ревизии необходимо провести тщательный наружный осмотр намеченного участка трубопровода, провести по возможности внутренний осмотр трубопровода. Демонтаж трубы для внутреннего осмотра при наличии фланцевых или других разъемных соединений осуществляется посредством разборки этих соединений; при цельносварном трубопроводе производят вырезку участка длиной, равной двум-трем его диаметрам, желательно со сварным швом, работающим в особо тяжелых условиях. Механические свойства металла труб проверяются, если есть подозрения в том , что коррозионное воздействие может вызвать их изменение.

Результаты ревизии заносятся в паспорт трубопровода и сопоставляются с первоначальными данными приемки и результатами предыдущей ревизии, после чего составляют акт ревизии. Работы, указанные в акте, подлежат обязательному выполнению в указанные сроки.

При выявленном в результате ревизии неудовлетворительном состоянии участка трубопровода дополнительно ревизии подвергается другой участок. При наличии неудовлетворительных результатов ревизии дополнительных участков должна быть проведена генеральная ревизия этого трубопровода с охватом ревизией пяти участков, расположенных равномерно по всей длине трубопровода.

Все обнаруженные дефекты должны быть устранены, а пришедшие в негодность участки и детали заменены новыми. При неудовлетворительных результатах генеральной ревизии трубопроводы выбраковываются полностью.

Все участки трубопроводов, подвергшиеся разборке, резке, сварке, после сборке подвергаются испытаниям на прочность и плотность.

Объекты ремонтных работ и сроки их выполнения определяются НГДУ по результатам осмотров, диагностических обследований, ревизий, по прогнозируемым предельным рабочим давлениям, анализу эксплуатационной надежности в соответствии с условиями эксплуатации системы УЛФ и требованиями безопасности.

1.15 Расчет потерь при «больших» и «малых» дыханиях для резервуаров УКПН-4[12].

Рабочий цикл сырьевого или товарного резервуара состоит из нескольких операций: а) нагрузка резервуара нефтью; б) отстой нефти в резервуаре; в) разгрузка резервуара; г) ожидание загрузки.

Определим потери углеводородов при «больших» дыханиях.

В таблице представлены данные для расчета.

Таблица 3

Предохранительный клапан отрегулирован на давление 24·10-5 МПа и на вакуум 20·10-5 МПа.

Решение.

Абсолютное давление клапана

Рд=0,1+0,00024=0,1002 МПа ;

в вакууме

 Рв=0,1-0,0002=0,0998 МПа.

Количество углеводородов, выходящих из клапанов, будет

Vn=0,0043·Рs((Рв-Рs)/(Рд-Рs))·К·Vр=0,0043·0,045((0,0998-0,045)/(0,1002-0,045))·0,85·5000=8 м3.

По отношению к нефти, поступившей в резервуар, это составляет

(Vn·100)/( Vр·К)=(8·100)/(5000·0,85)=19%

Таким образом, общие потери легких углеводородов при загрузке резервуара зависят от его объема, рабочего давления предохранительного клапана и объема газового пространства, и в нашем случае составили 19%.

Теперь определим потери углеводородов при малых дыханиях резервуара.

В резервуаре находится нефть с давлением насыщения паров по Рейду Рs=0,0595 МПа. Вычислим количество углеводородов, выходящих при выдохе из резервуара через дыхательный клапан в течение суток, если минимальная температура воздуха ночью t2=13ºС, а максимальная днем t1=38ºС; дыхательный клапан отрегулирован на давление 25·10-5 МПа и вакууме 20·10-5; высота газового пространства 4,2 м; диаметр резервуара D=23 м.

Решение.

Объем газового пространства

Vг=0,785·D2=0,785·232=415,26 м3.

Средняя температура наружного воздуха

tср=(38+13)/2=25,5 ºС

Минимальная температура поверхности нефти

t2= tср-5,5=25,5-5,5=20 ºС

Максимальная температура поверхности нефти

t 1= tср+5,5=25,5+5,5=31 ºС

Минимальная температура газового пространства

t2= t2-8=20-8=12 ºС

Максимальная температура газового пространства

t 1= t1+12=31+12=43 ºС

Давление насыщенных паров нефти при минимальной температуре на поверхности нефти 0,0651 МПа, при максимальной температуре 0,078 МПа. Абсолютные давления клапана Рд=0,10024 и Рв=0,0998 МПа. Количество углеводородов, выходящих из резервуара, согласно формуле

Vn=0,00215·Vг·(Ps1- Ps2)·[((( Ps- Ps2)/( Pд- Ps1))·((Т0+ t 1)/ (Т0+ t 2)))-1]=

=0,00215·415,26·(0,0651-0,078)·[(((0,0998-0,078)/(0,0024-0,0651))·((266,3/285,5)))-1]=0,01м3

Таким образом, потери углеводородов при малых дыханиях составили 0,01 м3.

1.16 Расчет количества выбросов вредных веществ в атмосферный воздух с РВС УКПН-4 за 2006 г

Расчет количества углеводородов производиться по формуле:

Мсн= 0,9*10-2*m*К*(1-а),

где m – масса продукции прошедшей через резервуары;

К – потери нефти при подготовки нефти , в % от количества нефти;

а - средний % обводненности нефти и нефтесодержащей жидкости.

Таблица 4

Данные приведенные в таблице 4 достаточно убедительно показывают высокую эффективность применения систем УЛФ позволяющей уловить и сохранить добытые с большими затратами углеводородов, которые терялись безвозвратно в связи с отсутствием современных эффективных технических и технологических средств. Выполненные научно-технические и организационные мероприятия доказывают эффективность и необходимость применения системы УЛФ на различных объектах нефтедобывающих, нефтеперерабатывающих и нефтехимических отраслях.

Внедрение установки УЛФ позволило произвести откачку легких фракций углеводородов с сырьевых и товарных резервуаров в 2006 г. в количестве 1159,460 тонн. На эту величину, соответственно, уменьшилось количество выбросов легких фракций углеводородов в атмосферу по НГДУ "Туймазанефть" с территории УКПН -4.

За базовые приняты показатели фактических потерь углеводородов из резервуаров по обследованным объектам, так как системы УЛФ на нефтепромыслах в то время отсутствовали.

Таблица 5-Расчет экономического эффекта

В таблице 5 приведены уменьшение платы за выбросы, доля поступившей прибыли, а также экономический эффект на единицу получаемой продукции (паров углеводородов нефти), которые являются главной технико-экономической характеристикой объектов внедрения систем УЛФ. Эти показатели рассчитаны по методикам, составленным на основе утвержденного норматива удельных приведенных затрат за дополнительно добываемую нефть, к которой отнесены пары улавливаемых углеводородов, получаемых от снижения ее потерь.

Расчет уменьшения размера платы за выбросы вредных веществ в атмосферный воздух за счет внедрения установки УЛФ на УКПН-4 за 2006 г.

1.Объем внедрения – 1 установка

 2. Количество выбросов вредных веществ в атмосферный воздух с резервуаров УКПН-4 (тн):

- до внедрения установки УЛФ – 1517,946

- после внедрения установки УЛФ – 358,486.

 3. Уменьшение количества выбросов вредных веществ в атмосферный воздух за счет внедрения установки УЛФ -1159,460 тн.

 4. Размер платы за выбросы вредных веществ в атмосферный воздух со стационарных источников (резервуаров) УКПН-4:

П=78*Э*Н*В,

где Э – эквивалентной ситуации Э=5;

В – коэффициет выбросов в атмосферу, тн

Н – норматив платы согласно Постановления №47 от 11.02.93, Н – 0,026 руб /1 тонну;

- до внедрения установки УЛФ –

П=78*5*0,026*1517,946=15392 руб.

- после внедрения установки УЛФ –

П=78*5*0,026*358,05=3635 руб.

 5. Уменьшение размера платы за выбросы стационарными источниками (резервуарами) УКПН-4:

15392 – 3635 = 11757 руб.

Данные приведенные выше, достаточно убедительно показывают высокую эффективность применения систем УЛФ, позволяющей уловить и сохранить добытые с большими затратами углеводороды, которые терялись безвозвратно, в связи с отсутствием современных эффективных технических и технологических средств. Выполненные научно-технические и организационные мероприятия доказывают эффективность и необходимость применения системы УЛФ на различных объектах нефтедобывающих, нефтеперерабатывающих и нефтехимических отраслях.

Мероприятия по охране окружающей среды и труда

Система улавливания легких фракций предназначена для герметизации товарных и сырьевых резервуаров с целью исключения безвозвратных потерь углеводородов и их вредного влияния на окружающую среду, в особенности на атмосферу.

Этому способствуют следующие технические и технологические решения:

1.                 Проектирование строительства системы УЛФ, обеспечивающее оздоровление окружающей среды, выполнено с соблюдением действующих стандартов, норм и правил охраны окружающей среды и рационального использования природных ресурсов.

2.                Проектом предусмотрены мероприятия по охране окружающей среды при сооружении объектов системы УЛФ и последующей их эксплуатации, а именно:

 - размещение объектов системы УЛФ на территории УКПН-4 исключает необходимость занятия земель сельскохозяйственного назначения.

Этому способствует также привязка УЛФ к существующим объектам и трассам;

- исключено строительство новых дорог и подъездных путей к объектам УЛФ, т.к. предусмотрено использование существующих на территории УКПН. Исключены пересечения через водные преграды;

- для предотвращения утечек уловленных легких фракций предусмотрена максимальная герметизация резервуаров и трубопроводов, минимальное количество фланцевых соединений и запорно-регулирующей арматуры, первичная и периодическая в соответствии с технологическим регламентом проверка сварных соединений на прочность и плотность, определены объемы и сроки обслуживания запорно-регулирующей арматуры, средств КИП и А. В технологических блоках установки УЛФ установлены высокочувствительные датчики, сигнализирующие о появлении утечек углеводородного газа и сероводорода.

Буферная емкость, конденсатосборник и дренажная емкость, установленные наружно, оборудованы запорной арматурой и оснащены средствами автоматики.

С целью исключения аварийных ситуаций технологический блок оборудован датчиками высокого давления и температуры в напорном газопроводе на выкиде компрессора.

В системе УЛФ отсутствуют источники потребления и сброса воды, т.к. предусмотрен технологический режим работы компрессора, позволяющий осуществлять его охлаждение посредством заполнения кожуха трансформаторным маслом. В системе УЛФ также исключено наличие источников сброса промышленных отходов в канализацию или водные объекты.

В целом система УЛФ выполнена как автономный герметичный технологический объект, оснащенный современными средствами КИП и А.

С пуском в эксплуатацию системы УЛФ сохраняется ценное углеводородное сырье за счет исключения потерь легких фракций углеводородов из резервуаров.

Основным направлением работ по охране труда является планомерное осуществление организационных и технических мероприятий, обеспечивающих создание здоровых и безопасных условий труда и поддержание порядка при эксплуатации системы УЛФ.

Общее руководство работ по охране труда и ответственность за состояние техники безопасности возлагаются на соответствующие подразделения, обслуживающие систему УЛФ, на начальника и главного инженера НГДУ.

 Начальники служб и подразделений в пределах, закрепленных за ними объектов должны обеспечить создание безопасных условий труда, проводить инструктаж и обучение персонала безопасными методами работы, контролировать выполнение правил и инструкций по технике безопасности и пожарной безопасности, обеспечивать рабочих инструкциями по профессиям и по видам работ, а рабочие места необходимыми плакатами.

Инструкции по безопасным методам ведения работ должны пересматриваться и переутверждаться один раз в три года, а также при введении новых правил и норм, типовых инструкций, изменении техники и технологии в системе УЛФ.

Организация и производство работ на объектах системы УЛФ должны учитывать специфику производства, определяемую опасными свойствами газа и конденсата: токсичностью, испаряемостью, способностью электризоваться, взрывоопасностью, пожароопасностью, коррозионной активностью.

Каждый рабочий и инженерно-технический работник обязан немедленно докладывать своему непосредственному руководителю о замеченных им нарушениях и неисправностях оборудования.

Состояние воздушной среды должно контролироваться ежедневно перед началом газоопасных работ и после перерыва с помощью газоанализатора. Допуск персонала к проведению ремонтных работ возможен, если содержание паров и газов в воздухе зоны производства работ не выше предельно допустимых концентраций по санитарным нормам. При проведении сварочных работ на трубопроводе по санитарным нормам предельно допустимая концентрация углеводородов С-С в пересчете на углерод равно 300 мг/м3, а сероводорода с смеси с углеводородами С1-С5 -3 мг/м3. Если в процессе работы возле рабочего места обнаружена утечка газа или конденсата, необходимо прекратить работу и сообщить об этом руководителю. Персонал, участвующий в гидравлических и пневматических испытаниях системы УЛФ, должен находиться в безопасных местах на случай разрыва швов, пробоя прокладок и т.д. Осмотр трубопроводов разрешается производить только после снижения давления до рабочего, а устранение неисправностей - после полного снятия его. Порядок организации работ по пожарной безопасности на системах УЛФ определяются ГОСТ 12.1.004-85 "Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности".

С целью соблюдения требований пожарной безопасности необходимо:

1.                Организовать изучение правил пожарной безопасности всеми работниками, занятыми эксплуатацией систем УЛФ.

2.                Обеспечить своевременное выполнение всех противопожарных мероприятий, направленных на повышение уровня пожарной безопасности на объектах систем УЛФ.

3.                Организовать проведение инструктажа и занятия по пожарно-техническому минимуму в соответствии с действующими программами.

Установка УЛФ оборудована противопожарной автоматической сигнализацией, отключающей установку с выдачей аварийного сигнала при превышении температуры в помещении выше 49ºC. Для предотвращения образования горючей среды УЛФ оборудована датчиками наличия горючих газов, сблокированными с системой сигнализации.

Заключение

На месторождениях республики Башкортостан добываются девонские и высокосернистые нефти. До недавнего времени сбор, транспорт и подготовка девонских нефтей осуществлялись с использованием негерметичных резервуаров большого объема, работающих при атмосферных давлениях.

Технологические схемы сбора, транспорта и подготовки продукции скважин были разработаны с учетом объемов добычи нефти и газа, их физико-химических и реологических свойств в соответствии с этими характеристиками определялось число ступеней сепарации газа, отделения и утилизации основного объема пластовой воды, выбиралось количество и конструкция технологического оборудования в системе сбора, транспорта и подготовки нефти. Однако, если сепараторы изначально были герметичными, то резервуары на товарных парках долгие годы оставались негерметичными, являясь основным источником потерь легких фракций нефти за счет испарения через неплотности, имеющиеся по проектным решениям. Система улавливания легких фракций предназначена для герметизации товарных и сырьевых резервуаров с целью исключения безвозвратных потерь углеводородов и их вредного влияния на окружающую среду, в особенности на атмосферу. Этому способствуют: проектирование строительства системы УЛФ, обеспечивающее оздоровление окружающей среды, выполнено с соблюдением действующих стандартов, норм и правил охраны окружающей среды и рационального использования природных ресурсов, проектом предусмотрены мероприятия по охране окружающей среды при сооружении объектов системы УЛФ и последующей их эксплуатации.

Список литературы

1.  Зарипов А.Г. Комплексная подготовка продукции нефтегазодобывающих скважин. Том 1 – М.: Издательство МГГУ, 1996.

2.  Каплан Л.С., Семенов А.В., Разгоняев Н.Ф. Развитие техники и технологий на Туймазинском месторождении. - Уфа: РИЦ АНК "Башнефть", 1998.

3.  Степанов Р.В., Булатов Р.Ф. Элементы системы сбора и подготовки нефти, газа и воды в условиях НГДУ "Туймазанефть": Учебное пособие. – Уфа: Издательство УГНТУ, 1999.

4.  Оптимизация давлений сепарации в концевых сепараторах при использовании систем УЛФ./Нефтяное хозяйство.- 2001г.-№1-с.69/Тронов В.П., Шаталов А.Н.

5.  Геологический отчет НГДУ "Туймазанефть".

6.  Эффективность применения современных систем УЛФ./ Нефтяное хозяйство.- 1999г.-№6-с.52/Хамидуллин Ф.Ф., Шайхутдинов М.Я., Гибадуллин А.А.

7.  Зарипов А.Г. Комплексная подготовка продукции нефтегазодобывающих скважин. Том 2 – М.: Издательство МГГУ, 1996.

8.  Установки по улавливанию легких фракций углеводородов при хранении нефти и нефтепродуктов на основе машин Стирлинга./Нефтяное хозяйство.- 2003 г.-№2-с.77/Кириллов Н.Г.

9.  Технологический регламент на эксплуатацию системы улавливания легких фракций на УКПН – 4 НГДУ "Туймазанефть".

10.       Тронов В. П. Прогрессивные технологические процессы в добыче нефти. Сепарация газа, сокращение потерь. Казань, ФЭН, 1996.

11.       Новая техника по НГДУ "Туймазанефть" за 2001 г.

12.       Кабиров М.М., Гумеров О.А. Сбор, промысловая подготовка продукции скважин: Учебное пособие.- Уфа: Издательство УГНТУ, 2003.

Страницы: 1, 2, 3