Навигация
1.7 Опыт применения УЛФ
Начиная с 1990 г. накоплен большой опыт эксплуатации установок для УЛФ нефти испаряющихся в резервуарах на многих нефтепромысловых объектах республики Башкортостан, а также на промыслах Татарстана, Оренбургской области, Сибири.
Областью применения систем УЛФ являются объекты добычи нефти, установки подготовки продукции скважин, НПЗ, нефтебазы, объекты хранения нефти и нефтепродуктов.
Система УЛФ предназначена для предотвращения потерь нефти и нефтепродуктов за счет улавливания и утилизации, испаряющихся легких фракций, улучшения условий охраны окружающей среды, решения проблемы больших и малых дыханий резервуаров.
Оборудование установок УЛФ расположено в обогреваемом блок - боксе, в котором автоматически поддерживается заданный температурный режим . Режим работы циклический.
Вся система УЛФ сконструирована для непрерывной работы в автоматическом режиме без присутствия обслуживающего персонала в режиме частых включений и выключений в условиях агрессивных и высокоагрессивных сред. Резервуары для нефти и нефтепродуктов соединяются единой газоуравнительной трубопроводной системой, по которой легкие фракции поступают на прием блочной компрессорной установки БКУ.
При достижении заданных допустимых давлений компрессор включается и через конденсатосборник откачивает газ из резервуаров в газопровод. Выделившийся из конденсатосборника конденсат насосами снова попадает в резервуары.
Для поддержания в паровой фазе резервуаров постоянного заданного давления предусмотрены электронные датчики давлений и микропроцессорный контроллер.
Безопасность и надежность работы системы УЛФ гарантируется применением новейшей технологии и современного оборудования во взрывобезопасном исполнении.
Все резервуарные парки ОАО "Башнефть" оснащены системой УЛФ. Кроме того в настоящее время немало объектов подготовки высокосернистых нефтей и ДНС также оснащены этими системами.
Однако эти установки обладают следующими недостатками:
1. Имеют высокую стоимость.
2. Сложное оборудование и систему управления.
3. Требуют наличия потребителей сухого газа.
В связи с отмеченным, решение проблемы защиты окружающей среды возможно только при широком внедрении современных методов снижения испарения нефтепродуктов при хранении, а также хранение нефтепродуктов в герметичных резервуарах, исключающих выделение загрязняющих веществ в атмосферу.
1.8 Общая характеристика системы УЛФ
Система улавливания легких фракций углеводородов предусматривает:
отбор, отделение от конденсата, компримирование газов и паров легких фракций углеводородов, выделяющихся в товарных резервуарах Р1.1, Р1.2, Р1.3, объемом 5000 м3, в резервуарах сырой нефти Р2.1, 2.2, Р2.3, объемом 5000 м3, в резервуарах отстойниках пластовой воды;
подачу скомпримированного газа в газасепаратор первой ступени сепарации ГС1;
возврат конденсата, выделившегося из газа в системе УЛФ, в трубопровод нефти перед резервуарами товарной нефти.
Система УЛФ обеспечивает (за счет герметизации резервуаров) поддержание в резервуарах и аппаратах оптимального рабочего избыточного давления, исключая выбросы вредных веществ в атмосферу, повышает надежность резервуарного хозяйства за счет снижения коррозионной активности газовоздушной среды в результате предотвращения попадания воздуха (кислорода) в резервуары.
В систему УЛФ углеводородов входят:
- газоуравнительная линия резервуаров;
- блочно-комплектная автоматизированная установка по улавливанию легких фракций углеводородов производительностью 2393 м3\сут, давлением на выходе компрессора 2 атм фирмы ЮМС "Аутоматион";
- буферная емкость БЕ1 для приема легких фракций углеводородов из резервуаров и сбора конденсата, выделившегося из этого газа;
- подъемная емкость ДЕ для приема конденсата, выделившегося в емкости БЕ1, конденсатосборнике К, с насосом откачки конденсата в трубопровод нефти перед товарными резервуарами;
- конденсатосборник К для улавливания конденсата, выпадающего при охлаждении компримированного газа, преимущественно при остановках блока БКУ1;
- трубопроводы для транспорта уловленного газа и конденсата;
- трубопровод сброса газа из дренажной емкости в существующий газопровод на факел.
1.9 Технологическая схема системы УЛФ
Технологическая схема системы улавливания легких фракций углеводородов предусматривает сбор и компримирование газа, поступающего из резервуаров (рис.2)
Рисунок 2–Система УЛФ: 1-газоуравнительная система; 2-емкость буферная; 3-емкость подземная; 4-трубопровод выкидной; 5-блок компрессорный; 6-резервуар; 7-отстойник КССУ.
Резервуары оборудуются газоуравнительными трубопроводами 1, с помощью которой легкие фракции перераспределяются между газовыми пространствами резервуаров. Излишки газа по газоуравнительным трубопроводам поступает в буферную емкость 2, в которой происходит выпадение и накопление конденсата, унесенного газом из резервуаров.
Резервуары должны быть оборудованы огнепреградителями, дыхательными гидравлическими предохранительными клапанами, необходима полная герметизация резервуаров.
В резервуарах поддерживается избыточное давление (в пределах от 20 до 50 мм водяного столба) с помощью компрессора, установленного в блоке БКУ1.
Буферная емкость оснащена подогревателями, контрольно-измерительными приборами, запорно-регулирующей арматурой. Предусмотрен автоматический сброс конденсата при достижении предельного уровня в подземную емкость 3, сигнализация верхнего аварийного уровня, контроль давления, сигнализация при отклонениях давления. Подземная конденсатная емкость оборудована электропогружным насосом, включение и отключение которого происходит автоматически по достижении верхнего и нижнего предельных уровней. Освобожденный от конденсата и капельной влаги газ поступает из буферной емкости в технологический блок установки улавливания легких фракций (УЛФ). Автоматизированная установка улавливания легких фракций БКУ1 состоит из двух блоков: технологического и блока управления (контрольной панели). Технологический блок представляет собой компактное помещение (рис.3), в котором размещены компрессор 1 с электроприводом 2, емкость для масла 3, соединенную с лубрикатором 4 для смазки узлов компрессора. Привод нагнетания масла осуществляется через ременную передачу 5 от вала компрессора. Кроме того, в блоке смонтированы отопительная 6 и вентиляционная 7 системы, датчики управления технологическим процессом, запорно-регулирующие клапаны, счетчики газа, трубные и энергообеспечивающие коммуникации.
Рисунок 3-Принципиальная схема установки улавливания легких фракций.
1-компрессор, 2- электропривод, 3- емкость для масла, 4-лубрикатор, 5-передача клиноременная, 6- электропечь, 7-вентилятор, 8- клапан, 9-расходомер, 10-клапан обратного действия, 11- обратный выходной клапан, 12- клапан байпасный, 13 – клапан подпитки, 14 – насос конденсатный,15- скруббер.
Поступивший из буферной емкости газ компрессором направляется в выкидной трубопровод, по которому через клапан 8 с ручным управлением, расходомер 9, клапан обратного давления 10 и выкидной обратный клапан 11, выходит из блока БКУ1, и по напорному газопроводу 4 поступает в конденсатосборник К 8, далее по трубопроводу в газосепаратор 7 первой ступени ГС1. Конденсатосборник К необходим для улавливания конденсата, выпадающего из-за охлаждения газа в газопроводе, преимущественно при остановках блока УЛФ (БКУ1).
В конденсатосборнике К предусмотрен контроль давления , сигнализация верхнего и нижнего уровней конденсата. Опорожнение производится в дренажную емкость 3 ДЕ при достижении верхнего уровня конденсата по сигналу на щите операторной.
Стабильная работа системы УЛФ (БКУ1) определяется, прежде всего, режимами своевременных включений и отключений системы подпитки товарных резервуаров при откачке нефти из любого резервуара.
Подпитка должна включаться в работу при падении давления в резервуаре до 20 мм вод. ст. и не должна прерываться до момента, пока давление в резервуаре не достигнет максимально допустимой величины.
Исходя из этого, обвязка резервуаров и БКУ1 должна обеспечить выравнивание давлений в газоуравнительной линии резервуаров с момента откачки нефти из любого товарного резервуара и, происходящие при этом процессе, перетока газа между резервуарами (сырьевые-товарные, товарные-товарные) до момента включения, отключения и работы системы подпитки. Это условие достигается схемой обвязки, которая включает центральную точку на газоуравнительной линии резервуаров, равностоящую от каждого резервуара и, обеспечивающую равные потери давлений на участках труб от БКУ до каждого резервуара в процессе работы системы подпитки.
Компрессор блока БКУ1 включается автоматически при достижении давления в газоуравнительной линии 50 мм вод. ст. При понижении давления в системе ниже 30 мм вод. ст. автоматически открывается байпасный клапан 12, соединяющий приемную и выкидную линии компрессора до счетчика 9.
При дальнейшем снижении давления в системе (ниже 20 мм вод. ст.) компрессор останавливается, открывается подпиточный клапан 13 , соединяющий выкидную линию компрессора с приемной после обратного клапана 11. Газ поступает обратным ходом из газосепаратора первой ступени по газопроводу в газоуравнительную систему и далее, в газовое пространство резервуаров, предотвращая образование вакуума в них.
При повышении давления на входе в компрессор до 30 мм вод. ст. клапан 13 закрывается.
Таким образом, клапан 13 находится в открытом положении при давлении 20 мм вод. ст. и в закрытом положении при давлении в системе 30 мм вод. ст. Параметры работы клапанов могут быть уточнены после пуска установки УЛФ.
Включение – отключение компрессора, изменение оборотов двигателя компрессора и, соответственно, его производительности, открытие – закрытие клапанов осуществляется автоматически в зависимости от изменения давления на приеме компрессора. Давление на входе в компрессор изменяется с изменением давления в резервуарах.
Блок БКУ1 теплоизолирован и имеет систему обогрева, контролируемую датчиками температуры. Работа системы обогрева осуществляется в автоматическом режиме , включаясь при температуре +2ºС и отключаясь при температуре +15ºС.
Помещение блока снабжено системой контроля за содержанием углеводородного газа , если в помещении блока УЛФ появится газ выше допустимого предела компрессор автоматически останавливается.
Система вентиляции блока сблокирована с системой контроля за содержанием углеводородного газа и сероводорода. В связи с этим, если в помещении появляется один или оба из указанных газов, включается вентилятор, который останавливается через 5 минут после снижения концентрации газов до допустимого предела.
Следует отметить , что режим работы установки УЛФ осуществляется по программе, которую специалисты корректируют в соответствии с конкретными условиями и режимами, присущими каждой ид установок подготовки нефти.
Система улавливания легких фракций обеспечивает сохранность углеводородов за счет герметизации резервуаров, поддержания в них оптимального рабочего избыточного давления, устраняет потери нефти и выбросы вредных веществ в атмосферу, повышает надежность резервуарного хозяйства за счет снижения коррозионной активности газовой среды в результате предотвращения попадания воздуха в резервуары.
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