Очистка газа от газообразных примесей

Осушка газа.Полностью освободить газ от влаги при по­мощи сепараторов нельзя, так как весь водяной пар, содержа­щийся в газе, проходит через сепаратор, не задерживаясь в нем. В результате содержание влаги после сепараторов может оказать­ся достаточным для образования в трубопроводе гидратов и даже обычного льда. Поэтому газ подвергают специальной осушке или путем конденсации водяных паров (содержащихся в газе), или путем поглощения их специальными поглотителями.

Конденсацияосуществляется путем охлаждения газа или комбинации охлаждения со сжатием. Газ охлаждается на холо­дильных установках, снижающих температуру до = -30 °С.

При осушке газа поглотителямиприменяют твердые и жидкие вещества, называемые сорбентами. Из твердых поглоти­телей наиболее распространены активная окись алюминия, акти­вированный уральский боксит, хлористый кальций в твердом ви­де и цеолиты. В качестве жидкого поглотителя применяют диэтиленгликоль.

Очистка газа от сероводорода и углекислоты

От сероводорода газ очищают, пропуская его через различ­ные поглотители, которые делятся на «сухие» (твердые) и «мок­рые» (жидкие). Некоторые из них просто поглощают сероводо­род, а другие вступают с ними в химические соединения, выпа­дающие из газа.

Сухие способы позволяют очистить газ от сероводорода практически полностью, но из-за периодичности циклов очистки и низких скоростей газа они требуют громоздкой дорогостоящей аппаратуры, что повышает себестоимость очистки газа.

После очистки газа мокрыми способами в нем остается от 1 до 20 % сероводорода, но вследствие непрерывности про­цесса и высоких скоростей газа такие очистные установки по­лучаются компактными и более дешевыми.

При сухих способах очистки применяют болотную руду (гидрат окиси железа), гашеную известь, активированный уголь. Болотная руда и известь очищают газ, вступая с сероводородом в химические соединения. Активированный уголь очищает газ пу­тем адсорбции сероводорода.

При мокрых способах очистки применяют раствор кальци­нированной соды (концентрацией 1...3 %) или поташа (концен­трацией 15...20 %) и другие реагенты.

Очистка газа от углекислоты проводится водой под давле­нием, которая абсорбирует углекислоту. Процесс абсорбции осуществляется в колоннах (скрубберах), заполненных керами­ческими кольцами, при давлении 1,5...2 МПа и температуре 20...30 °С. При выходе из скрубберов газ проходит сепаратор для отделения воды.

Одоризация газа

Природный газ, очищенный от сероводорода, не имеет ни запаха, ни цвета, поэтому обнаружить утечку его довольно труд­но. Чтобы обеспечить безопасность транспорта и использования газа, его одорируют, т.е. придают ему неприятный запах. Для этой цели в газ вводят специальные компоненты — одоранты. Реагенты, используемые для одоризации горючих газов, должны обладать следующими свойствами:

— сильным резким, характерным неприятным запахом;

— физиологической безвредностью;

— не должны агрессивно действовать на металлы газовых сетей;

— возможно меньшей растворимостью в воде и других ве­ществах, способных конденсироваться в газопроводе;

— не должны слишком сильно поглощаться почвой, а в помещениях не должны создавать стойкий, медленно исчезающий запах;

— продукты сгорания одоранта не должны заметно ухудшать санитарно-гигиенические условия в кухнях и других поме­щениях, где газ сжигается открытым пламенем;

— не должны быть слишком дорогими.

Изложенным требованиям удовлетворяют следующие ве­щества: этилмеркаптан, сульфан, метилмеркаптан, пропилмер-каптан, колодорант, каптан, пенталарм. Все эти вещества в обыч­ных условиях являются жидкими. Наибольшее распространение получил этилмеркаптан (C2HsSH). Средняя норма этилмеркаптана = 16 г на 1000 м³ газа для получения необходимого резкого запа­ха. Одорант в газ вводят на одоризационных установках двух ви­дов: прямого действия и параллельно включенных. В первом случае одорант подается в газопровод непосредственно, а во вто­ром случае он вводится в параллельную ветвь газопровода, по которой течет часть газового потока. По способу действия одоризаторы разделяются на капельные, фитильные и барботажные.

Капельныйодоризатор подает жидкий одорант каплями или тонкой струей в газопровод, где он и испаряется, смешиваясь с газом.

Фитильныйодоризатор снабжен фитилями из фланели, частично погруженными в жидкий одорант. Поднимаясь по фи­тилю, одорант испаряется с наружной его части и в виде паров смешивается в одоризаторе с газом.

В барботажныходоризаторах газ проходит сквозь слой жидкого одоранта, что ведет к испарению последнего и к насы­щению газа его парами. В одоризаторах всех трех типов преду­сматривается автоматическое регулирование подачи одоранта в газ в целях точной дозировки смеси.

Промысловые резервуары

Для сбора и хранения нефти в нефтедобывающей промыш­ленности применяются резервуары. Они используются для хранения как «сырой» нефти, т. е. обводненной нефти, поступающей с промыслов, так и нефти подготовленной, т. е. обезво­женной и обессоленной, так называемой товарной нефти. Резер­вуары бывают стальные и железобетонные.

Резервуар состоит из плоского днища, цилиндрического корпуса и покрытия (крыши).

Днище р е з е р в у а р а монтируется на специальных фун­даментах, состоящих из трех слоев: грунтовой подсып­ки, песчаной подушки и гидрофобного слоя, предотвра­щающего поступление вод к днищу резервуара и затрудняю­щего воздухообмен под днищем. Гидрофобный слой состоит из песка или песчаного грунта, пропитанного битумом, гудроном или вязкой нефтью. Основное назначение гидрофобного слоя – предотвращение коррозионного разрушения днищ резервуаров. Толщина гидрофобного слоя составляет 8-10 см, песчаной подушки – 30 см. слой уплотняют катком или вибратором. Днище укладывают на основание или горизонтально (для резервуаров вместимостью до 1000 м³), либо с уклоном 1:100 от центра к стенке. Минимальная толщина листов центральной части 4 мм. Для резервуаров вместимостью от 5 до 20 тыс.м³ толщина днища составляет 5 мм, а для резервуаров 20 тыс.м³ и более – 6 мм.

Окрайки днищ резервуаров вместимостью до 5000 м³ свора­чивают на машиностроительном заводе в один рулон вместе с центральной стойкой. Толщина окрайки днища 4 мм (для ре­зервуаров вместимостью 1000 м³) либо на 2—3 мм больше тол­щины листов центральной части (для резервуаров вместимостью 5000 м³). Для резервуаров вместимостью более 5000 м³ окрайки изготовляют сегментными из отдельных -заготовок толщиной не менее 8 мм.

Толщину днища определяют, руководствуясь предполагаемой скоростью коррозии и прочностью конструкции узла сопряжения днища с корпусом.

Толщина днища малых резервуаров 4—5 мм, а для резер­вуаров диаметром более 15 м листы днища имеют толщину 6—8 мм и более (0,8—1 от толщины листов нижнего пояса). Листы днища сваривают встык и внахлестку со сплошным про­варом. К герметичности сварных соединений днища предъявля­ются особые требования, поскольку в процессе эксплуатации они недоступны осмотру.

Покрытие резервуара служит для восприятия избыточного внутреннего давления и вакуума в резервуаре, возни­кающих при его эксплуатации, а также для предотвращения по­падания атмосферных осадков (дождя и снега) внутрь резер­вуара. Конструктивно покрытие, рассчитанное на 2 кПа, прива­ривают к кольцевому угольнику сплошным наружным и преры­вистым внутренним швом, а к несущим элементам покрытия (стропилам) — прихватками. При давлении 0,2 кПа покрытие приваривают только наружным сплошным швом.

Конструкция стационарной крыши и крепление ее к верхнему поясу по расчету должны обеспечивать отрыв крыши без пов­реждения стенки в случае взрыва и газовом пространстве. Уклон стационарной крыши резервуара емкостью до 5000 м³ должен быть не менее 1 : 20 и не более 1 : 8. Покрытие опирается, как правило, на стенки корпуса, а в резервуарах большой вмести­мости — на дополнительную стойку в центре резервуара.

Корпус резервуара сваривают из отдельных поясов. Расположение поясов бывает следующее: встык (при изготовле­нии резервуаров из рулонных заготовок, свариваемых под слоем флюса в заводских условиях), телескопическое (при сооружении резервуаров полистовым методом в отдельных районах, в ко­торые по транспортным условиям невозможно доставить крупно­габаритные рулонные заготовки), ступенчатое (применяется ред­ко в резервуарах специальной конструкции). Вертикальные швы корпуса, воспринимающие гидростатические нагрузки, должны быть особо прочными. Их выполняют встык и проваривают с обе­их сторон. Тонкие листы резервуаров малой вместимости свари­вают внахлестку, при этом наружные швы выполняют сплош­ными, внутренние — сплошными или прерывистыми. Величина нахлестки должна быть не менее 86 (б — толщина листа). Толщина листов корпуса резервуара изменяется от 4 до 14 мм в зависимости от типоразмера резервуаров.

Оборудование резервуаров

Оборудование резервуаров предназначено для обеспечения их правильной и безопасной эксплуатации и, в частности, для проведения операций по приему, хранению и отпуску нефтепро­дуктов, замеру уровня жидкости, отбору проб, зачистке и ре­монту резервуара, удалению подтоварной воды, поддержанию в резервуаре требуемого давления и вакуума, предотвращению аварий от ударов молнии, от накопления зарядов статического электричества. Кроме того, резервуары укомплектовывают спе­циальными устройствами для борьбы с пожарами. Для подъема на крышу резервуар оборудуется лестницей. На кры­ше резервуара расположены замерный люк, дыхательные и пре­дохранительные клапаны, огневые предохранители и световые люки.

Замерный люк предназначен для измерения уровня нефтепродукта и подтоварной воды в резервуаре, а так­же для отбора проб пробоотборником. Он состоит из крышки с рычажной педалью, корпуса, маховичка и нажимного откидного болта. Герметичность люка обеспечивается прокладкой. В це­лях повышения точности измерения уровня жидкости в конст­рукции люка предусмотрено направляющее устройство для спус­ка лота, закрепленного на металлической ленте рулетки. Чтобы исключить искрение при движении ленты, устройство изготовляют из цветного клапана.

Дыхательные клапаны устанавливают на резервуарах над огневыми предохранителями для поддержания в газовом пространстве расчетного давления над вакуумом. Они предназначены для сокращения потерь нефтепродуктов от испарения, что достигается ограничением выхода газов при закачивании и изменением температуры, давления и упругости паров нефтепродуктов в резервуаре в течение суток.

Дыхательные клапаны рассчитаны на рабочее давление до 2 кПа и вакуум 0,25 кПа.

Дыхательный клапан типа ДК состоит из корпуса, внутри которого находятся седла и тарелки, образующие два затвора: один для работы на давление (верхний), а другой для работы на вакуум (нижний). При работе клапана тарелки перемещает­ся по направляющим штокам.

При повышении давления внутри резервуара клапан поднимается и лишний газ выходит в атмосферу, а при понижении давления внутри резервуара открывается клапан и в резервуар поступает воздух. Клапаны могут быть отре­гулированы на определенное давление и поднимутся только в том случае, когда давление или разрежение внутри резервуара достигнет определенной величины. Над клапанами имеются съемные крышки, через которые вынимают клапаны для ос­мотра и ремонта.

В целях обеспечения работоспособности клапанов в зимнее время разработаны и широко применяются непримерзающие мембранные дыхательные клапаны типа НДКМ, обладающие высокой пропускной способностью. В них для разобщения пространства над и под тарелкой служат мембраны. Набор сменных дисков в конструкции клапана позволяет изменять пре­делы срабатывания при вакууме и избыточном давлении в ре­зервуаре. Малое гидравлическое сопротивление клапана и боль­шая высота подъема тарелки над седлом обусловили значитель­ное увеличение его пропускной способности.

Клапаны предохранительные гидравличе­ские предназначены для регулирования давления в газовом пространстве резервуара при неисправности, дыхатель­ного клапана, а также в случае, если проходное сечение дыха­тельного клапана окажется недостаточным для быстрого про­пуска газа или воздуха. Предохранительные клапаны устанав­ливают параллельно с дыхательными (механическими). Предо­хранительные клапаны рассчитаны на избыточное давление 2,5 кПа и вакуум 0,33 кПа. Их устанавливают на крыше резер­вуара над огневым предохранителем. Клапан имеет фланец, центральный патрубок, корпус, снабженный кольцевым карма­ном. Крышка клапана с приваренной к ней внутренней перего­родкой опирается на болты и имеет сетку. В кольцевом прост­ранстве между патрубком и корпусом создают гидравлический затвор, для чего используют соляровое или другое масло, имею­щее плотность 0,86—0,88 г/см³. Масло заливают в корпус клапана через воронку. Наличие масла контролируется щупом. Уровень залитого масла должен совпадать с риской на щупе. Клапаны работают по принципу вытеснения жидкости гидрозатвора из внутреннего кольцевого пространства во внешнее при повыше­нии давления внутри резервуара. После понижения уровня до нижнего обреза колпака газовоздушная смесь барботирует через жидкость и выходит в атмосферу.

Огневые предохранители служат для предохранения от вспышки или взрыва паров нефтепродуктов внутри резер­вуара в. Случае проникновения огня, искр через дыхательный или предохранительный клапан. Принцип действия огневых пре­дохранителей основан на том, что пламя при взрыве газовых смесей не проникает через отверстия с малым поперечным се­чением. В качестве огнепреградительного материала применяют алюминиевую фольгу (0,3—0,5 мм), металлические сетки, гоф­рированные листы и т. п.

Кроме оборудования, расположенного на крыше, резервуар имеет следующие устройства.

Измерители уровня жидкости в резервуаре типа УДУ предназначены для оперативного контроля за заполнением и опорожнением резервуара. Указатели УДУ-5 предназначены для измерения уровня нефти и нефтепродуктов. К ука­зателям УДУ-5 подсоединяют датчики для передачи показаний на диспетчерский пункт. Указатели выпускают в двух модифи­кациях: 1) УДУ-5М — с местным отсчетом уровня и 2) УДУ-5П с дистанционной потенциометрическои приставкой.

Принцип работы прибора основан на следящем действии по­плавка, плавающего на поверхности- жидкости и перемещающе­гося вместе с ее уровнем. Поплавок, выполненный из нержа­веющей стали, подвешен на перфорированной ленте и при своем движении скользит вдоль направляющих струн. Струны поддер­живаются в натянутом состоянии натяжными устройствами. Мерная лента по роликам проходит через гидрозатвор и всту­пает в зацепление с мерным шкивом показывающего прибора. Отсчетный механизм представляет собой обыкновенный десятич­ный счетчик с тремя цифровыми барабанами и одним диском. Цена деления цифрового диска 1 мм, предел измерения до 12 м. В узел гидрозатвора входят три угловых ролика, соединенных защитными трубами и образующих колено, которое на 200—300 мм заливается незамерзающей жидкостью. Жидкость и колене образует затвор, который не позволяет парам продукта из резервуара про­никать в полость показывающего прибора при избыточном дав­лении в резервуаре до 2 кПа.

Для дистанционной передачи показании и сигнализации крайних положений уровня в указателях уровня УДУ-5П к спе­циальному фланцу, расположенному на корпусе показывающего прибора, крепится дистанционная потенциометрическая пристав­ка, входящая с пультом контроля и сигнализации ПКС-2 в комп­лект дистанционного указателя уровня для резервуаров. Испол­нение приставки взрывозащищенное, погрешность измерения при местном отсчете ±5 мм, при дистанционной передаче по­казаний ±15 мм.

Пробоотборник типа ПСР-4 представляет собой гер­метизированное устройство, предназначенное для полуавтомати­ческого отбора средних проб нефтепродуктов из вертикальных резервуаров, определения их качества и измерения плотности. Прибор включает верхний люк, пробоотборную колонку с сис­темой клапанов и сливное устройство пробы в объеме 150 см³ .

В конструкции пробоотборника предусмотрено устройство для постоянного разобщения прибора с нефтепродуктами, хра­нящимися в резервуаре, что исключает возможность попадания вовнутрь жидкого нефтепродукта из резервуара при случайном открытии клапанов в узле отбора пробы. Верхний люк пробоот­борника расположен' на крыше резервуара. Он предназначен для закрепления пробоотборной колонки и сообщения ее с газовым пространством резервуара. Пробоотборная колонка с системой клапанов размещена внутри резервуара. Узел слива пробы, в котором осуществляется управление операциями отбора и слива, смонтирован на отдельной панели и размещен на на­ружной стенке резервуара в его нижней части. Для предохранения от атмосферных осадков, пыли и ме­ханических повреждений узел слива имеет защитный кожух. Для успешного использования пробоотборника давление в резервуаре не должно превышать 0,3 кПа, а максимальная высоте резервуара — 12 м.

Пробоотборные системы типа ПОР работают следующим образом. Проба отбирается и отделяется от остальной массы нефтепродукта вертикальной пробоотборной колонкой, собран­ий из отдельных трубок из нержавеющей стали. Колонка включает две пли три клапанные секции, соединительные грубы и концевую трубу с прокладками. Число секции и соединительных труб зависит от высоты резервуара. Пробоотборная колонка присоединяется к верхнему люку и узлу слива пробы. Воздуш­ные полости клапанных секций соединены воздушной трубкой между собой полости и с насосом узла слипа пробы.

Пробоотборник ПСР-5 в отличие от ПСР-4 оборудован пневмокамерой, позволяющей выталкивать пробу вверх при помощи насоса. Панель управления отбором и сливом пробы из резер­вуара расположена на крышке люка. Пробоотборник ПСР-6 конструктивно аналогичен ПСР-5, однако в нем .учтены особен­ности вязких нефтепродуктов: высокая вязкость, вызывающая необходимость подогрева нефтепродукта до 60—80 °С для уве­личения его текучести, и слабая коррозионная активность, поз­воляющая использовать для изготовления пробоотборника угле­родистую сталь вместо нержавеющей, применяемой в ПСР-5

П е н о с л и в н ы е камеры предназначены для подачи пе­ны в резервуар с горящим нефтепродуктом. Для разобщения га­зового пространства с атмосферой устанавливают мембрану, ко­торая разрушается при подаче пены. Мембраны делают из цел­лулоида и тонкого картона, пропитанного олифой.

Для резервуаров большой единичной вместимости применяют установки типа ГВПС-600 и ГВПС-2000. Такая установка скомпонована из пеногенератора высокократной пены и пенной камеры боль­шой производительности. Важ­ный элемент конструкции пенокамеры — герметизирующая крышка, предотвращающая потери нефтепродуктов от ис­парения в окружающую среду. Герметичное крепление крыш­ки к корпусу пенокамеры вы­полняется стяжками, снабжен­ными замками, состоящими из двух частей, спаянных легко­плавким сплавом (температу­ра плавления сплава не более 120^СС). Замки стяжек при повышении температуры внутри ре­зервуара расплавляются, и герметизирующая крышка под дей­ствием собственного веса падает, освобождая проход пены к горящему нефтепродукту,

Установку ГВПС-2000 обслуживают с металлической пло­щадки, сооружаемой со стационарными вертикальными стре­мянками. Сама установка смонтирована на верхнем поясе ре­зервуара; она обеспечивает равномерную подачу пены на поверх­ность жидкого нефтепродукта.

Сифонный кран типа СК предназначен для спуска из резервуара отстоявшейся подтоварной воды. Кран представляет собой трубу с сальником, пропущенную через стен­ку корпуса резервуара. Снаружи труба снабжена, сальниковым муфтовым краном. Сифонные краны устанавливают в первом

X л опушка предназначена для предотвращения утечек нефтепродуктов из резервуара при повреждении трубо­проводов или неисправностях задвижек. Ее устанавливают вну три резервуара на конце приемно-раздаточного патрубка. Хло­пушка состоит из корпуса и крышки, связанной с системой уп­равления тросом.

При сливо-наливных операциях хлопушку поднимают при помощи механизма бокового управления. В случае неисправно­сти механизма управления хлопушку поднимают при помощи запасного троса.

Плотность прилегания крышки хлопушки к корпусу обеспе­чивается полимерным покрытием затвора. Преимущества поли­мерных покрытий состоят прежде всего в том, что они более стойки к коррозии и для обеспечения герметичности требуют меньшего давления.

В зависимости от размеров хлопушек применяются механиз­мы управления: в виде барабана, вращающегося на валу и с упором на корпус сальника —для хлопушек типа Х-80, Х-100, Х-150, Х-200 и в виде барабана на валу, имеющего самостоя­тельное дополнительное упорное устройство,— для хлопушек типа Х-250, Х-300, Х-350; механизм управления хлопушкой смонтирован над_: приемо-раздаточным патрубком.

Люки-лазы размещают в первом поясе стенки резервуа­ра. Через них рабочие проникают в резервуар при ремонте. Люки-лазы используют также для очистки резервуара от грязи и твердых отложений и для вентиляции резервуара, поэтому их располагают диаметрально противоположно верхним световым люкам.

Подъемная труба при помощи шарнира устанавливает­ся на приемо-раздаточном трубопроводе резервуара, предназна­ченного для мазутов и масел. Она служит для отбора нефтепро­дукта из верхних слоев, где он наиболее чист и имеет наиболь­шую температуру. Труба поднимается тросом ручной лебедки, установленной снаружи на корпусе резервуара. От лебедки к подъемной трубе трос направляется роликом, смонтированным на крыше резервуара. Опускание подъемной трубы происходит под действием собственного веса. Поднятая выше уровня жид­кости в резервуаре подъемная труба предотвращает потери нефтепродуктов в случае повреждения задвижки приемо-раздаточного трубопровода.

Борьба с потерями нефти

Основные потери нефти и нефтепродуктов в нефтяной про­мышленности складываются из потерь от испарения в резервуа­рах, 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, от­носятся к легким, содержащим большие количества легких низкокипящих фракций и растворенного газа. При сборе, транспор­тировании и хранении этих нефтей в промысловых условиях растворенные в них газы часто полностью теряются; кроме того, значительны потери легких нефтяных фракций, так как при ис­парении таких компонентов, как метан, этан и частично пропан, из нефти улетучиваются и более тяжелые углеводороды (бутаны, пентаны и высшие). Необходимо отметить, что чем продол­жительнее периоды транспортирования и хранения нефти и чем чаще она контактирует с атмосферой, тем больше потери угле­водородов.

Этих потерь можно избежать при полной герметизации пути движения нефти от скважин до нефтеперерабатывающих заво­дов. Как правило, легкие фракции нефти теряются в промысло­вых мерниках, резервуарах с неисправными крышами или от­крытыми люками. Существующие резервуары рассчитаны на пе­репад в 2000 Па и оборудуются дыхательными клапанами. При наличии дыхательных клапанов на резервуарах потери будут лишь при заполнении нефтью, которая вытеснит объем газовоздушной смеси над ней, при так называемых больших дыханиях резервуаров.

Потери нефти из резервуара прямо пропорциональны упруго­сти паров нефти, находящейся в резервуаре, и обратно пропор­циональны техническому уровню герметизации самих резервуа­ров. Следовательно, чем больше число перевалок нефти по пути ее движения (чем больше операций по наливу), тем больше бу­дут потери от испарения. Поэтому для снижения потерь легких фракций необходимо так организовать движение нефти, чтобы число перевалок ее в «атмосферных» резервуарах было мини­мальным при максимальной их герметизации.

Данные исследований показывают, что более половины (по массе) теряемых углеводородов составляют этан и пропан -бутановые фракции, являющиеся исходным сырьем для производст­ва синтетического каучука, спиртов, эфиров, уксусной кислоты, полипропилена, полиэтилена, синтетических волокон и множест­ва других продуктов.

Исследования состава потерь от испарения нефти показали, что эти потери на пути от промысла до нефтеперерабатывающе­го завода существенно уменьшают ресурсы нефтехимического сырья.

Ликвидация потерь нефти и газа в герметизированных одно­трубных 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 си­стем сбора нефти и газа обычно общее давление в системе воз­растает и соответственно увеличивается и давление на устье нефтяных скважин. Поэтому особое внимание должно быть уде­лено герметичности сальников полированных штоков на сква­жинах, оборудованных штанговыми насосами. С целью сокра­щения потерь в сальниках в настоящее время разработаны раз­личные сальниковые уплотнения с применением новых материа­лов, которые надежно, без пропусков работают при давлениях до 4 МПа.

На фонтанных скважинах и скважинах, оборудованных по­гружными электроцентробежными насосами, широко использу­ются при добыче парафинистых нефтей футерованные насосно-компрессорные трубы, применение которых практически исклю­чает операции по спуску и подъему скребков и соответственно пропуски нефти и газа через сальники лубрикаторов.

Потери нефти из-за несовершенства сепарационного оборудо­вания в основном связаны с тем, что в сепараторах не всегда удается снизить унос газа вместе с нефтью до минимума, в ре­зультате чего часть газа вместе с нефтью может поступать в резервуары. При выделении газа из нефти в резервуарах обычно вместе с газом уносятся и более тяжелые углеводороды, что увеличивает потерн нефти. Усовершенствование сепараторов с целью сведения к минимуму уноса газа вместе с нефтью обычно проводится путем улучшении внутренних устройств, способст­вующих наиболее полному выделению газа из нефти, а также за счет выбора соответствующего объема сепаратора, чтобы вре­мя 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 хра­нения нефти. Потери нефти при этом возрастают прямо пропор­ционально 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 подогревате­лях-деэмульсаторах и горячей сепарацией под вакуумом с пос­ледующим охлаждением нефти перед поступлением в товарные
резервуары.

При сепарации под вакуумом давление паров нефти стано­вится ниже атмосферного и потери нефти в резервуаре, рабо­тающем под атмосферным давлением, будут сведены к миниму­му. Поэтому внедрение горячей сепарации нефти под вакуумом перед ее поступлением в товарные резервуары — одно из дейст­венных мероприятий по сокращению потерь на нефтяных место­рождениях.

При хранении нефти в резервуарах товарных парков возмож­ны потери наиболее ценных фракций нефти от больших и малых дыханий резервуаров.

Большими дыханиями резервуаров называют процес­сы 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 дыха­тельных клапанов и часть паров нефти через дыхательный кла­пан 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 достигнуто сокращением суточных колебаний температуры в газовом пространстве резервуара в результате применения предохрани­тельной окраски резервуаров в светлые тона и использованием железобетонных резервуаров.

Наиболее экономичной считается окраска резервуара в бе­лый цвет. Белизна краски зависит от вида красителя. Наилуч­шим красителем считается двуокись титана.

Однако в работе резервуарных парков трудно добиться одновременного заполнения одних резервуаров и опо­рожнения других. В этих случаях в газоуравнительную систе­му подключают резервуары-компенсаторы или резервуары с подъемными (плавающими) крышами.

Для уменьшения испарения нефти в резервуарах за рубежом особенно широкое распространение получили экраны из пласт­массовых полых шариков и пластмассовых пленок. Применение экрана из пластмассовых шариков позволяет уменьшить испаре­ние нефти в 5—6 раз.

Наиболее эффективным методом борьбы с потерями нефти от больших дыханий является отказ от использования резервуа­ров для приемо-сдаточных операций и переход к системам безрезервуарной откачки нефти в нефтепровод. При этом резер­вуары могут лишь подключаться к насосу в качестве буферных емкостей, в которых уровень нефти колеблется в незначительных пределах. Таким образом большие дыхания резервуара сводят­ся к минимуму и соответственно снижаются потери нефти.

Большое значение в сокращении потерь нефти в резервуарах имеет поддержание в исправном состоянии резервуарного обо­рудования, внедрение непримерзающих дыхательных клапанов, дисков-отражателей. В настоящее время ведутся работы по ис­пытанию понтонов из синтетических материалов, которые дают возможность резко сократить потери нефти при больших дыха­ниях резервуаров.

Наиболее эффективным мероприятием по ликвидации потерь легких фракций нефти от испарения является абсолютная гер­метизация пути движения нефти по трубопроводу, минуя трап­ные установки, сборные пункты и товарные парки.

Если известны основные источники потерь в промысловом хозяйстве (негерметизированные мерники, технически неисправ­ные атмосферные резервуары), борьба с ними сводится к умень­шению мест, в которых происходят эти потери (сокращение чис­ла резервуарных парков, ликвидация мерников), а также к технической реконструкции промысловых сооружений, заключающейся: а) в применении резервуаров повышенного давления с плавающими крышами, устраняющи­ми воздух из газового пространства резервуара; б) в оснаще­нии резервуаров герметизированными крышами с дыхательны­ми клапанами; в) в применении специального оборудования для улавливания продуктов испарения с извлечением тяжелых фракций из них; г) в покрытии поверхности нефти в резервуа­рах изолирующими от атмосферы слоями жидкости, пены, плавающих 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. Наи­более сложно ликвидировать основной источник потерь нефти — испарение из резервуаров.

Для решения данной проблемы разработана и в промышлен­ных условиях апробирована технология улавливания легких фракций из резервуаров, предусматривающая отбор избыточно­го количества легких фракций из газового пространства ре­зервуаров газодувками (компрессорами), отделение конденсата, подачу газа в напорный газопровод.

Нефть после концевой ступени сепарации посту­пает в резервуары. Для обеспечения отбора свободного газа, выделяющегося в приемных нефтепроводах, перед резервуарами устанавливаются газоотделители. Резервуары оборудуются газоуравнительной обвязкой, при помощи которой легкие фрак­ции перераспределяются между ними, а излишек поступает на прием газодувки (компрессора) и далее в напорный газопро­вод. Подготовка газа к транспортированию осуществляется применительно к конкретным условиям объекта (сепарация, смещение с газом, имеющим в своем составе меньшее количе­ство тяжелых углеводородов, охлаждение, осушка, подача в нефтяную зону газонефтяных сепараторов и т. д).

Для предотвращения образования вакуума и исключения по­падания воздуха на резервуарах установлены сигнализаторы давления, подающие электрический сигнал на отключение комп­рессора при достижении минимально допустимого давления. Дублирующий сигнал на отключение компрессора поступает от сигнализатора давления, установленного на конденсатосборнике. Для этой же цели устанавливаются сигнализаторы давле­ния, подающие сигналы на открытие клапанов подпитки и ре­циркуляции газа.

Согласование подачи компрессоров с расходом газа из ре­зервуаров 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 количествен­ных потерь. Утечки происходят через неплотности соединений трубопроводов, резервуаров, задвижек, сальников насосов и т. д., при коррозионных разрушениях трубопроводов и резервуа­ров, при переливах резервуаров и других емкостей.

Предотвращение потерь от утечек зависит от своевременного проведения профилактических ремонтов и специальных органи­зационно-технических мероприятий, разрабатываемых в каждом отдельном случае.

Потери при закачке промысловых сточных вод

Борьбу с потерями нефти необходимо вести на уста­новках подготовки сточных вод. В открытых схемах подготовки сточных вод часть нефти вместе с водой сбрасывают из емко­стей 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 повтор­ной подготовки.

Приборы для измерения давления, температуры, расхода, уровня

В большинстве случаев давление является одним из основных параметров. Давлением определяется состояние многих веществ, например газов и паров. Технологическая аппаратура проектируется, исходя из допустимого максимального давления. Поэтому в ходе управления производственными процессами необходим непрерывный контроль за давлением в техно­логических аппаратах.

Давлением называется величина, измеряемая отношени­ем силы, действующей на поверхность, к площади этой поверх­ности. Сила давления, как и всякая другая сила, есть резуль­тат взаимодействия тел. Силы давления могут быть распре­делены по площади как равномерно, так и неравномерно. При их равномерном распределении давление на всех участках по­верхности одинаково. В этом случае давление определяется по формуле

р=F/S

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

Размерность единицы давления зависит от выбранной систе­мы. В СИ за единицу давления принят паскаль (Па) —давле­ние, вызываемое силой один ньютон (1 Н), равномерно распре­деленной по поверхности площадью 1 м² ( 1 Па=1 Н/м²). Эта единица очень мала, поэтому в технологических измерениях для выражения больших значений давления применяют килопаскали (кПа) или мегапаскали (МПа).

При измерении давления различают абсолютное, избыточ­ное и атмосферное (барометрическое) давление, а также ва­куум.

Абсолютным (полным) называется давление, отсчитывае­мое 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, от­считываемое от условного нуля, за который принимают атмо­сферное давление. Разность между атмосферным и остаточным давлением называют в а ку у м о м (разрежением).

В технике в основном измеряют избыточное давление, так как большинство приборов по своей конструкции может пока­зывать (или записывать) только избыточное давление (если они не изолированы от атмосферы). Абсолютным давлением поль­зуются главным образом в физике при изучении термодинами­ческого состояния различных веществ (температуры кипения, давления паров и других параметров).

Приборы для измерения давления называются маномет­рами.

Большой диапазон измеряемых давлений, а также специфи­ческие условия измерения их в различных технологических про­цессах определяют разнообразие систем манометров, отличаю­щихся как по принципу действия, так и по устройству. В зави­симости от вида и величины измеряемого давления маномет­ры условно подразделяют на:

барометры — приборы для измерения барометрического давления атмосферного воздуха;

м а н о м е т р ы избыточного давления — приборы для измерения избыточного давления (выше барометрического), равного разности между абсолютным и барометрическим (атмосферным);

д и ф ф е р е и ц и а л ь н ы е манометры — приборы дл| измерения разности двух давлений (до 0,63 МПа), ни одно которых не является давлением окружающей среды.

По принципу действия приборы для измерения давления под( разделяются на:

ж и д кос т и ы е манометры — приборы, в которых ИМ меряемое давление уравновешивается давлением столба жидкости соответствующей высоты; значение измеряемого давления в таких приборах определяется по высоте столба уравновешивающей жидкости;

деформационные манометры — приборы, в которых измеряемое давление определяется по деформации раз­личных упругих чувствительных элементов или по развиваемой ими силе;

грузопоршневые манометры—приборы, в кото­рых измеряемое или воспроизводимое давление уравновешива­ется давлением, создаваемым массой поршня и грузов;

электрические манометры — приборы, действие которых основано на зависимости электрических параметре (сопротивление, емкость и т. д.) манометрического преобразователя от измеряемого давления.

Жидкостные манометры

Жидкостные манометры являются самыми простыми и точными приборами для измерения давления. Они выполняются из стекла. Верхний предел измеряемого давления составляет около 200 кПа. Эта величина определяется прочностью стеклянных трубок, герметичностью соединений стекла с металлом или резиной (соединительными трубками), а также удобством визуального отсчета показаний.

Деформационные манометры

Наибольшее распространение и нефтяной промышленности манометров этого вида получили сильфоновые манометры и ма­нометры с трубчатыми пружинами.

Сильфонные манометры (сильфоны) представляют собой упругие гофрированные трубки из стали, латуни или фосфори­стой и бериллиевой бронзы, закрытые с одном стороны.

Среда, давление которой измеряется, обычно подводится к коробке с сильфоном и воздействует на его наружную поверх­ность. Последний, сжимаясь при увеличении давления, перемещает шток, а следовательно, и стрелку прибора или перо если прибор регистрирующий.

Сильфонные манометры выпускаются как показывающими, так и самопишущими. Под действием измеряемого дав­ления сильфон с пружиной сжимается, перемещая вверх шток. Верхний конец штока связан передаточным механиз­мом с держателем пера, которым давление записывается на бумажной диаграмме (картограмме) специальными чернилами. Картограмма приводится во вращение часовым механизмом или синхронным двигателем.

Для измерения больших давлений применяются маномет­ры содновитковой и многовитковой трубчаты­ми пружинами.

Одновитковая трубчатая пружина представляет собой полую металлическую трубку овального сечения, изогнутую по дуге и закрытую с одного конца. Второй конец трубчатой (маномет­рической) пружины впаян в штуцер, соединяющий трубку со средой, давление которой измеряется. Под действием давления трубчатая пружина меняет форму своего сечения, в результате чего ее свободный конец перемещается пропорционально изме­ряемому давлению. При увеличении давления трубка разгибается. Таким образом, вход­ной величиной трубчатой пружины является измеряе­мое давление р, выходной величиной -— угол переме­щения свободного конца. Увеличение угла поворо­та стрелки достигается с по­мощью передаточного меха­низма.

Для измерения давления до 5 МПа трубки изготавливают из латуни или бронзы, а для более высоких давлений — из стали.

Для приведения в действие сигнальных устройств (ламп, звонков) применяются электроконтактны маномет­ры (ЭКМ), состоящие из двух передвижных контактов (мини­мального и максимального), устанавливаемых на требуемые значения давления и замыкаемых стрелкой при достижении со­ответствующих давлений (рис. 76).

В некоторых случаях для измерения высоких давлений при­меняют электрические манометры. К ним относятся манометры сопротивления, емкостные, пьезоэлектрические и т.д.

В электрических манометрах сопротивления используется свойство проводников изменять сопротивление под действием давления.

Сопротивление проводника и его изменение при изменении подводимого давления измеряются соответствующим прибором.

В емкостных манометрах используется уменьшение или уве­личение емкости плоского конденсатора при изменении давле­ния, которое увеличиваем или уменьшает расстояние между обкладками.