М.Д.Валеев, БА.Баринов, Е.А.Арменский, В.А.Рыгалов (БашНИПИнефть)

По АНК «Башнефть» более 80% всех потерь нефти приходится на резервуарные парки. Происходящие при этом углеводородные выбросы оказывают наибольшее техногенное воздействие на окружающую среду в нефтедобывающих районах. Причины потерь заключаются в недостаточной стабильности нефти и негерметичности резервуаров, в которые она поступает.

Выбор оптимального способа повышения стабильности нефти и системы герметизации резервуаров невозможен без достаточной информации о процессах, происходящих в установках сбора и подготовки. Из-за отсутствия в данном вопросе общепринятой методологии БашНИПИнефть разработал экспресс-методику комплексного обследования объектов системы сбора и подготовки.

Методика базируется на применении современных методов и средств измерения основных параметров технологического процесса в частности, давления насыщенных паров, содержания растворенного и нерастворенного в нефти газов. Она позволяет в течение трех-четырех дней обследовать объект и получить информацию о количестве и составе углеводородов, выделяющихся в сепарационных установках и резервуарах, определить влияние качества сепарации на потери нефти. Экспресс-методика апробирована на 18 объектах АПК «Башнефть» и используется в повсеместной практике.

На основе полученной информации о течении процессов БашНИПИнефтью разработана технология вакуумной обработки нефти, позволяющая снижать упругость ее паров на 80-100 мм рт.ст. и соответственно потери нефти на 0,2-0,3% в абсолютном измерении.

Поскольку абсолютной стабильности нефти достичь невозможно, АНК «Башнефть» пошла но радикальному пути исключения выбросов посредством герметизации резервуаров и откачки выделяющихся углеводородов с использованием американских блочных автоматизированных компрессорных установок. Для повышения стабильности работы системы улавливания легких фракций (УЛФ) и утилизации газа концевых установок последние включены в общую систему.

Режимы работы системы УЛФ характеризуются временем непрерывной откачки газа без остановок компрессора при поддержании давления в газовом пространстве резервуаров в диапазоне заданных значений. Режим работы компрессора определяется его технической характеристикой. Лучшим является режим с максимальным временем непрерывной работы компрессора, обеспечивающий наибольшую надежность работы системы вследствие снижения общего числа и времени переходных режимов от одного стационарного состояния системы к другому. Влияние переходных режимов на работу системы УЛФ определяется решением следующих уравнений.

При совместном решении уравнений движения и неразрывности для участков газопроводов с учетом краевых условий, определяющих параметры потока в начальный момент времени и при переходе на другой режим работы, получена зависимость времени переходного режима для участков газопроводов системы УЛФ

где — Q_k Q_н — расход на участке соответственно при переходе на другой режим и в начальный момент времени; р, v — соответственно плотность и вязкость газовой смеси на участке; l, d — соответственно длина и внутренний диаметр участка; — давление в начале участка при переходе на другой режим. Время перехода участка газопровода с режима Q_н=0,0416 м^3⁄с на режим Q_k=0,0694 м^3⁄с при d =0,203 м; 1 =200 м; р =1,8 кг/м3; v=4*〖10〗^(-6) м^2⁄с ; P_н=101825 Па по уравнению (1) не превышает 1 с. Переход участка c Q_н =0,0694 м3/с на Q_к =0,0416 м3/с при P_н =101525 Па по уравнению (1) также не превышает 1 с.

Из приведенного следует, что в условиях работы участков газопроводов системы УЛФ переходные режимы составляют доли секунды и при расчете, и в практике эксплуатации системы УЛФ их можно не учитывать.

При решении уравнения Клапейрона применительно к условиям работы газового пространства резервуаров получена зависимость времени изменения давления в газовом пространстве от давления P_н до давления P_к от начального объема газового пространства (U объемов закачки нефти q_зн и ее откачки q_(от.н) производительности компрессора q_кс с учетом объема выделяющегося в резервуаре газа Ф.

Время снижения давления в газовом пространстве резервуара от давления рн = 500 Па до давления Pн = 200 Па при U = 4000 м3; qкс =0,166 м3/с; [q(з.н) (1+Ф)-q(от.н) ] = 0.0833 м3/с по уравнению (2) равно 2,4 мин.

Если увеличить объем закачки нефти в резервуар и таким образом довести поступление газа на прием компрессора до 0,165 м3/с при сохранении всех остальных параметров, то хр увеличится до 1,706 ч.

Указанных результатов более стабильной работы блочно-компрессорной установки (БКУ) можно достичь без изменения режимов работы резервуаров путем подключения к БКУ концевых сепарационных установок (КСУ) для отбора газа низкого давления через регулирующий клапан. Последний позволяет поддержать давление, равное давлению в га-зоуравнительной линии резервуаров. Дополнительный расход газа (к расходу от резервуаров) на прием БКУ через клапан ориентировочно можно определить по формуле:

где μ — коэффициент расхода через клапан; d — диаметр пропускного сечения клапана; ∆P — перепад давлений на клапане; — ρ плотность газовой смеси.

Определим диаметр пропускного сечения клапана для увеличения поступления газа на прием БКУ до 0,165 м3/с при q_ксу = 0,0817 м3/с; ∆P = 0,045.105 Па; ρ = 2 кг/м3; μ =1.

Из уравнений (2) и (3) время непрерывной работы компрессора равно 1,706 ч при диаметре пропускного сечения клапана 39,3 мм, режиме работы резервуаров при этом остаются теми же, что и в приведенном примере. Следовательно, подключение КСУ к системе УЛФ сглаживает неритмичную работу резервуаров и обеспечивает более стабильную работу системы и БКУ.

Таким образом, переходные режимы в газовом пространстве резервуаров необходимо учитывать при пуске, выходе на режимные параметры работы и безопасной эксплуатации системы УЛФ в зависимости от характеристики компрессорной установки, режимов работы резервуаров и КСУ, объемов поступающего газа от КСУ через регулирующий клапан, от необходимого буферного газового объема на приеме компрессора. Данный объем определяется объемом газового пространства резервуара в рассматриваемый период времени и не зависит от геометрического объема участков газопроводов системы УЛФ и объема газа при рабочих условиях в газопроводах от газового пространства резервуаров до компрессора.

Для определения необходимого буферного газового объема на приеме компрессора для пуска и стабильной работы системы УЛФ можно использовать уравнения (2) и (3). Уравнение (2) также позволяет провести проверку герметичности кровли резервуаров и тарировку дыхательных клапанов резервуаров перед пуском системы УЛФ в эксплуатацию.

Эксплуатацией и сервисным обслуживанием установок УЛФ занимается совместное российско- американское предприятие СП «Баштекс», созданное по инициативе АНК «Башнефть». В связи с этим важным является учет предотвращенных потерь. Порядок их определения изложен в «Методике проведения учетно-расчетных операций между предприятиями АНК «Башнефть» и СП «Баштекс» при эксплуатации систем улавливания легких фракций нефти», которая согласована с ГНМЦ-ВНИИР и ЦСМ РБ и прошла апробацию на различных объектах Башкортостана. Методика базируется на инструментальном измерении основных параметров работы системы УЛФ.

Комплексное решение проблемы сокращения потерь позволяет увеличить выход товарной нефти и улучшить экологическую обстановку в нефтегазодобывающих районах.