Каштанов А.А. , Жуков С.С. Оператор обезвоживающей и обессоливающей установки

Подождите немного. Документ загружается.

откачать жидкость из аварийной емкости. Аварийная емкость

постоянно должна быть пустой.

7. Следить и поддерживать заданную температуру подогре-

ва сырья; при низкой температуре подогрева сырья в теплооб-

менниках довести температуру подогрева до нужной увеличе-

нием подачи топливного газа в печь.

Нормальная остановка блоков обезвоживания

и обессоливания

Нормальная остановка проводится следующим образом.

1. Убавляется горение печи Я-1. Скорость понижения темпе-

ратуры нефти на выходе из печи не должна превышать 30—

40 °С в час.

2. Постепенно уменьшается подача насоса Я-1.

3. После того как температура в печи упадет до 80—90 °С

останавливаются насосы Я-1, прекращается подача реагента на

прием сырьевых насосов. Происходит горячая циркуляция неф-

ти, при этом задвижка на выходе нефти в товарный парк закры-

вается, а задвижка на линии соединения готовой нефти с сырой

открывается.

4. После доведения кондиции всей обессоленной нефти до

норхмы по содержанию воды и солей прекращают подачу химреа-

гента, промывочной воды, газов в печь, останавливаются насосы

Я-3, открываются взрывные окна в печи Я-1.

БЛОК СТАБИЛИЗАЦИИ

Подготовка к пуску блока стабилизации

1. Перед пуском все трубопроводы с целью проверки пра-

вильности их соединения по схеме, а также для того, чтобы убе-

диться, что все заглушки сняты, должны быть прокачаны водой.

После прокачки трубопроводов можно заполнить аппаратуру и

провести гидравлическое испытание всей системы при помощи

насосов.

2. Во время заполнения аппаратов водой воздушники их

должны быть открытыми.

3. После опрессовки всю систему необходимо освободить

от воды, при этом обратить особое внимание на отсутствие ее в

аппаратах, так как наличие в них воды при выходе блока на

режим может привести к нарушению технологического режима,

выбросу нефти из колонны, повышению давления в системе.

4. Проверить исправность средств пожаротушения и пароту-

шения, а также противопожарного инвентаря.

5. Подать на блок пар, воздух и электроэнергию.

6. Проверить и включить в работу основные КИП и А, осо-

бенно регуляторы уровня в колонне, бензосепараторах, регуля-

142

торы расхода обессоленной нефти по потокам печи и регулято-

ры температуры и давления.

7. Проверить исправность факельной линии, а также отсут-

ствие жидкости в аварийной емкости печи.

8. Проверить уровень воды в камере охлажденной воды гра-

дирни. '

9. Наружным осмотром проверить предохранительные клапа-

ны и работу КИП и А.

1. В насосной стабильной нефти включить вентиляцию и сиг-

нализаторы горючих газов.

Пуск блока стабилизации

Пуск блока стабилизации первоначально или после остановки

начинается только после выхода на нормальный режим блока

обезвоживания и обессоливания.

Для пуска необходимо следующее.

1. Пустить в работу насосы циркуляционного водоснабже-

ния и убедиться в нормальной циркуляции воды через конден-

саторы-холодильники и в отсутствии утечек.

2. Открыть задвижку на вход нефти с выкида Я-3 на Т-2

(затрубное пространство) и открыть задвижки на гребенке.

Нефть, пройдя Т-2, поступает на печь Я-2, а затем через гребен-

ку на 74 (см. рис. 65).

3. Нужно следить за расходом нефти через потоки (правый

и левый) в печи Я-2. При достижении минимального расхода по

потокам печи 100—150 м

/ч приступить к розжигу печи Я-2.

В это время необходимо уменьшить подачу газа в печь

Я-1, так как через нее циркулирует уже меньшее количество

нефти. В противном случае может произойти резкое увеличение

температуры и давления в трубах печи, а это приводит к обра-

зованию кокса и отложению его на стенках труб, разрыву труб

или пропуску газа через пробки ретурбендов с последующим его

воспламенением.

4. При достижении температуры нефти на выходе из печи

Я-2 140—150 °С открыть задвижку подачи горячей струи в ко-

лонну, открыв первоначально задвижки выхода с К-\ на Т-2 до

приема Я-4.

5. Набрать уровень в колонне до нормального и пустить в

работу насосы Я-4.

6. Убедившись, что насосы Я-4 работают норхмально, за-

крыть задвижку на перемычке выкида Я-3 на выкид Я-4, за-

крыть задвижки на гребенке.

7. Поднять постепенно температуру на выходе печи Т-2 до

180—190 °С.

8. Вместе с повышением температуры горячей струи подни-

мается и давление в системе.

9. Подготовить к пуску бензиновые насосы. Как только бу-

дет достигнут уровень в бензосепараторе, нужно начинать по-

дачу орошения.

10. Соблюдение технологического режима работы колонны

достигается в результате того, что:

а) температура нагрева нефти, поступающей в колонну, ре-

гулируется расходом газа в печь;

б) давление в системе регулируется регулятором давления

на выходе несконденсировавшегося газа из С-1;

в) температура верхней части колонны регулируется подачей

холодного орошения;

г) уровень нефти в колонне регулируется клапанами, уста-

новленными на входе в правую и левую часть печи П-1.

11. При достижении заданных по технологической карте па-

раметров нужно отобрать пробы для анализа бензина, вырабо-

танного в колонне.

12. Если требуется защелачивание нестабильного бензина, то

включить в работу систему защелачивания.

13. После получения нормального анализа бензина из С-1

направить бензин в заранее подготовленную емкость на бензо-

склад.

Обслуживание блока стабилизации при нормальной

работе

В процессе работы оператор должен выполнять следующие

операции.

1. Постоянно следить за исправностью всего технологическо-

го оборудования, предохранительной арматуры, приборов

КИП и А. Показания вторичных приборов автоматических ре-

гуляторов сравнивать с показаниями дублирующих приборов:

манометров, термометров, указателей уровня.

2. Постоянно поддерживать технологический режим, указан-

ный в технологической карте. Малейшие отклонения от нормаль-

ного технологического режима снизят качество товарного бен-

зина.

3. Постоянно следить за уровнем в колонне. Увеличение

уровня приводит к повышению давления в системе, выбросу

нефти через колонну. Низкий уровень в колонне может привес-

ти к работе насосов Я-4 вхолостую, вследствие Чего прекратится

поступление нефти в печь П-1, в результате чего может прои-

зойти прогар труб.

4. Контролировать уровень воды и дренировать воду из се-

параторов (автоматически или вручную).

Примечание. Ни в коем случае нельзя дренировать воду

при полностью открытой задвижке во избежание аварии, поэто-

му нужно открывать задвижку лишь на 1—3 оборота. Если при

этом вода не дренируется, тогда закрыть задвижку и отогреть

замерзший участок паром или горячей водой, затем, открыв за-

движку на 1—3 оборота, сдренировать воду. Запрещается отлу-

чаться от бензосепаратора, не закончив дренаж воды.

5. Постоянно следить за уровнем жидкости в С-1. Повыше-

ние уровня ведет к повышению давления в системе, пони-

жение — к сбросу бензиновых насосов Н-5.

6. Технологический режим работы установки через каждые

2 ч должен записываться в оперативный лист по показанию при-

боров и по лабораторным данным.- Все отклонения от техноло-

гического режима должны немедленно выясняться и устра-

няться.

7. Все отклонения от нормального технологического режима,

неисправности в работе, блока и проведенные работы должны

записываться в вахтовом журнале.

Нормальная остановка блока стабилизации

Нормальная остановка блока проводится следующим об-

разом.

1. Постепенно снизить температуру подогрева нефти в печи

П-2 (см. рис. 65), уменьшив подачу топливного газа к печам.

Скорость снижения температуры нефти на выходе из печи не

должна превышать 50 °С в час.

2. После понижения температуры нефти на выходе из пе-

чи до 100—120 °С отключить блок стабилизации по сырью, для

чего закрыть задвижку подачи обессоленной нефти в колонну,

одновременно открыть задвижки с выкида насосов Я-4 на выкид

насосов Н-3, но открыть задвижку на перемычке, соединяющей

вход в /7-1 со входом в П-2 и задвижки на гребенке для пере-

вода нефти с выхода из П-1 на выход П-2. В данный момент

часть нефти, поступающей в П-1, поступает в П-2, где циркули-

рует по ее змеевику, обеспечивая тем самым равномерное охлаж-

дение стенок трубы.

3. При снижении температуры на выходе из печи П-2 до

80 °С полностью прекратить подачу топливного газа в печь.

4. Закрыть задвижки на входе в печь П-2 и на выходе из

нее, а также задвижки на гребенке.

5. Откачать уровень нефти в колонне /С-1 до сброса насосов,

после чего закрыть задвижку на входе стабильной нефти из

колонны в Т-2.

6. Закрыть задвижку на перемычке, соединяющей вход в

П-1 с входом в П-2.

7. При понижении температуры верхней части колонны до

55—60 °С прекратить подачу орошения. Если остановка блока

стабилизации производится на короткое время, оставить уро-

вень бензина в сепараторах, так как он будет нужен для подачи

орошения.

8. Закрыть задвижку на выходе нестабильного бензина гюсле

емкости защелачивания на бензосклад.

9. Закрыть задвижку на линии подачи несконденсировавше-

гося газа из С-1 (см. рис. 65) на факел.

10. В зимнее время во избежание замораживания конденса-

торов-холодильников продолжать циркуляцию воды через них.

Возможные аварийные случаи

Аварийные остановки могут быть вызваны авариями на са-

мом блоке стабилизации или на блоках обезвоживания и обес-

соливания.

Блок стабилизации аварийно останавливается, при:

прекращении подачи электроэнегии;

остановке насосов группы Я-3 (см. рис. 65);

сильной загазованности территории установки, что может

привести к взрывам и пожарам;

прогаре змеевиков печи;

порывах трубопровода или запорной арматуры;

прекращении подачи топливного газа, снижении или повыше-

нии давления газа сверх допустимого по режиму;

прекращении подачи воздуха на приборы КИП и А;

неисправности системы циркуляционного водоснабжения.

СООРУЖЕНИЯ ПО ОЧИСТКЕ И ИСПОЛЬЗОВАНИЮ

ПРОМЫСЛОВЫХ СТОЧНЫХ ВОД

Воды, поднимаемые на поверхность вместе с нефтью, называ-

ются пластовыми. Добытая нефть на УПН обессоливается

за счет введения в нее в основном пресных вод (до 10 %). Та-

ким образом, к пластовым водам добавляются пресные. Смесь

этих вод, используемых для закачки в продуктивные горизонты

для поддержания пластового давления, называется промыс-

ловыми сточными водами.

При обезвоживании и обессоливании нефти на УПН, кроме

пресной воды, добавляются еще и различные ПАВ для разру-

шения эмульсий. Промысловые сточные воды, содержащие раз-

личные ПАВ, при использовании их для заводнения имеют преи-

мущества перед пресными водами. Они обладают лучшей вытес-

няющей способностью нефти из продуктивных пород. Промыс-

ловые сточные воды плотностью от 1,1 до 1,2 г/см

создают на

забое нагнетательных скважин более высокое гидростатическое

давление, что обусловливает лучшую приемистость скважин. За-

качка промысловых сточных вод в нагнетательные скважины

предотвращает загрязнение водоемов. Температура пластовых

сточных вод, как правило, значительно выше температуры вод

поверхностных источников (озер, рек, морей), что повышает

приемистость (поглощение) нагнетательных скважин и улучша-

ет вытеснение нефти.

Однако использование промысловых сточных вод связано с

большими затруднениями: необходимостью очистки этих вод от

1 ACt

капелек нефти и

МРУЯВЫИ^,,,,

засорения п^забойнТх" оТГгнеГтТлГн!^ ^-ращения

жания высокой и постоянной ихппиыиг™

СКВаЖИН и п

°ДДер-

строительства очистных сооружений

™

; необ

*°Димостьк>

В последнее время очистка rnn„u

ществляется в основное ^ pSeZfnf

ВЫХ

Т0ЧНЫх

вод осу-

стях, работающих под давлениеГ

рГ

™

Па РВС и

™ в емко-

назначенные для очистки Si им^

ВуарЫ И емкости

> пред.

устройство и работают в тюке^^**™

вн

УЧ>е£4

Резервуары-отстойники предназначат '

дом динамического отстаивания однотП

для

ЧИС

™

мето-

ским свойствам нефтепромысловыеSE™

° *»™«°-™мте-

дых механических примесей на п*£? ?

Д от не

ти

и твер-

нефти, газа и воды. Эти резеовуапкЛТ

ЗХ Сбора и

подготовки

суток непрерывно в Дина'ГическоГрежимГ™^

101051 в тече

*ие

менном непрерывном наливе воды l^Z^

При одаов

Ре-

резервуара-отстойника. '

отстаива

нии и сливе ее из

Производительность пезептляп™ ™

ведена ниже. Р

езе

Уаров-отстоиников типа РВС при-

Резервуар-отстойник р

вс 200Q

Пропускная способность, мз/

сут

3000-4000 sOMfiTn o^"'

000

йиоО-6000 8000—10000

ОПИСАНИЕ КОНСТРУКЦИИ И ПРИНЦИПА ДЕЙСТВИЯ

РЕЗЕРВУАРОВ-ОТСТОЙНИКОВ

Конструкция резервуара-отстойника с гидрофобным фильт-

ром схематично представлена на рис. 66.

Сточная вода, подлежащая очистке, подается по трубопро-

воду в распределитель с отверстиями для равномерного распре-

деления воды в слое нефти. Прошедшая через слой нефти вода

поступает в перфорированные -трубы, уложенные по периферии

нижней части резервуара, и через гидрозатвор отводится в бу-

ферную емкость, откуда очищенная вода перекачивается на кус-

товую насосную станцию.

Гидрозатвор состоит из восходящей и нисходящей вертикаль-

ных труб, сообщающихся между собой в верхней части, и слу-

жит для автоматического поддержания заданного уровня раз-

дела «нефть — вода». Отработанная нефть из нижней части кон-

тактного слоя, где накапливаются взвешенные твердые частицы,

поступает в устройство для отвода уловленной нефти и отводит-

ся по трубе в резервуар.

Отстойник с гидрофобным фильтром оборудуется поплавко-

выми устройствами для контроля за уровнем раздела «нефть—

вода».

Ю*

Рис. 66. Принципиальная схема резервуара-отстойника с гидрофобным фильт-

ром для очистки пластовых вод:

/ — трубопровод загрязненной воды; 2 — узел отбора уловленной нефти; 3, 4 — устрой-

ство ввода воды; 5 — устройство для регулирования уровня жидкости в резервуаре;

6 — водоотводная труба; 7 — датчик межфазного уровня; 8 — слой эмульгированной неф-

ти; ft

— высота сифона; й

— высота слоя нефти; h — высота слоя воды

. Схема очистки воды с применением резервуаров-отстойников

показана на рис. 67.

Пластовая вода из резервуаров предварительного обезвожи-

вания нефти 2 поступает в резервуар-отстойник 7, где очищает-

ся от нефти и механических примесей, после чего насосом 5 от-

качивается на кустовую насосную станцию. Уловленная в ре-

зервуаре 7 нефть возвращается при помощи насоса обратно на

подготовку.

Очистку газонасыщенных промысловых сточных вод, а также

пластовых вод, содержащих сероводород, производят в гермети-

зированных аппаратах-отстойниках.

Установка УБО-3000 предназначена для подготовки нефте-

промысловых сточных вод при заводнении нефтяных месторож-

дений. Она состоит из трех блоков: напорного полочного отстой-

ника и двух жидкостных гидрофобных фильтров с коалесцирую-

щей насадкой. Напорный полочный отстойник представляет со-

бой горизонтальную емкость объемом 120 м

, разделенную на

Рис. 67. Технологическая схема

очистки пластовых вод с применени-

ем резервуаров-отстойников:

;_ обводненная нефть с промысла; 2 —

резервуар для предварительного обез-

воживания нефти; 3 — резервуар частич-

но обезвоженной нефти; 4 — отстойник

для обезвоживания нефти; 5 — насос для

откачки воды на КНС; 6 — буферный ре-

зервуар очищенной воды; 7 — резервуар-

отстойник для очистки воды; 8 — ем-

кость уловленной нефти; 9 — насос от-

качки уловленной нефти

148

Рис. 68. Конструктивная схема мультигидроцик-

лона НУР-350'0:

/ — задвижка; 2 — дренажная трубка; 3 — трубопровод

дренажа крупных частиц; 4 — воздушник; 5 — распре-

делительная камера; 6 — гйдроциклоны; 7— камера сли-

ва очищенной воды; в —сливная камера; 9 — трубка

отвода газоводяной смеси; 10 — камера сбора газоводя-

ной смеси; // — штуцер отвода газоводяной смеси;

12 — штуцер отвода очищенной воды; 13 — штуцер вво-

да загрязненной воды; 14 — шламосборник; 15 — смот-

ровой люк; 16 — отвод шлама

четыре отсека: распределительное уст-

ройство; первичный полочный отстойник,

коалесцирующий фильтр и вторичный

полочный отстойник. Емкость снабжена

специальными устройствами для сбора

нефти. Блок жидкостного гидрофобного

фильтра представляет собой вертикальную конусообразную ем-

кость объемом 30 м

, в которой встроены, коалесцирующая на-

садка, система распределения, отвода воды и нефти.

Сточная вода поступает в напорный полочный отстойник, где

происходит предварительная очистка воды от основной массы

нефтепродуктов и твердых взвешенных частиц. Сточная вода из

полочного отстойника подается для доочистки на гидрофобный

фильтр, в котором глобулы эмульгированной нефти укрупняют-

ся при прохождении через коалесцирующую насадку и задержи-

ваются в слое нефти. Очищенная вода подается на кустовую на-

сосную, станцию. Уловленная нефть и шлам периодически отво-

дятся из блоков. Техническая характеристика УБО-3000 приведе-

на ниже.

Пропускная способность, м

/сут , 3000

Содержание в воде, поступающей на очистку, мг/л:

нефтепродуктов До 10 000

механических примесей До 200

Содержание в очищенной воде, не более, мг/л:

нефтепродуктов 30

механических примесей 20

Мультигидроциклон НУР-3500 предназначен для очистки

нефтепромысловых сточных вод от нефти и твердых механиче-

ских примесей. Аппарат (рис. 68) состоит из кольцевой распре-

делительной камеры, 15 гидроциклонов, шламосборника, а так-

же штуцеров ввода и вывода очищаемой воды, нефтегазоводя-

ной смеси и шлама.

Вода поступает в распределительную камеру, где одновре-

менно с распределением потока жидкости по 15 гидроциклонам

происходит отделение крупных частиц механических примесей,

которые периодически сбрасывают в шламосборник. Затем вода

поступает в гидроциклоны. Механические примеси, отброшенные

центробежной силой к периферии вращающегося потока, через

нижнее отверстие гидроциклона удаляются в шламосборник. Во-

да, вращаясь, поступает в сливную камеру гидроциклона, где

нефть и газ концентрируются у оси вращения воды и отводятся

через сливные трубки в коллектор. Очищенная вода поступает в

буферную емкость для откачки в систему заводнения нефтяных

пластов. Водогазонефтяная смесь поступает в емкость приема

и откачки уловленной нефти. Уловленную нефть по мере накоп-

ления откачивают на установку подготовки нефти.

Механические примеси из шламосборника периодически сбра-

сывают в илонакопитель. Техническая характеристика НУР-350О

приведена ниже.

Температура поступающей на очистку воды, °С , . . . 10—70

Содержание нефтепродуктов в воде, мг/л:

поступающей на очистку До 3000

очищенной . . . До 100

Содержание механических примесей в воде, мг/л:

поступающей на очистку ,

До! 150

очищенной \ До 15

Пропускная способность, м

/сут ', 2500—3500

Рабочее давление, МПа ..,..,.,.,, До 6

БОРЬБА С ПОТЕРЯМИ НЕФТИ

Основные потери нефти и нефтепродуктов в нефтяной про-

мышленности складываются из потерь от испарения в резервуа-

рах, потерь от уноса газом капельной нефти из сепараторов,

потери нефти при закачке сточных промысловых вод в пласты

и потери от утечек.

Большинство нефтей, добываемых на промыслах СССР, от-

носятся к легким, содержащим большие количества легких низ-

кокипящих фракций и растворенного газа. При сборе, транспор-

тировании и хранении этих нефтей в промысловых условиях

растворенные в них газы часто полностью теряются; кроме того,

значительны потери легких нефтяных фракций, так как при ис-

парении таких компонентов, как метан, этан и частично пропан,

из нефти улетучиваются и более тяжелые углеводороды (бута-

ны, пентаны и высшие). Необходимо отметить, что чем продол-

жительнее периоды транспортирования и хранения нефти и чем

чаще она контактирует с атмосферой, тем больше потери угле-

водородов.

Этих потерь можно избежать при полной герметизации пути

движения нефти от скважин до нефтеперерабатывающих заво-

дов. Как правило, легкие фракции нефти теряются в промысло-

вых мерниках, резервуарах с неисправными крышами или от-

крытыми люками. Существующие резервуары рассчитаны на пе-

репад в 2000 Па и оборудуются дыхательными клапанами. При

наличии дыхательных клапанов на резервуарах потери будут

лишь при заполнении нефтью, которая вытеснит объем газовоз-

150

а душной смеси над ней, при так называемых больших дыханиях

А резервуаров.

I Потери нефти из резервуара прямо пропорциональны упруго-

сти паров нефти, находящейся в резервуаре, и обратно пропор-

циональны техническому уровню герметизации самих резервуа-

ров. Следовательно, чем больше число перевалок нефти по пути

ее движения (чем больше операций по наливу), тем больше бу-

дут потери от испарения. Поэтому для снижения потерь легких

фракций необходимо так организовать движение нефти, чтобы

число перевалок ее в «атмосферных» резервуарах было мини-

мальным при максимальной их герметизации.

Данные исследований показывают, что более половины (по

массе) теряемых углеводородов составляют этан и пропан-бута-

новые фракции, являющиеся исходным сырьем для производст-

ва синтетического каучука, спиртов, эфиров, уксусной кислоты,

полипропилена, полиэтилена, синтетических волокон и множест-

ва других продуктов.

Исследования состава потерь от испарения нефти показали,

что эти потери на пути от промысла до нефтеперерабатывающе-

го завода существенно уменьшают ресурсы нефтехимического

сырья.

Ликвидация потерь нефти и газа в герметизированных одно-

трубных системах сбора обеспечивается применением только

герметичного оборудования по всей технологической цепочке

этой системы и жесткой технологической связью системы сбора

с установками по подготовке нефти и газа (подача продукции

'/ скважин непосредственно на установку подготовки нефти без

использования сырьевых резервуаров).

В связи с внедрением герметизированных однотрубных си-

стем сбора нефти и газа обычно общее давление в системе воз-

растает и соответственно увеличивается и давление на устье

нефтяных скважин. Поэтому особое внимание должно быть уде-

лено герметичности сальников полированных штоков на сква-

жинах, оборудованных штанговыми насосами. С целью сокра-

щения потерь в сальниках в настоящее время разработаны раз-

личные сальниковые уплотнения с применением новых материа-

лов, которые надежно, без пропусков работают при давлениях

до 4 МПа.

На фонтанных скважинах и скважинах, оборудованных по-

гружными электроцентробежными насосами, широко использу-

ются при добыче парафинистых нефтей футерованные насосно-

компрессорные трубы, применение которых практически исклю-

чает операции по спуску и подъему скребков и соответственно

пропуски нефти и газа через сальники лубрикаторов.

1 Потери нефти из-за несовершенства сепарационного оборудо-

I вания в основном связаны с тем, что в сепараторах не всегда

1 удается снизить унос газа вместе с нефтью до минимума, в pe-

ll зультате чего часть газа вместе с нефтью может поступать в

1 резервуары. При выделении газа из нефти в резервуарах обычно

вместе с газом уносятся и более тяжелые углеводороды, что

увеличивает потери нефти. Усовершенствование сепараторов с

целью сведения к минимуму уноса газа вместе с нефтью обычно

проводится путем улучшения внутренних устройств, способст-

вующих наиболее полному выделению газа из нефти, а также

за счет выбора соответствующего объема сепаратора, чтобы вре-

мя пребывания нефти в нем было достаточным для отделения

максимального количества газа.

Наиболее серьезный источник потерь нефти — использование

резервуаров в качестве отстойников для отделения воды и хра-

нения нефти. Потери нефти при этом возрастают прямо пропор-

ционально температуре подогреваемой нефтяной эмульсии.

С целью ликвидации потерь нефти при ее подготовке во всех

современных установках применяется герметичное оборудование

с отбором газа после нагрева нефти в печах или подогревате-

лях-деэмульсаторах и горячей сепарацией под вакуумом с пос-

ледующим охлаждением нефти перед поступлением в товарные

резервуары. >

При сепарации под вакуумом давление паров нефти стано-

вится ниже атмосферного и потери нефти в резервуаре, рабо-

тающем под атмосферным давлением, будут сведены к миниму-

му. Поэтому внедрение горячей сепарации нефти под вакуумом

перед ее поступлением в товарные резервуары — одно из дейст-

венных мероприятий по сокращению потерь на нефтяных место-

рождениях.

При хранении нефти в резервуарах товарных парков возмож-

ны потери наиболее ценных фракций нефти от больших и малых

дыханий резервуаров.

Большими дыханиями резервуаров называют процес-

сы вытеснения паров нефти при заполнении резервуара и впуска

воздуха при его опорожнении.

Малые дыхания в резервуарах возникают в результате

изменения суточной температуры и барометрического давления

наружного воздуха. Днем при нагревании резервуара давление

паров нефти в нем может превысить расчетное давление дыха-

тельных клапанов и часть паров нефти через дыхательный кла-

пан выйдет в атмосферу. В ночное же время, когда температура

окружающего воздуха понизится, часть паров нефти в газовом

пространстве резервуара сконденсируется, давление упадет и

при достижении расчетного вакуума наружный воздух начнет

поступать в газовое пространство резервуара.

Уменьшение потерь от малых дыханий может быть достигну-

то сокращением суточных колебаний температуры в газовом

пространстве резервуара в результате применения предохрани-

тельной окраски резервуаров в светлые тона и использованием

железобетонных резервуаров.

Наиболее экономичной считается окраска резервуара в бе-

лый цвет. Белизна краски зависит от вида красителя. Наилуч-

шим красителем считается двуокись титана.

1СП

В процессе больших дыханий объем, дыхания приблизительно

равен объему закачанной в резервуар нефти. Такой же объем га-

за и паров через дыхательный клапан вытесняется в атмосферу,

в результате чего происходят потери нефти. К средствам сниже-

ния потерь нефти в резервуарах от больших дыханий относится

применение газоуравнительной обвязки: газовые пространства

резервуаров соединяют между собой системой трубопроводов.

Работа резервуаров с такой обвязкой весьма эффективна, когда

заполнение одних и откачка из других резервуаров проводятся

одновременно. Однако в работе резе'рвуарных парков трудно

добиться одновременного заполнения одних резервуаров и опо-

рожнения других. В этих случаях в газоуравнительную систе-

му подключают резервуары-компенсаторы или резервуары с

подъемными (плавающими) крышами.

Для уменьшения испарения нефти в резервуарах за рубежом

особенно широкое распространение получили экраны из пласт-

массовых полых шариков и пластмассовых пленок. Применение

экрана из пластмассовых шариков позволяет уменьшить испаре-

ние нефти в 5—6 раз.

Наиболее эффективным методом борьбы с потерями нефти

от больших дыханий является отказ от использования резервуа-

ров для приемо-сдаточных операций и переход к системам без-

резервуарной откачки нефти в нефтепровод. При этом резер-

вуары могут лишь подключаться к насосу в качестве буферных

емкостей, в которых уровень нефти колеблется в незначительных

пределах. Таким образом большие дыхания резервуара сводят-

ся к минимуму и соответственно снижаются потери нефти.

Большое значение в сокращении потерь нефти в резервуарах

имеет поддержание в исправном состоянии резервуарного обо-

рудования, внедрение непримерзающих дыхательных клапанов,

дисков-отражателей. В настоящее время ведутся работы по ис-

пытанию понтонов из синтетических материалов, которые дают

возможность резко сократить потери нефти при больших дыха-

ниях резервуаров.

Таким образом, на потери влияют следующие факторы.

1. Упругость паров нефти, зависящая в основном от содер-

жания в ней наиболее летучих компонентов (метан, этан, про-

пан, углекислый газ, сероводород) и тем самым определяющая

степень ее летучести.

2. Степень герметизации резервуарных парков (наличие пла-

вающих крыш, защитные покрытия на зеркале испарения, ды-

хательные клапаны и т. д.).

Необходимо постоянно наблюдать за техническим состояни-

ем и проводить своевременные ремонты резервуаров, особенно

при работе на нефтях с сероводородом, сильно корродирующим

стальные резервуары в газовой зоне. Совершенно недопустима

вентиляция резервуаров через открытые люки и другие отвер-

стия, необходима установка дыхательных клапанов, которые, ис-

ключая постоянное сообщение газового пространства резервуа-

1СО

pa с атмосферой, резко сокращают общие потери легких фрак-

ций при длительном хранении нефтей.

3. Емкость применяемых резервуаров, определяющая по-

верхность испарения нефтей в них и объемы газового простран-

ства. Установлено, что потери продуктов прямо пропорциональ-

ны свободному газовому пространству над поверхностью нефти.

4. Время, в течение которого нефти доставляются на пункты

их переработки (период хранения, число перевалок и т. д).

5. Схемы сбора нефти на промыслах и технический уровень

применяемого оборудования.

6. Температурные режимы по пути следования нефти до

НПЗ. Изменение температуры нефти в пунктах обезвоживания

и обессоливания непосредственно сказывается на потерях за счет

изменения упругости паров нефти в резервуарах при малых и

больших дыханиях.

7. Климатические условия районов на пути движения нефти.

Кроме того, на потери нефти от испарения существенно влия-

ет состояние жидкости в момент испарения. В практике разли-

чают испарения: а) статическое — потери легких углеводородов

под воздействием указанных факторов из неподвижной жидко-

сти; б) динамическое — потери легких углеводородов при дви-

жущемся зеркале газонефтяного контакта.

Наиболее эффективным мероприятием по ликвидации потерь

легких фракций нефти от испарения является абсолютная гер-

метизация пути движения нефти по трубопроводу, минуя трап-

ные установки, сборные пункты и товарные парки.

Если известны основные источники потерь в промысловом

хозяйстве (негерметизированные мерники, технически неисправ-

ные атмосферные резервуары), борьба с ними сводится к умень-

шению мест, в которых происходят эти потери (сокращение чис-

ла резервуарных парков, ликвидация мерников), а также к

технической'реконструкции промысловых сооружений, т. е.

герметизации, заключающейся: а) в применении резервуаров

повышенного давления с плавающими крышами, устраняющи-

ми воздух из газового пространства резервуара; б) в оснаще-

нии резервуаров герметизированными крышами с дыхательны-

ми клапанами; в) в применении специального оборудования

для улавливания продуктов испарения с извлечением тяжелых

фракций из них; г) в покрытии поверхности нефти в резервуа-

рах изолирующими от атмосферы слоями жидкости, пены, пла-

вающих шариков.

За последние годы в нефтяной промышленности выполнены

крупномасштабные работы, направленные на снижение потерь

нефти. Это позволило практически исключить источники потерь

на участке скважина — промысловый резервуарный парк. Наи-

более сложно ликвидировать основной источник потерь неф-

ти— испарение из резервуаров.

Для решения данной проблемы разработана и в промышлен-

ных условиях апробирована технология улавливания легких

154

Газ

Рис. 69. Технологическая схема процесса улавливания легких фракций неф-

ти из резервуаров:

/—сепаратор I ступени; 2 — концевая ступень сепарации; 3 — газоотделитель' 4 —

резервуар; 5 — газоуравнительная линия; 6 — конденсатосборник; 7 — газодувка (ком-

прессор); 8 — холодильник; 9 — сепаратор; 10 — насос откачки ШФЛУ (широкий фрак-

ции легких углеводородов); // —насосы откачки нефти

фракций из резервуаров, предусматривающая отбор избыточно-

го количества легких фракций из газового пространства ре-

зервуаров газодувками (компрессорами), отделение конденсата,

подачу газа в напорный газопровод.

Нефть после концевой ступени сепарации 2 (рис. 69) посту-

пает в резервуары 4. Для обеспечения отбора свободного газа,

выделяющегося в приемных нефтепроводах, перед резервуарами

устанавливаются газоотделители 3. Резервуары оборудуются

газоуравнительной обвязкой, при помощи которой легкие фрак-

ции перераспределяются между ними, а излишек поступает на

прием газодувки (компрессора) и далее в напорный газопро-

вод. Подготовка газа к транспортированию осуществляется

применительно к конкретным условиям объекта (сепарация,

смещение с газом, имеющим в своем составе меньшее количе-

ство тяжелых углеводородов, охлаждение, осушка, подача в

нефтяную зону газонефтяных сепараторов и т. д.).

Для предотвращения образования вакуума и исключения по-

падания воздуха на резервуарах установлены сигнализаторы

давления, подающие электрический сигнал на отключение комп-

рессора при достижении минимально допустимого давления.

Дублирующий сигнал на отключение компрессора поступает

от сигнализатора давления, установленного на конденсатосбор-

нике. Для этой же цели устанавливаются сигнализаторы давле-

ния, подающие сигналы на открытие клапанов подпитки и ре-

циркуляции газа.

Согласование подачи компрессоров с расходом газа из ре-

зервуаров осуществляется при помощи системы регулирования

давления в конденсатосборнике, газопроводах и резервуарах,

включающей сигнализаторы давления, регулирующие клапаны,

газопроводы и запорную арматуру.

Потери от утечек относятся к категории чисто количествен-

ных потерь. Утечки происходят через неплотности соединений

трубопроводов, резервуаров, задвижек, сальников насосов и

т. д., при коррозионных разрушениях трубопроводов и резервуа-

ров, при переливах резервуаров и других емкостей.

Предотвращение потерь от утечек зависит от своевременного

проведения профилактических ремонтов и специальных органи-

зационно-технических мероприятий, разрабатываемых в каждом

отдельном случае.

ПОТЕРИ ПРИ ЗАКАЧКЕ ПРОМЫСЛОВЫХ СТОЧНЫХ ВОД

Борьбу с потерями нефти необходимо вести на уста-

новках подготовки сточных вод. В открытых схемах подготовки

сточных вод часть нефти вместе с водой сбрасывают из емко-

стей предварительного сброса воды и отстойников в открытые

ловушки нефти, пруды-отстойники и пруды-испарители, которые

имеют большие поверхности, поэтому часть нефти теряется в

результате испарения и окисления.

Применение закрытых схем очистки сточных вод позволяет

решить вопросы сбора и возврата ловушечной нефти для повтор-

ной подготовки.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. Расскажите об устройстве УДО-3, правилах пуска, обслу-

живания и остановки.

2. Расскажите об аппарате подготовки нефти и воды

АСП-6300.

3. Из чего комплектуется блочный комплекс по обезвожива-

нию и обессоливанию нефти? Состав комплекса. Его технологи-

ческая схема.

4. Расскажите о правилах пуска, обслуживания и остановки

блоков обезвоживания и обессоливания нефти УКПН.

5. Перечислите правила пуска, обслуживания' и остановки

блока стабилизации УКПН.

6. Какие сооружения по очистке пластовых вод вы знаете?

Расскажите о конструкции и принципе действия резервуаров-от-

стойников, блочных аппаратов типа УБО и мультигидроцикло-

нов.

7. В чем заключаются причины и основные источники по-

терь нефти при ее сборе, подготовке, хранении и транспортиро-

вании по трубопроводам?

8. Какие бывают устройства для сокращения потерь нефти

из резервуаров?

Глава 6. КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ

ПРИБОРЫ И АВТОМАТИЗАЦИЯ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ

Технические средства, предназначенные для измерения тех

или иных величин, называются приборами автоматического

контроля или контрольно-измерительными приборами.

Их можно классифицировать, в зависимости от измеряемого

технологического параметра, на приборы для измерения давле-

ния, количества или расхода, температуры, уровня жидкости,

состава газов, концентрации, плотности, вязкости т. д.

Контрольно-измерительные приборы подразделяются на об-

разцовые и рабочие.

Образцовыми называются измерительные приборы,

предназначенные для воспроизведения и хранения единиц из-

мерения, а также для проверки и градуировки рабочих прибо-

ров. Образцовые приборы имеют высокий класс точности, на-

пример 0,005; 0,02; 0,05; 0,1. Образцовые приборы не исполь-

зуются для непрерывного контроля за технологическими вели-

чинами.

Рабочими называются приборы, предназначенные для

практических измерений в лабораторных или производственных

условиях. Они делятся на лабораторные и технические.

Лабораторными называются приборы, используемые для

измерения различных величин в лабораторных условиях с вы-

сокой точностью. Класс точности лабораторных приборов 0,05,

0,1,0,2.

Техническими называются приборы, предназначенные

для практических измерений технологических величин в произ-

водственных условиях. Результат измерения, полученный техни-

ческими контрольно-измерительными приборами, принимается

как достоверный без внесения каких-либо поправок на погреш-

ность измерения. Точность измерения техническими приборами

обычно ниже, чем лабораторными. Класс точности большинст-

ва технических приборов 0,2, 0,5, 1, 1,5.

По характеру индикации результатов измерения технические

контрольно-измерительные приборы подразделяются на пока-

зывающие и самопишущие, а приборы расхода и количества

еще и на интегрирующие.

Показывающими называются такие приборы, в которых

результат измерения оценивается по положению указателя

(стрелки) на шкале. Это наиболее многочисленная группа конт-

рольно-измерительных приборов. Достоинством показывающих

приборов является их относительно простая конструкция и от-

носительно высокая точность измерения. Вместе с тем недоста-

ток этих приборов заключается в том, что они указывают значе-

ние измеряемого параметра (в соответствии с классом точно-.

сти) только в момент измерения, но не дают возможности су-

дить о его изменении во времени.

Самопишущими, или регистрирующими называются та-

кие приборы, которые снабжаются устройством для автомати-

ческой записи значений измеряемой величины. Результат изме-

рения обычно фиксируется в виде непрерывной линии на карто-

грамме прибора. При помощи самопишущих приборов можно

анализировать работу контролируемого объекта по записи на

картограмме за большие промежутки времени. Такие приборы

обычно имеют и показывающее устройство.

По конструкции самопишущие приборы сложнее, чем пока-

зывающие, зато они позволяют хранить информацию о резуль-

тате измерения в виде записей на картограммах.

Интегрирующими называются приборы, которые не

только измеряют, но и суммируют величину измеряемого пара-

метра во времени. Они снабжены суммирующими устройствами

(счетчиками). К интегрирующим приборам относятся счетчики

жидкостей, газов, электроэнергии и т. д.

Конструкции показывающих приборов, регистрирующих и ин-

тегрирующих устройств могут быть самыми различными. В

большинстве приборов показывающее устройство выполняется

в виде неподвижной шкалы и подвижной указательной стрелки.

Форма шкалы прибора (рис. 70) зависит от формы кривой,

описываемой концом стрелки при ее перемещении. В приборах,

в которых стрелка имеет угловое перемещение, шкала выполня-

ется часто в виде дуги (рис. 70, б). При центральном располо-

жении оси стрелки шкала имеет кольцевую форму (рис. 70, в).

При линейном перемещении указательной стрелки шкала вы-

полняется прямолинейной (рис. 70, а) и может быть располо-

жена как горизонтально, так и вертикально. Кроме того, шка-

ла может выполняться плоской и профильной (рис. 70, д е).

В некоторых приборах показывающее устройство выполняется

в виде подвижной шкалы и неподвижного указателя. В таких

приборах измерительное устройство поворачивает легкий диск

или барабан (рис. 70, г), установленный горизонтально либо

вертикально. На наружной поверхности диска или барабана на-

несены деления шкалы. Отсчет показания (результат измерения)

производится по делению шкалы, совпавшему после остановки

диска или барабана с неподвижным указателем (визиром).

Регистрирующие устройства самопишущих приборов также

отличаются своим конструктивным исполнением. Результат из-

мерения в большинстве случаев наносится чернилами на диа-

граммную бумагу при помощи пера той или иной конструкции,

а также печатанием и копированием.

Наиболее распространена запись измеряемой величины чер-

нилами на дисковых диаграммах — картограммах (рис. 71, а)

в полярных координатах и на ленточных картограммах в пря-

моугольных координатах (рис. 71, б). Картограммы приборов

для измерения давления, расхода и уровня размечаются обыч-

158

Рис. 70. Шкалы измерительных при-

боров:

а — прямолинейная; б — дуговая; в — кру-

говая равномерная; г — профильная; д —

барабанная; е — круговая неравномерная

Рис. 71. Регистрирующие устройства

измерительных приборов:

а — с записью в полярных координатах

на дисковой диаграмме; б —с записью в

прямоугольных координатах на ленточ-

ной диаграмме

.,!,..:,

о го

li'l

,,|,.,|

60 80

/У

< ~

_|—1—г"

£о

•^

: ±

~\_

- Т

J—1 1 1 1 1

1=3

с-Э-

о "

о=|-

но в процентах (от 0 до 100 %). Такая разметка позволяет при-

менять одни и те же картограммы для различных пределов из-

мерения. Картограммы приборов для измерения температуры

градуируются в градусах.

ПРИБОРЫ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ, ТЕМПЕРАТУ-

РЫ, РАСХОДА, УРОВНЯ

В большинстве случаев давление является одним из основных

параметров. Давлением определяется состояние многих ве-

ществ, например газов и паров. Технологическая аппаратура

проектируется, исходя из допустимого максимального давле-

ния. Поэтому в ходе управления производственными процесса-

159

ми необходим непрерывный контроль за давлением в техно-

логических аппаратах.

Давлением называется величина, измеряемая отношени-

ем силы, действующей на поверхность, к площади этой поверх-

ности. Сила давления, как и всякая другая сила, есть резуль-

тат взаимодействия тел. Силы давления могут быть распре-

делены по площади как равномерно, так и неравномерно. При

их равномерном распределении давление на всех участках по-

верхности одинаково. В этом случае давление определяется по

формуле

P = F1S,

где р — давление; F — сила; S — площадь.

Размерность единицы давления зависит от выбранной систе-

мы. В СИ за единицу давления принят паскаль (Па) —давле-

ние, вызываемое силой один ньютон (1 Н), равномерно распре-

деленной по поверхности площадью 1 м

( 1 Па = 1 Н/м

). Эта

единица очень мала, поэтому в технологических измерениях для

выражения больших значений давления применяют килопаскали

(кПа) или мегапаскали (МПа).

При измерении давления различают абсолютное, избыточ-

ное и атмосферное (барометрическое) давление, а также ва-

куум.

Абсолютным (полным) называется давление, отсчитывае-

мое от абсолютного нуля, т. е. истинное давление. Оно может

быть как выше, так и ниже атмосферного. Если абсолютное

давление ниже атмосферного, его называют остаточным.

Избыточным (манометрическим) называют давление, от-

считываемое от условного нуля, за который принимают атмо-

сферное давление. Разность между атмосферным и остаточным

давлением называют в акуум ом (разрежением).

В технике в основном измеряют избыточное давление, так

как большинство приборов по своей конструкции может пока-

зывать (или записывать) только избыточное давление ( если они

не-изолированы от атмосферы). Абсолютным давлением поль-

зуются главным образом в физике при изучении термодинами-

ческого состояния различных веществ (температуры кипения,

давления паров и других параметров).

Приборы для измерения давления называются маномет-

рами.

Большой диапазон измеряемых давлений, а также специфи-

ческие условия измерения их в различных технологических про-

цессах определяют разнообразие систем манометров, отличаю-

щихся как ло принципу действия, так и по устройству. В зави-

симости от вида и величины измеряемого давления маномет-

ры условно подразделяют на:

барометры — приборы для измерения барометрического

давления атмосферного воздуха;

160

манометры избыточного давления — приборы для изме-

рения избыточного давления (выше барометрического), равно-

го разности между абсолютным и барометрическим (атмосфер-

ным) ;

вакуумметры — приборы для измерения давления раз-

режения (ниже атмосферного), равного разности между баро-

метрическим и абсолютным давлением, или для измерения аб-

солютного давления ниже 10 МПа;

м а нова куум метры — приборы для измерения избыточно-

го и вакуумметрического давлений;

дифференциальные манометры — приборы для

измерения разности двух давлений (до 0,63 МПа), ни одно из

которых не является давлением окружающей среды.

По принципу действия приборы для измерения давления под-

разделяются на:

жидкостные манометры — приборы, в которых из-

меряемое давление уравновешивается давлением столба жидко-

сти соответствующей высоты; значение измеряемого давления

в таких приборах определяется по высоте столба уравновеши-

вающей жидкости;

деформационные манометры — приборы, в кото-

рых измеряемое давление определяется по деформации раз-

личных упругих чувствительных элементов или по развиваемой

ими силе;

грузопоршневыё манометры — приборы, в кото-

рых измеряемое или воспроизводимое давление уравновешива-

ется давлением, создаваемым массой поршня и грузов;

электрические манометры — приборы, действие

которых основано на зависимости электрических параметров

(сопротивление, емкость и т. д.) манометрического преобразо-

вателя от измеряемого давления.

ЖИДКОСТНЫЕ МАНОМЕТРЫ

Жидкостные манометры являются самыми простыми и точ-

ными приборами для измерения давления. Они выполняются

из стекла. Верхний предел измеряемого давления составляет

около 200 кПа. Эта величина определяется прочностью стеклян-

ных трубок, герметичностью соединений стекла с металлом илш

резиной (соединительными трубками), а также удобством ви-

зуального отсчета показаний.

На рис. 72 показаны разновидности жидкостных маномет-

ров. Один конец трубки соединен с аппаратом, в котором из-

меряется давление (р

). Второй конец трубки сообщается с ат-

мосферой. Под действием измеряемого давления жидкость •

трубке перемещается из одного колена в другое. Когда измеря-

емое давление уравновесится гидростатическим давлением стол-

ба жидкости, переток жидкости прекратится. Диаметр трубки

на результат измерения не влияет.

11—1113

161