Навигация
Состояние борьбы с потерями на объектах нефтяной отрасли
58096
знаков
5
таблиц
2
изображения
1.2 Состояние борьбы с потерями на объектах нефтяной отрасли
Около 90 % всех видов загрязнения атмосферы приходится на деятельность человека в сфере разработки и утилизации энергоресурсов. Для нефтяной промышленности в негативном воздействии на воздушный бассейн среди добывающих и перерабатывающих отраслей составляет 5,1 %. Но не только атмосфера, а и другие компоненты окружающей среды подвержены техногенному воздействию. По ориентировочным оценкам 75% углеводородных загрязнений приходится на атмосферу, 20% на поверхностные и подземные воды и 5% накапливается в почвах. В свою очередь выбросы и сбросы углеводородных загрязнителей являются следствием незавершенности производственных циклов, неотлаженности технологий и негерметичности используемых оборудования и сооружений[1].
До конца восьмидесятых годов природоохранная деятельность в нефтяной промышленности не носила целевой направленности в части изучения влияния и оценки воздействия нефтяных загрязнений на состояние биосферы, а имела ресурсосберегающий характер. Выполнение плановых нефтегазосберегающих технико-технологических и организационных мероприятий отражалось в снижении действующих нормативов технологических потерь нефти и нефтяного газа. Характеризуя в целом технический уровень нефтепромысловых процессов, нормативы потерь не могут быть использованы для установления величины выбросов в атмосферу, т.к. не дифференцированы по газовой и жидкой составляющим потерь и, устанавливались как средневзвешенные по нефтепромысловым процессам без градации по источникам выделения. Поэтому они методически не вписываются в унифицированную систему работ по нормированию выбросов загрязняющих веществ, являющаяся обязательной для действующих, проектируемых и реконструируемых предприятий независимо от ведомственной принадлежности. В то же время нормативы потерь являются важными показателями производственной деятельности предприятий нефтяной промышленности и используются при учете выработки запасов углеводородных ресурсов и количества добытой нефти.
Гарантией эффективной реализации природоохранных мер в настоящее время следует считать не только повсеместное создание территориальных структур управления природопользованием, но и системно разработанные правовые основы стандарты, правила и нормативные акты, которыми необходимо руководствоваться при установлении ПДВ.
Обязательный характер установления указанных нормативных показателей диктует необходимость проведения работ по систематизации нефтепромысловых источников выделения загрязняющих веществ по специфическим признакам подобия, свойствам и фазовому составу пребывающих в них рабочих сред, технологическим параметрам и режимам их эксплуатации, позволяющим формировать и обосновать требования к нормативам потерь и предельно допустимых выбросов, выбор и разработку эффективных мероприятий по их снижению[1].
1.3 Источники потерь углеводородов
На процесс испарения нефти и нефтепродуктов из резервуаров в статических условиях существенно влияют температура окружающей среды, активность солнечной радиации, давление и объем газового пространства, площадь контакта нефтепродукта с газовым пространством, атмосферное давление и др.
Известно, что при изменении уровня жидкости, температуры или дегазации в транзитных процессах подготовки нефти, выделяющиеся газы и пары выходят из резервуаров через специальные дыхательные устройства в атмосферу. Дыхание резервуаров является причиной потерь от испарения нефти и загрязнения окружающей среды.
Объем потерь нефти и нефтепродуктов при их хранении также зависит от условий работы резервуарных парков. Так, потери от испарения в резервуарных парках нефтеперерабатывающих предприятий разделяются на следующие составляющие:
- потери от вентиляции газового пространства 60-65 %;
- от "больших дыханий" 32-34%;
- от "малых дыханий" 3-6%;
Высокий процент потерь при вентиляции газового пространства объясняется нарушением требований герметизации резервуаров (особенно крыш), потери от "больших дыханий" обусловлены высокой оборачиваемостью резервуаров. В условиях длительного хранения нефтепродуктов потери происходят в основном при "малых дыханиях".
На начальной стадии разработки месторождения, вплоть до 1972 г., определяющим фактором негерметичности была индивидуальная технологическая схема внутрипромыслового сбора нефти и газа.
На месторождении горели сотни факелов, находились в работе насосы откачки, трапы, открытые мерники, функционировали промежуточные и центральные нефтепарки. С переходом на герметизированную систему сбора центр тяжести потерь углеводородов переместился в резервуарные нефтепарки.
1.4 Оценка величины потерь углеводородов
Большинство исследовательских работ, проведенных в различные годы по определению величины потерь из промысловых резервуаров к настоящему времени устарели. Изменения в системе сбора и подготовки нефти наряду с изменением режимов разработки месторождений приводят к изменениям не только величины, но и качества потерь продуктов. Поэтому исследования потерь на месторождениях должны проводиться периодически и регулярно. Правильный и своевременный учет потерь позволит более точно определить количество извлеченного из недр продукта. Необходимо знать величины и качество потерь на всем пути движения нефти от скважин до НПЗ.
Таблица 2 - Величины потерь с распределением их по промысловым объектам[7].
| Характер потерь | Объекты потерь | Количество, % | ||
| газопаро образные | жидкие | Всего | ||
| Потери легких фракций нефти и газа | Мерники на скв. открытые групповые установки | 0,34 | 0,34 | |
| Газ, сжигаемый на факелах на скв. | Скв, не подкл- юченные к газосбор.сетям | 0,122 | 0,122 | |
| Газ, сжигаемый на факелах на КС | КС | 0,566 | 0,566 | |
| Газ и конденсат при транспортировке от скв до газобензинового завода | Дрипы на газопроводах | 0,023 | 0,05 | 0,073 |
| Нефть в сальниковых уплотнениях | Устьевые сальники штанг, насосы | - | 0,004 | 0,004 |
| Нефть при авариях | Порывы | - | 0,074 | 0,074 |
| Нефть в процессе подземных ремонтов | Устья эксплуатационных скв. | 0,013 | 0,013 | |
| Мягкие фракции при больших и малых дыханиях | Сырьевые резервуары | 0,207 | 0,207 | |
| Итого до установок по подготовке | 1,258 | 0,141 | 1,399 | |
| Легкие фракции обессоленной и стабилизиров. нефти прии больших и малых дыханиях | Товарные резервуары | 0,34 | 0,34 | |
| Нефть при очистке резервуаров | Резервуары, отстойники | 0,14 | 0,14 | |
| Нефть с пластовой водой | Резервуары, отстойники | 0,03 | 0,03 | |
| Итого на установках по подготовке и товарному парку | 0,634 | 0,17 | 0,51 | |
| Всего потерь | 1,598 | 0,311 | 1,909 | |
Из таблицы 2 видно, что наибольшие потери нефти и газа имеют место на участке от скважин до установок по подготовке нефти , где сумма потерь составляет 1,399% .
Наибольшие потери наблюдаются из мерников групповых установок, сырьевых резервуаров в процессе их больших и малых дыханий.
На этих объектах суммарная величина потерь составляет 1,235% или 86,64% от общей величины потерь на пути от скважины до установок по подготовке (система безнапорная открытая).
Непосредственно на установках по подготовке потери составляют 0,51% или 26,7% от общей величины промысловых потерь нефти.
Наибольшие потери на этом участке технологической схемы сохраняются также, как и в предыдущем случае, в резервуарах в процессе малых и больших дыханий.
Из табл.2 видно, что наибольшую часть потерь составляют газообразные и парообразные компоненты, тогда как величина потерь жидких продуктов составляет лишь 16,3 % от общей величины потерь.
Похожие работы
... . По всем сравниваемым параметрам воздействия на пленочную нефть биореагент ИАИП-1 превосходит ИАИ и может быть рекомендован в качестве реагента потокоотклоняющих технологий воздействия на нефтяные пласты. Зависимость вязкости нефти от времени выдержки в узком зазоре размером 1.5 (1), 3,2 (2) и 20мкм (3). Зависимость относительной вязкости нефти от размера узкого зазора при скорости сдвига 6 (1), ...
... эта ситуация является хорошей иллюстрацией к одной из сторон взаимоотношений парламента, а также российского и западного (в первую очередь американского) нефтяных сообществ. 2.3 Тенденции развития экономики России и динамика мировых цен на нефть Важная роль в экономике страны принадлежит нефтяной промышленности России. В 2000 году она обеспечила 21% потребления и более 32 % производства ...
... изменилась структура добычи топлива. Долгое время находившуюся на первом месте нефтяную промышленность обгоняет перспективная газовая. (Сейчас на уголь приходиться только 15% тонн условного топлива, газ - 45% , нефть - 40%). У сходящей с лидирующих позиций нефтяной промышленности возникли проблемы. В России первые скважины были пробурены на Кубани в 1864 г. и в 1866 г. одна из них дала нефтяной ...
... скважин по жидкости выше плановых показателей. 2.4. Выбор и обоснование применения предлагаемых технических решений 2.4.1. Анализ применяемых на Мишкинском месторождении мероприятий по интенсификации добычи нефти Эксплуатация нефтяных месторождений сопровождается ухудшением проницаемости пород коллекторов в призабойной зоне скважин. Одной из причин такого ухудшения является отложение ...
0 комментариев