книги / Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту

Для уменьшения испарения нефти в резервуарах за рубежом особенно широкое распространение получили экраны из пласт­ массовых полых шариков и пластмассовых пленок. Пластмассовые шарики изготовляются из фенольных, формальдегидных и карбамид­ ных смол, диаметром 0,01—0,2 мм; шарики наполнены азотом. При­ менение экрана из пластмассовых шариков позволяет уменьшить испарение нефти в 5—6 раз. Сплошные экраны на поверхности нефти в резервуаре изготовляют из высококачественных поливинильных и других пленок. Поливинильные пленки несгораемы, прочны и не корродируют.

Ко второй группе методов, уменьшающих испарение нефти в ре­ зервуарах, можно отнести также защиту их от нагревания солнеч­ ными лучами. Как известно, солнечное тепло интенсивно погло­ щается телами, окрашенными в черный цвет или другие темные тона. Поэтому резервуары должны покрываться лучеотражающими, как правило, — светлыми красками с высоким коэффициентом отраже­ ния. Наиболее распространенными теплоотражающими красками являются белые и алюминиевые, причем белые краски-значительно эффективнее алюминиевых. В табл. 28 приведены основные показа­ тели работы резервуаров, покрытых различными красками.

Т а б л и ц а 28

и от атмосферной коррозии, то краски должны быть стойкими против воздействия атмосферных факторов.

К методам третьей группы по снижению потерь нефти при хране­ нии ее в резервуарах относится использование газоуравнительной системы, сущность которой сводится к следующему. Пазовые про-

.лирднства резервуаров через систему тонкостенных газопроводов соединяются мшкЩ]р'си#ой. Работа резервуаров с такой обвязкой весьма эффективна, когда прием и отпуск нефти из резервуаров в зна­ чительной степени производятся одновременно. Тогда газы из за­ полняемых резервуаров перетекают в опоражнивающиеся, и потери от больших «дыханий» сводятся к нулю. Однако в связи с возможными трудностями осуществления синхронной работы системы резервуаров к ним обычно подключают^резервуарыномпспсат(Я5ы~и~резервуары с подъемными крышами (рис. 95). Из резервуаров 2, работающих

261

(иочыо) происходит конденсация паров воды и образуются капли, в которых растворяется выделившийся из нефти сероводород. Серо­ водород в присутствии кислорода воздуха образует серную кислоту и сульфиды железа, могущие в некоторых случаях вызвать самовоз­ горание и воспламенение нефтепродуктов:

крыши и корпусом резервуара их покрывают с внутренней стороны различными металлическими и пластмассовыми покрытиями, стой­ кими к воздействию нефти и легких углеводородов.- Перед нанесением покрытий резервуары тщательно очищают от остатков нефти путем пропарки, протирки тряпками и обдувки песком из пескоструйных аппаратов.

Однако одним из наиболее радикальных методов защиты резер­ вуаров от сероводородной коррозии является герметизация их, предотвращающая поступление кислорода воздуха и паров воды в газовое пространство (см. § 4 данной главы).

Пластовая вода, осаждающаяся из нефти на дне резервуаров, содержит различные соли и является хорошим электролитом. Металл днища резервуара, как правило, неоднороден по составу и в при­ сутствии электролита отдельные части листов, обладая разными потенциалами, образуют гальванопары, являющиеся источниками электрохимической коррозии днищ. Интенсивность коррозионного разрушения днищ увеличивается, когда в пластовых водах содер­ жится соль магния MgCl, которая при .гидролизе образует соляную кислоту, существенно ускоряющую процесс разрушения днищ:

MgCla + 2H20 —> Mg(OH)2-f-2HCl

+

Коррозионному разрушению днищ в значительной степени спо­ собствует также подогрев нефти и пластовой воды, содержащихся в резервуарах.

Многолетней практикой эксплуатации резервуарных парков установлено, что стоимость применяемых в настоящее время средств защиты днищ от коррозионного разрушения не превышает 2% рас­ ходов, затрачиваемых обычно на замену днищ новыми.

За последнее время для предотвращения внутренней коррозии стальных резервуаров все шире начинают применять биметаллы. Биметалл представляет обычную углеродистую сталь, на которую наносится тонкий слой (от 0,3 до 2 мм) легированной антикоррозион­ ной стали (например, ЭЯ-1). Листовой биметалл готовится прокаткой

2R3

Г Л А В А V I I I

УЧЕТ ТОВАРНОЙ НЕФТИ

§ 1. УЧЕТ ТОВАРНОЙ НЕФТИ

Нефть, прошедшая теплохимические установки, а в ряде случаев и установки по стабилизации, направляется в товарные парки, где повторно измеряется ее объем и она передается товарно-транс­ портным организациям.

Применяются три метода учета товарной нефти: объемный, мас­ совый и объемно-массовый.

Б ольшие''количества товарной нефти измеряют преимущественно объемным методом с использованием в качестве мерных емкостей резервуаров, в которые поступает и в которых хранится эта нефть. Каждый резервуар предварительно калибруют с интервалом через каждый сантиметр с тем, чтобы установить зависимость высоты на­ лива (взлива) Н от объема V. Результаты калибровки оформляются в виде калибровочной таблицы на каждый резервуар в отдельности.

Калибровка резервуаров может производиться следующими спо­ собами: 1) для малых резервуаров — путем налива в емкость и слива из нее отмеренных объемов воды; 2) при помощи объемных счетчиков, пропуская через них воду при наливе в резервуар и при сливе; 3) путем обмера и подсчета объема резервуара, исходя из его факти­ ческих размеров. Последний способ составления замерных таблиц наиболее распространен.

Для измерения количества нефти объемным способом выпол­ няются следующие операции: измеряют высоту уровня нефти и высоту подтоварной воды; рассчитывают объем нефти при данных высотах уровней по калибровочной таблице резервуара; вносят поправки на температурные измерения.

Расчеты емкости резервуара производятся с большой точностью — до четвертого знака десятичных дробей. Длину окружности и высоту резервуаров обмеряют узкой стальной лентой с натяжением ее силой в 8 кГ. Измерение длин и других размеров производится не менее двух раз, и среднее двух измерений принимается для расчета. Раз­ ница между двумя измерениями не должна превышать 3 мм для

265

длины < 50 м и 5 мм для длины ]> 50 м. Обмеры выполняет спе­ циальная комиссия и оформляет их актом.

Для стальных вертикальных резервуаров замеряют длину окруж­ ности второго пояса, полезную высоту каждого пояса и толщину листов поясов. Остальные размеры определяются аналитически. При определении фактической емкости резервуара и составлении калибро­ вочной таблицы после вычисления теоретической вместимости необ­ ходимо вносить поправку на «вредный объем», т. е. исключать

объем колонн, труб и т. д. Калибровочная таблица является документом, на основании которого учиты­

вается товарная нефть.

совые в резервуар спускают пробоотборник и берут пробу, опре­ деляют плотность нефти, а затем умножают объем на плотность и получают массу нефти. Однако описанная последовательность операций по определению массового количества нефти в резервуаре будет давать большую ошибку, если не учитывать, что плотность нефти и температура по высоте резервуара изменяются. Поэтому

котбору проб нефти из резервуаров предъявляются высокие требова­ ния, чтобы свести ошибки в определении количества товарной нефти

кминимуму.

Отборы проб подразделяются на индивидуальные и средние. Индивидуальная проба характеризует качество нефти в одном данном месте или на определенном заданном уровне.

Средняя проба характеризует среднее качество нефти в одном или нескольких резервуарах. Средняя проба получается смешением нескольких индивидуальных проб. Для более точного определения количества товарной нефти пользуются средними пробами.

Отбор проб нефти из резервуаров осуществляется стандартными пробоотборниками, представляющими собой стальные стаканы с утя­ желенным дном для быстрого погружения их в нефть.

Крышка 1 пробоотборника, приведенного на рис. 96, имеет овальную форму и укрепляется на оси 2 несколько наклонно. Края

2G6

крышки плотно притерты к внутренним стенкам стакана для пред­ отвращения попадания жидкости с других уровней резервуара в процессе подъема пробоотборника. На крышке имеется два кольца А и Б для крепления к ним пусковых цепей и втулка В для мерной ленты. Закрытый пробоотборник спускают в резервуар через замерный люк на цепи, прикрепленной к кольцу А , до намеченного уровня, который определяют по мерной ленте. Спущенный на заданный уро­ вень пробоотборник выдерживают в течение 5—7 минут с тем, чтобы температура его сравнялась с температурой неф^и. Затем цепь, соединенную с кольцом А , ослабляют и пробоотборник удерживают за цепь, соединенную с кольцом Б ; при этом под влиянием массы пробоотборника крышка открывается и жидкость входит в пробо­ отборник. По прекращении выделения пузырьков воздуха на по­ верхности нефти ослабляют цепь кольца Б , крышка пробоотборника закрывается и его за цепь кольца А извлекают на поверхность.

При определении массы нефти в резервуарах вследствие несовер­ шенства измерительных приборов и самого метода замера могут происходить ошибки из-за неточного измерения плотности рн, уровня нефти и подтоварной воды Д/г, температуры нефти и другие ошибки, которые незначительны и поэтому здесь не рассматриваются. Ошибки эти могут получиться вследствие изменения длины мерной ленты из-за отклонения ее температуры от калибровочной, из-за погрешно­ сти замерных (калибровочных) таблиц резервуаров, погрешности, возникающей от неравномерной осадки корпуса резервуара, и т. д. Ошибка из-за неточного измерения температуры была рассмотрена нами в § 3 гл. VII.

Теперь рассмотрим и определим величины двух первых погреш­ ностей для резервуаров объемом 10 000 м3, для чего абсолютную ошибку обозначим через AGp, а относительную через е.

1. Неточное измерение плотности нефти приводит к следующей

где Ар — точность определения плотности нефти ареометром в т/м3; рн— плотность нефти;

е = 1 0 0 - ^ = 0,058%.

?Рн

2.Неточное измерение уровня нефти и подтоварной воды полу­ чается потому, что уровень нефти h обычно измеряется с точностью

до Д/г = 1 мм, а это дает ошибку

ел= 100 -^ - = 0,01%.

Таким образом, погрешность от неточного определения плотности нефти приблизительно в 6 раз больше/чем при неточном определении высоты взлива нефти /г.

267

Определение уровня нефти в резервуаре и слоя подтоварной воды в практике называется замером, который должен производиться с точностью до миллиметра.

Уровни нефти и подтоварной воды в резервуарах большой вмести­ мости определяются мерной лентой с миллиметровыми делениями п лотом по специальной методике. Лоты служат для натягивания мерных лент и для определения слоя подтоварной воды посредством

плотности нефти необходимо правильно отбирать среднюю пробу, точно и своевременно измерять температуру и плотность этой пробы. Все эти операции производятся согласно ГОСТ 2517-60.

Средняя плотность пробы определяется нефтеденсиметром (рис. 97) сразу же после извлечения пробы из резервуара.

Наиболее распространен следующий порядок учета нефти при приемо-сдаточных операциях: 1) измерение температуры пробы сразу же после ее извлечения из резервуара; 2) определение средней плотности нефти и приведение ее к температуре +20° С; 3) определе­ ние содержания воды в отобранной средней пробе аппаратом Дина — Старка в массовых процентах. После этих замеров измеренный объем

268

обводненной нефти умножают на среднюю плотность ее и полу­ чают массу брутто. Из данной массы вычитают массу воды, получен­ ную умножением общей массы «влажной» нефти на массовый процент обводненной нефти, и получают массу нетто.

На рис. 98 показан аппарат Дина — Старка, сущность работы которого заключается в следующем. Берут 100 г пробы обводненной нефти и смешивают ее со 100 см3 растворителя, после чего смесь погружают в колбу и нагревают. Растворитель, испаряясь, увлекает за собой содержащуюся в нефти влагу. Пары воды и растворителя конденсируются в холодильнике и отогнанная вода оседает на дно приёмника — градуированной ловушки. По количеству воды в ло­ вушке определяют процентное содержание ее в нефти. Содержание воды в процентах W вычисляется по формуле

где V — объем воды в приемнике-ловушке в мл; G — навеска пробы нефти в г.

Полученные массы брутто, нетто и процент обводненности заносят

вприемо-сдаточную квитанцию, которую подписывают представитель нефтедобывающего предприятия и представитель транспортной орга­ низации.

Все операции по двухстороннему учету и сдаче товарной нефти

внастоящее время осуществляются вручную. Естественно, ручной метод выполнения всех этих операций несовершенен и вносит неко­ торые погрешности в количественный учет резервуарной нефти. Кроме того, значительные погрешности (от 1,5 до 2,0% от добытой нефти) получаются вследствие потерь нефти от испарения в негерметизированных резервуарах, что вызывает определенные трудности

вполучении баланса товарной нефти при приемо-сдаточных опера­ циях.

§3. АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОЦЕССОВ УЧЕТА ТОВАРНОЙ НЕФТИ

Ручной способ выполнения приемо-сдаточных операций с товар­ ной нефтью имеет следующие основные недостатки:

1) необходимо иметь сравнительно большой штат операторов

илаборантов по отбору и анализу проб из резервуаров;

2)отбор проб и анализ их проводятся через определенные про­ межутки времени, в которые режим работы установок по обезвожи­ ванию и обессоливанию нефти может изменяться, и, естественно, ручной способ выполнения всех операций не может обеспечить над­ лежащего контроля за качеством и количеством сдаваемой нефти;

3)на точность всех операций при ручном способе существенное влияние могут оказывать также субъективные факторы со стороны лиц, осуществляющих приемо-сдаточные операции товарной нефти.

Ввиду указанных выше серьезных недостатков в приемо-сда­ точных операциях Октябрьским филиалом ВНИИКанефтегаз была разработана и внедрена на. Туймазинском месторождении

269

Установка работает следующим образом. Нефть из подъемной трубы товарного резервуара, в котором отбора проб не произво­ дится, поступает на прием центробежного насоса 1 установки РУБИН. Из выкида центробежного насоса нефть направляется сначала в фильтр 2, в котором осаждаются твердые частицы, а затем про­ ходит автоматически работающий влагомер 3 (см. рис. 13 и 14), турбинный расходомер 7, термометр сопротивления 8 и пробоотбор­ ник 9, после чего подается на прием насоса 13 внешней перекачки. Если нефть окажется некондиционной по воде, содержание которой непрерывно фиксируется влагомером 3, то из блока сопровождающей

Рис. 99. Схема авто­ матизированной уста­ новки по замеру коли­

расходомера 7; 11 — блок сопровождающей электроники; 1г — блок местной автоматики; 13 — насос внешней перекачки.

электроники 11 подается импульс на гидропривод 6, который при­ крывает отсекатель на коллекторе некондиционной нефти 4 и отсекатель товарной нефти 5. После этого некондиционная нефть посту­ пает снова на повторную деэмульсацию в теплохимическую уста­ новку подготовки нефти.

За рубежом автоматический учет и передача товарной нефти впервые были разработаны в Американском нефтяном институте (АНИ) и испытаны в 1955 г. Автоматический метод учета и передачи нефти в трубопровод предусматривает использование непрерывно работающих автоматов по измерению количества и качества переда­ ваемой нефти. Если нефть не соответствует установленной конди­ ции, автоматические приборы возвращают ее па повторную обработку. Учетными документами для сдачи и приема подготовленной нефти являются данные автоматических регистрирующих приборов. Эти данные отпечатываются электрической машинкой или цифропеча­ тающим устройством на специальном бланке, который является приемо-сдаточным документом для промысловой и трубопроводной компаний. Первые автоматические установки отпечатывали только показания счетчиков, а затем вводились поправки, учитывающие изменение средней плотности нефти, содержания воды и примесей в ней, а также температуру нефти.

270