ПРИМЕНЕНИЕ СИСТЕМЫ УЛАВЛИВАНИЯ ЛЕГКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ НА РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКАХ

Известно, что основными источниками выбросов легких углеводородов в атмосферу (до 1 % (по массе)) являются технологические, товарные и буферные резервуары на товарных парках установок подготовки нефти и газа. С учетом важности охраны окружающей среды в ОАО "Оренбургнефть" начаты работы по строительству и эксплуатации систем улавливания легких фракций углеводородов из сырьевых резервуаров на Покровском УПН. Использование этой системы обеспечивает уменьшение потерь легких фракций углеводородов через дыхательные клапаны, снижение

коррозионной активности газа в РВС, улучшение экологической ситуации на территории резервуарного парка.

До ввода системы улавливания газа на Покровских головных сооружениях находились в эксплуатации четыре буферных резервуара товарной нефти РВС-5000 и четыре технологических резервуара сырой нефти РВС-5000. Отсутствовала система улавливания легких углеводородов. Все резервуары работали со снятыми тарелками дыхательных клапанов. Через дыхательные клапаны газ выделялся в атмосферу и создавал загазованность территории резервуарного парка. При этом возникали значительные потери ценного углеводородного сырья

.

Источники и значение потерь углеводородов рассмотрим на примере работы Покровской УПН НГДУ "Бузулукнефть".

Нефтегазодобывающее управление "Бузулукнефть" осуществляет разработку Сорочинской и Покровской нефтеносных площадей.

Система сбора предусматривает поступление продукции скважин на групповые замерные установки типа "Спутник", на которых замеряются их дебиты. От ГЗУ газонасыщенная нефть по трубопроводам однотрубной герметизированной системы поступает на дожимные насосные станции, и далее насосами транспортируется на Покровскую ЭЛОУ.

Нефть сепарируется в две ступени, расположенные на территории парка (рис. 12.1).

Газ на собственные нужды

 

Поток от Сорочинской площади

Поток от Покровской площади

Рис. 12.1. Принципиальная технологическая схема Покровской ЭЛОУ:

1 — первая ступень сепарации; 2 — вторая ступень сепарации; 3 — колонна холодного отдува; 4 — сырьевой резервуар; 5 — насосы; 6 — ЭЛОУ; 7 — концевой сепаратор; 8 — мерный резервуар; 9 — насос внешней откачки

Газонасыщенная нефть и пластовая вода (смесь) с температурой 10-20 °С с Покровской площади поступает в три отстойника первой ступени сепарации объемом 50 м³ каждый. Абсолютное давление сепарации поддерживается на уровне 0,18-0,3 МПа. Нефтяной газ, выделившийся в аппаратах первой ступени сепарации, через клапан-регулятор поступает на собственные нужды — в котельную и печи.

Нефть в смеси с пластовой водой поступает в сепараторы второй ступени сепарации, в качестве которых используются два аппарата объемом 100 м³ каждый. Газ от сепараторов второй ступени с абсолютным давлением 0,10 МПа поступает на прием компрессорной станции, оснащенной компрессорами 5ВКГ50/7. Нефть обводненностью около 80 % поступает в технологические резервуары предварительного сбора попутной воды РВС-5000 № 4 (рис. 12.2).

Газонасыщенная нефть обводненностью 5-10 % с Сорочинского резервуарного парка поступает в сепараторы второй ступени сепарации, в качестве которых также используются два аппарата объемом 100 м³ каждый. Абсолютное давление на второй ступени составляет 0,1 МПа. Газ от сепараторов поступает на КС. Нефть поступает в технологический резервуар РВС-5000 № 6. Нефть с резервуаров РВС-5000 № 4, 6 (см. рис. 12.2) забирается технологической нефтенасосной, оснащенной насосами ЦНС-300/180, и откачивается для подогрева в печи ОФГ. Подогретая нефть из печей на выходе 50-60 °С поступает четырьмя потоками в четыре отстойника. Время пребывания в отстойниках 2 ч. Потом нефть поступает в электродегидраторы и направляется на концевую ступень сепарации, где она разгазируется. Газ поступает в газопровод второй ступени, а нефть в товарные резервуары РВС-5000 № 2, 7, после которых товарной нефтенасосной, оснащенной насосами ЦНС-300/600, откачивается через узел учета в нефтепровод.

Таким образом, поступающая от скважин нефть подвергается обработке в двух резервуарных парках, в процессе которой осуществляется несколько операций по ее приему в резервуары и откачке.

Поступление атмосферного воздуха в резервуары при операциях приема-откачки в сочетании со значительной площадью испарения нефти в резервуарах определяет высокий уровень потерь углеводородов.

Для определения потерь углеводородов проводились специальные исследования, в результате которых было установлено следующее.

 

(Вторая ступень} сепарации J

Рис. 12.2. Технологическая схема газоуравнительной системы резервуарного парка Покровской УПН

При средней температуре хранения 40 °С средняя объемная концентрация углеводородов в воздушной среде парового пространства резервуаров в период исследования равнялась 56,3 % (табл. 12.2).

Потери нефти из резервуаров определялись методом сравнения углеводородного состава нефти при годовой производительности товарного парка 2,1 млн т.

Количество (в % (по массе)) теряемых углеводородов в сырьевых резервуарах составляет: по Сорочинскому потоку 1,21 %, Покровскому потоку 1,52 %, а в товарных резервуарах 0,70 % (табл. 12.3).

Общие потери углеводородов из данной группы резервуаров составляют 40 060 т/год.

Таблица 123 Состав резервуарного газа Покровской УПН

Место отбора проб	Состав резервуарного газа, % мольн.	Содержа­ние возду­ха, %(по объему)	Молеку­лярная масса
СО2	N2	с,	с.	С3	«С4	яС4	«с5	пС5	Се	С, + высш.
Сорочинский поток, резервуары сырьевые Покровский поток, резервуары сырьевые Товарные резервуары	0,43 0,32 0,40	6,42 7,37 4,79	2,79 3,61 0,74	15,41 13,05 8,32	48,04 49,80 50,20	5,04 4,28 5,98	11,04 13,24 16,54	4,50 3,10 6,21	3,04 2,93 4,01	2,23 1,86 2,28	0,70 0,44 0,53	38,56 52,62 41,59	46,61 46,01 50,08

Таблица 123 Состав и потери нефти в резервуарном парке Покровской УПН

Место отбора проб	Состав нефти, % (по массе)	Плотность нефти, кг/м3	Потери в резервуарах, % (по массе)
	С3	«с4	пС4		лС3	с.	О, + высш.
Сорочинская нефть, резервуары сырьевые: на входе на выходе Покровская нефть, резервуары сырьевые: на входе на выходе Товарные резервуары: на входе на выходе	0,06 0,12 0,09 0,06 0,06 0,05	0,7 0,92 0,76 0,63 0,65 0,55	0,44 0,43 0,31 0,24 0,34 0,31	1,48 1,47 1,36 1,16 1,28 1,15	1,24 1,10 1,00 0,81 1,04 0,97	1,65 1,43 1,41 1,22 1,34 1,27	4,00 2,99 3,26 2,65 3,25 3,01	90,43 91,54 91,81 93,23 92,04 92,69	809,2 799,8 821,3	1,21 1,52 0,70

 

этом в момент интенсивной откачки нефти, когда давление понижается и возможно поступление воздуха, в газовую зону из резервуара подается углеводородный газ. Таким образом в резервуарах всегда поддерживается некоторое избыточное давление, что препятствует попаданию воздуха в систему.

Система УЛФ имеет следующую технологическую схему (см. рис. 12.2). Выделяющиеся углеводороды поступают в приемный сепаратор (скруббер), где выделяется конденсат, образовавшийся при охлаждении паров при движении по газоуравнительной системе от резервуаров до установки УЛФ. Конденсат по мере наполнения сепаратора откачивается насосом через счетчик в резервуар, а газ -компрессором в систему газосбора.

Наиболее "тонкой" и важной частью установки УЛФ является система управления, которая позволяет ей работать без обслуживающего персонала. При достижении давления в газоуравнительной системе 50 мм вод. ст. компрессор автоматически отключается. При понижении давления до 30 мм вод. ст. включается байпасная линия, которая возвращает часть газа с выкида на прием компрессора. При дальнейшем понижении давления до 20 мм вод. ст. компрессор выключается. При давлении 10 мм вод. ст. начинается подпитка газового пространства углеводородным газом.

Также предусмотрена защита по параметрам:

низкое давление на входе в скруббер;

высокое давление на выходе компрессора;

высокий уровень в скруббере;

низкий уровень в скруббере;

высокая температура на выходе компрессора;

высокая вибрация компрессора и электродвигателя.

При превышении значений приведенных параметров выше допустимых происходит остановка компрессора.

Место привязки установки УЛФ определяется в основном расположением резервуаров и объектов, куда можно подать уловленный газ.

Необходимое количество установок УЛФ определяется взаимным расположением резервуаров. Компактное расположение резервуаров

на Бобровском и Покровском УПН позволило решить проблему сокращения потерь из них минимальным количеством оборудования -оказалось, вполне достаточно по одной установке УЛФ на УПН.

Использование данной схемы обеспечивает исключение потерь легких фракций углеводородов через дыхательные клапаны, снижает коррозионную активность газа в РВС, улучшает экологическую ситуацию на территории резервуарного парка. При этом за короткое время из двух РВС-5000 уловлено 8395 м³ попутного газа, реализованного на сумму 1,45 млн руб., и 8000 м³ жидких углеводородов, реализованных на сумму 4,0 млн руб. На приобретение и монтаж необходимого оборудования затрачено около 350 тыс. руб.