Зберігання нафти на промислах

1. Конструкція, обладнання та експлуатація резервуарів

Всі сучасні технології видобутку , транспорту та підготовки і переробки нафти, як правило, передбачають необхідність тривалого зберігання нафти і нафтопродуктів в резервуарних парках. Загальний об'єм зберігання складає сотні тисяч тон і їх спорудження та експлуатація вимагають значних матеріальних витрат. Крім того, резервуари є вразливими, екологічно небезпечними промисловими об'єктами і їх застосування повинно строго відповідати існуючим нормам безпечної експлуатації та охорони довкілля.

Сучасні конструкції резервуарів відзначаються значною різноманітністю їх за матеріалом, формою та способами розміщення . В промисловій практиці видобутку і підготовки нафти використовуються переважно сталеві вертикальні циліндричні резервуари наземного розміщення (РВС).

Будівничними нормами України визначені можливі стандартні об'єми їх спорудження (РВС-100, 200, 400, 700, 1000, 2000, 3000, 5000, 10000 м3). Резервуари з мінімальним об'ємом в 100-200 м3 використовуються як вимірні ємності, більші є технологічними або сировинними і товарними. Споруджуються резервуари із сталевих листів розміром 10002000 або 15003000 мм та із рулонних заготівок, довжина яких відповідає периметру пояса резервуара. Товщина металу стінок резервуару складає 4-12 мм, а якість і марка сталі повинні гарантувати високу міцнісну характеристику, мати встановлений хімічний склад, високу корозійну стійкість.

Обладнання кожного резервуара повинно передбачати безпечну його експлуатацію, можливість наповнення та опорожнення, вимір рівня рідини, підтримання внутрішнього тиску в резервуарі в безпечних межах, його зачистку та ремонт( рис.1)

Рисунок 1 - Схема обладнання РВС

резервуар нафтопродукт пар вуглеводнів

Світловий люк 2 та люк-лаз 6 потрібні для огляду резервуара, його провітрювання під час ремонту. Приймально-роздавальні патрубки 1,7 забезпечують операції по заповненню та звільненню резервуара від рідини. При цьому вони повинні передбачати ламінарний рух рідини всередині резервуара, відсутність розбризкування та інтенсивного перемішування. Всередині резервуарів можуть монтуватись парозмієвики для підігріву продукції, а в технологічних резервуарах і пристрої для покращення умов підготовки нафти.

Особливе значення при збереженні нафти і нафтопродуктів має герметизація резервуарів, відсутність прямого контакту їх газового середовища з атмосферою, Для цього всі резервуари повинні бути обладнані дихальними клапанами. Механічний дихальний клапан ( рис. 6.2, а) являє собою литий корпус, в якому розміщені два клапани : 1- відкривається при зменшенні тиску в резервуарі нижче встановленої норми та 2- відкривається при надмірному тиску.

Ці клапани виготовляються у вигляді тарілок, відповідно відтарованих, які піднімаються з клапанного гнізда вверх під дією перепаду тиску, а опускаються під власною вагою, коли надлишковий тиск чи вакуум досягає норми.

Більш досконалими являються дихальні клапани типу НДКМ (рис.2, б), які виключають можливість примерзання клапанних тарілок до їх сідел в холодний період.

Рисунок 2 - Принципові схеми дихальних резервуарних клапанів а, б та запобіжного в.

Схема а: 1 - клапан вакуума; 2 - клапан надлишкового тиску; 3 - оглядові покришки клапанів. Схема б: 1 - тарілка клапана; 2 - нижня і верхня мембрани; 3 - металевий диск з відрегульованим навантаженням; 4 - ланцюжок. Схема в - гідравлічний запобіжний клапан.

Під дією різних зусиль, що діють на нижню мембрану клапана, тарілка клапана припіднімається і повітря поступає в газовий простір резервуара. Якщо тиск газового простору резервуара перевищує встановлені норми, то в міжмембранній камері цей надлишковий тиск долає сумарну вагу тарілки 1 та диску 3 і з допомогою ланцюжка 4 тарілка клапана піднімається, випускаючи газо-повітряну суміш в атмосферу.

В більшості сучасних резервуарів типу РВС надлишковий тиск не повинен перевищувати 2000 Па, а вакуум 400 Па, тобто ці резервуари є дуже нестійкими і вразливими до механічних перевантажень конструкціями. Для забезпечення достатньої надійності їх експлуатації, поряд з дихальними клапанами, монтуються і запобіжні, як правило, гідравлічні клапани. Вони повинні спрацьовувати при відказі механічного клапана або коли його пропускна здатність недостатня для проходження газоповітряної суміші.

Запобіжний клапан (рис 6.2, в ) працює на використанні відомого принципу гідравлічного затвору. Кільцевий простір такого клапана заповнюється незамерзаючою рідиною ( трансформаторне масло, дизельне паливо, розчини гліцеріну та етиленгліколю ). Для того, щоб запобіжний гідравлічний клапан не спрацював разом із механічним, його розраховують на дещо більший, (5-10 %) надлишковий тиск або вакуум

Стандартні дихальні клапани типу НДКМ по своїй технічній характеристиці передбачені на пропускну здатність від 500 до 3000 м3/год. При виборі їх типо-розмірів для обладнання резервуарів необхідно враховувати максимальну витрату вуглеводнеповітряної суміші Qmax ,яка може проходити через дихальний клапан, не викликаючи надмірних величин тиску внутрішнього середовища резервуара або вакууму.

В період заповнення резервуара ця витрата дорівнює

Q max = Qн +Qт + Qг ( 1)

де Qн - максимальна витрата рідини або інтенсивність заповнення резервуара, м3/с ; Qт - витрата вуглеводневих парів, які викликані нагрівом газового простору резервуара

Qт = T V ( 2)

де - коефіцієнт об'ємного розширення газу (1/273 К);

T - швидкість прогріву газового простору резервуара в середньому біля 0,0013 К/с;

V - об'єм заповнення резервуару;

Qг - об'ємна витрата нафтового газу, який не відділився від нафти і в тій чи іншій кількості поступає в резервуар. В недосконалих системах збору та підготовки нафти в деякі резервуарні парки поступає настільки значна кількість газу, що приходиться експлуатувати резервуари, знімаючи тарілки дихальних клапанів та з відкритими вимірними люками.

Особливу турботу повинна завжди викликати безпечна і довготривала експлуатація резервуарів. Група резервуарів або резервуарний парк повинні споруджуватись в понижених участках місцевості, з врахуванням механічних властивостей грунтів і їх стійкості. Резервуарні парки повинні мати надійну обваловку для запобігання розливу нафти по значній території при аварії. Всі резервуари повинні забезпечуватися стаціонарними або пересувними засобами пожежогасіння з використанням води та водоспінювальних систем.

Кожен резервуар повинен мати повний комплект обладнання, передбачений існуючими нормативними документами. В процесі експлуатації їх постійно слідкують за станом зварних швів, наявністю чи відсутністю корозії, механічною справністю всього обладнання (засувки, клапани, сходи і їх перила та інше).

Для запобігання небезпечних розрядів статичних електрострумів кожен резервуар повинен бути надійно заземлений, а провірка електричних опорів такого заземлення має бути регулярною.

Особливо відповідальною операцією при експлуатації промислових резервуарів є їх зачистка від механічних домішок (рештки глинистих розчинів, продукти корозії, соляні відклади). Для звільнення від парів вуглеводнів в резервуарі відкривають всі люки та отвори і він пропарюється на протязі 15-24 годин в залежності від об'єму. Сама зачистка резервуарів здійснюється з допомогою миючих машин типу ММ-4.

При зборі сірчаної нафти велику увагу потрібно звертати на можливість появи в резервуарах пірофорних з'єднань заліза, які здатні до самозагоряння в широкому діапазоні зміни температур.

Кожен новозбудований резервуар або резервуар, що пройшов ремонт, може бути введний в експлуатацію тільки після проведення відповідних випробовувань та прийняття спеціальною комісією.

Оскільки автоматизовані установки здачі готової продукції застосовуються рідко, то вимір кількості та якості нафти після її підготовки здійснюється переважно в товарних резервуарах об'ємним методом.

Попередньо кожен резервуар калібрується, про що вже згадувалось в розділі 1.2., з інтервалом не більше 1 см, щоби встановити залежність висоти наливу від об'єму рідини. Результат калібровки оформляють в вигляді таблиці, яка є офіційним документом для обліку та реалізації товарної нафти.

Вимір рівня рідини повинен здійсюватись з великою точністю за допомогою вимірної стрічки з міліметровими поділками. Наявність шару підтоварної води та її висоту визначають з допомогою спеціальної водочутливої стрічки. Для перерахунку об'ємної кількості товарної нафти в масову в резервуар спускають пробовідбірник і відбирають ряд проб нафти по висоті, згідно існуючих стандартів.

Після відбору проби нафти необхідно якомога швидше визначити температуру, густину нафти і привести середнє значення її густини до стандартної до температури +200 С.

У великих товарних резервуарах можуть монтуватись стаціонарні пристрої для відбору проб нафти. Після визначення в лабораторних умовах процентного вмісту води обраховують загальну масу чистої нафти, яку і реалізують споживачам.

2. Боротьба з втратами вуглеводнів при видобутку та зберіганні нафти

Значна, а інколи і основна, частина втрат вуглеводнів при видобутку нафти пов'язана з необхідністю тривалого зберігання її в резервуарних парках. Причиною втрат є наявність великих та малих “дихань“ резервуарів. Великі дихання відбуваються внаслідок проведення спуско-наливних операцій. Під час спорожнення резервуара в ньому створюється вакуум, тому дихальний клапан відкривається і повітря заходить в газовий простір, вирівнюючи внутрішній та зовнішний тиски, і змішується при цьому з вуглеводневими парами. В період заповнення резервуара газоповітряна суміш виходить в атмосферу, тобто втрачається.

Малі дихання резервуарів відбуваються при зміні температурного режиму зберігання нафти: при підвищенні денної температури або в зв'язку із зміною технологічного процесу підігріву, збільшується тиск насичених парів вуглеводнів, що знаходяться в газовому просторі резервуару, і частина їх виходить в атмосферу. В нічний час, при охолодженні газового простору резервуара відбувається зворотній процес - відкривається дихальний клапан і повітря входить всередину резервуара.

Промислові дослідження підтвержують, що сумарна масова втрата вуглеводнів тільки при зберіганні та підготовці нафти може досягти 2-3% від загального її видобутку. Масові втрати вуглеводнів G за одне велике дихання, тобто при заповненні резервуара, визначаються за формулою:

G= V г С, (3)

де V - об'єм газоповітряної суміші, яка вийшла з резервуара в період його заповнення, м3. Якщо незначним значенням надлишкового тиску в резервуарі або величиною вакуума, які підтримуються дихальним клапаном, нехтувати, то об'єм V дорівнює об'єму рідини, що поступила в резервуар при його заповненні;

г - густина газу в нормальних умовах, кг/м3. Враховуючи значний вміст в нафтовому газі пропан-бутанових фракцій, його густина може коливатись в широких межах (1.2 - 2.0 кг/м3 ) ;

С - середня концентрація парів вуглеводнів в газовому просторі. Залежить ця концентрація від багатьох факторів - густини нафти, вмісту в ній легких вуглеводнів, температури та часу зберігання нафти в резервуарі, площі контакту нафти з газовим середовищем :

q S T

С = ------------, (4)

V

де q - інтенсивність випаровування нестабільних вуглеводнів та переходу їх в газовий простір;

S - площа поверхні рідини;

- час перебування нафти в резервуарі;

Т - температура зберігання;

V - об'єм газового простору.

Використання формули (6.4) викликає значні труднощі, зв'язані насамперед із складністю визначення коефіцієнта q, оскільки процеси насичення газового простору відбуваються в складних, неізотермічних умовах. Крім того, в промислові, технологічні та товарні резервуари попадає ще і значна кількість залишкового нафтового газу, який взагалі не піддається кількісному розрахунку.

Практично, враховуючи високу, як правило, температуру зберігання нафти, вже через 2-3 години після попадання повітря в резервуар концентрація парів вуглеводнів в газоповітряній суміші досягає 0.3 - 0.5 Отже, якщо для прикладу V=1000 м3, то при повному заповненні резервуара і при =1,5 кг/ м3 та с=0.5 втрата вуглеводнів (за одне велике дихання) складає 750 кг .

Більш точний розрахунок втрат від великих дихань повинен враховувати, що об'єм газоповітряної суміші V, яка виходить із резервуара в період його заповнення фактично дорівнює

V = Vн - V (5)

де Vн - об'єм нафти. що поступила в резервуар, м3,

V - частина об'єму газового простору резервуара, яка не буде виходити із нього в період заповнення, внаслідок деякого стискування, газового простору до допустимого його значення і при перевищенні якого спрацьовують дихальні клапани.

P к.т + P к.в

V = V1 ------------------- (6)

Pa + Pк.т - P

де Pк.т і P к.в - відповідно тиск спрацювання дихального клапана при надлишковому тиску і вакуумі;

Pa і P - атмосферний та середній тиск в період заповнення резервуара ;

V1 - об'єм газового простору на кінець заповнення резервуара. Величина V є порівняно невеликою і не впливає істотно на розрахунок втрат вуглеводневих парів від великих дихань.

Втрати від малих дихань складають меншу частину загальних втрат (10-15%), але при тривалому зберіганні нафти їхня сумарна величина є значною.

Основними методами зменшення або повної ліквідації втрат легких фракцій вуглеводнів при зберіганні нафти являються:

1. Повна герметизація резервуарів, експлуатація їх з підвищеним внутрішнім тиском чи вакуумом;

2. Ліквідація газового простору резервуара;

3. Вловлювання та використання парів вуглеводнів, які виходять в атмосферу.

В практиці нафтовидобутку резервуари високого тиску, які практично повністю запобігають втратам вуглеводнів, не застосовуються. Ліквідація газового простору резервуарів типу РВС досягається шляхом використання плаваючих покрівель або понтонів. Такі пристрої плавають на поверхні рідини, рухаються разом з нею вверх-вниз і створюють достатню ізоляцію нафти та нафтопродуктів від зовнішнього повітряного середовища. Втрати вуглеводнів при їх використанні зменшуються на 70-80%. Певне застосування такі конструкції знаходять в великих резервуарних парках магістрального транспорту нафти та на базах зберігання і постачання нафтопродуктів і при використанні резервуарів значних об'ємів (РВС -5000-20000).

В промислових умовах підготовки та зберігання нафти, при наявності значної кількості резервуарів типу РВС - 500 - 2000, більш доцільною технологією боротьби з втратами вуглеводнів є вловлювання та використання їх парів (рис 3).

Рисунок 3 - Схема обв'язки резервуара при вловлюванні та використанні парів вуглеводнів

1 - сигналізатори внутрішнього тиску парів в резервуарах;

2 - конденсатозбірник; 3 - компресор; 4 - регулювальний клапан

Така технологія передбачає обв'язку газового простору всіх резервуарів товарного парку, відбір і подачу парів вуглеводнів в конденсатозбірник 2. З допомогою компресора 3 газова фаза відбирається, стискується і направляється в систему збору газу, а конденсат на переробку або на внутрішні потреби. Особливе значення має чітке підтримання внутрішнього тиску в резервуарах для запобігання їх руйнування.

Тому режим роботи компресора регулюється в залежності від показів особливо чутливих електроконтактних манометрів 1. При зменшенні тиску газового простору резервуарів понад встановлені межі спрацьовує система, яка відкриває регулювальний клапан 4 для стабілізації тиску в резервуарах. Для збільшення надійності такої системи на резервуарах повинні залишатись дихальні клапани.

Крім основних і найбільш радикальних методів боротьби із втратами вуглеводнів при зберіганні нафти в резервуарах, необхідно застосовувати і більш прості технології : зменшення об'єму газового простору резервуарів та кількості зливно-наливних операцій, зниження інтенсивності температурних коливань внутрішнього середовища шляхом пофарбування резервуарів в білий колір, їх теплової ізоляції. Ефективним методом зменшення втрат вуглеводнів від випаровування є використання простих єкранів, які плавають на поверхні рідини (поліетиленові плівки, кульки, швидко твердіючі, легкі і пористі пластмаси) .

Втрати вуглеводнів в процесі видобутку нафти і газу відбуваються не тільки в процесах підготовки та зберігання нафти. Середньо статистична, найбільш вірогідна структура втрат вуглеводнів, отримана на основі обробки чисельних промислових досліджень, приведена в таблиці 1.

Таблиця 1 - Характерна структура втрат вуглеводнів при видобутку нафти

Аналіз таблиці 6.1 підтверджує наявність істотних втрат при зберіганні нафти та існування значної кількості інших видів втрат, зв'язаних, насамперед, з недосконалістю сучасних технологій експлуатації свердловин, їх дослідження, при проведенні ремонтних робіт.

Порівняно низька величина втрат вуглеводнів від аварій пояснюється тим, що вони носять епізодичний характер. Таблиця не враховує можливості виникнення надзвичайно великих аварій (відкритий аварійний фонтан, розриви магістральних нафтогазо- проводів і інше), які спричиняють дуже великі втрати вуглеводнів.

Література

1. Справочник по добыче нефти/В.В. Андреев, К.Р. Уразаков, В.У. Далимов и др.; Под ред. К.Р. Уразакова. 2000. - 374 с.: ил.

2. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях.

3. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин 2000г.

4. Уразаков К.Р., Богомольный Е.И., Сейтпагамбетов Ж.С., Назаров А, Г. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин/Под ред. МД. Валеева. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003.

5. Булатов А.И., Качмар Ю.Д., Макаренко П.П., Яремийчук Р.С. Освоение скважин: Справочное пособие / Под ред. Р.С. Яремийчука. - М.: ООО "Недра-Бизнеспентр", 1999.

6. Газизов А.Ш., Газизов А.А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999.

7. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. 2001.

8. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998.

9. Басарыгин Ю.М. , Будников В.Ф., Булатов А.И. Теория и практика предупреждения осложнении и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: Справ. пособие: в 6 т. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001.

Размещено на Allbest.ru