Повышение эффективности очистки внутренней полости магистральных нефтепроводов
 Скачать 1.79 Mb.
|
|
218964,13 Рисунок 6 – Диаграмма затрат на проведение работ по очистке внутренней полости нефтепровода В данном разделе была представлена нормативная продолжительность цикла работ и линейный календарный график по очистке внутренней полости 55% 5% 2% 39% Материалы и комплектующие Оплата труда Страховые взносы в государственные внебюджетные фонды Амортизация основных средств Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 50 Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение магистрального нефтепровода, проведен расчет затрат на материалы, оборудования и оплату труда специалистов и построена диаграмма сметной стоимости выполнения работ. В результате вычислений получили, что на проведение данных технологических операций потребуется 218964,13 рублей. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 51 Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение 5 Технологическая часть 5.1 Асфальтосмолопарафиновые отложения 5.1.1 Состав и свойства АСПО Асфальтосмолопарафиновыми отложениями называются тяжелые компоненты нефти, отлагающиеся на внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования и затрудняющие её добычу, транспорт и хранение По своей природе нефть представляет собой сложный взаимно сопряжённый раствор углеводородов и гетероатомных органических соединений (серных, азотистых, кислородных и некоторых других). Нефть – не просто растворённое вещество в растворителе, а взаимный раствор ближайших гомологов и иных соединений друг в друге. Сопряжённым этот раствор можно назвать и потому, что, растворяясь друг в друге, близкие по строению структуры составляют систему, представляющую нефть в целом [5]. По групповому составу нефти выделяются три класса углеводородов: − метановые, или парафиновые (алканы); − полиметиленовые, или нафтеновые (циклоалканы); − ароматические (арены). Алканы – насыщенные углеводороды с общей формулой C n H 2n+2 Содержание их в нефти составляет от 2 до 30-70 %. Различают алканы нормального строения (н-алканы - пентан и его гомологи), изостроения (изоалканы - изопентан и др.) и изопреноидного строения (изопрены – пристан, фитан и др.). Алканы обычно присутствуют в нефти во всех трёх агрегатных состояниях: в виде растворенного газа (С 1 –С 4 ), в виде жидкости (С 5 –С 15 ) и в твёрдом состоянии (С 16 и выше). Газообразные алканы образуют основную Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 52 Повышение эффективности очистки внутренней полости магистральных нефтепроводов азраб . Ардышев А.М. Руковод. Брусник О.В. Консульт. Рук-ль ООП. Брусник О.В. Технологическая часть Лит. Листов 83 ТПУ гр. 2Б4Б массу природного и попутного газа, почти всегда сопровождающего нефть, и находятся в ней в растворённом состоянии. Жидкие алканы присутствуют в составе жидкой фракции нефти. Твёрдые алканы входят в состав асфальтосмолопарафиновых отложений, химический состав которых в зависимости от возраста и происхождения нефти изменяется в довольно широких пределах [21]. В нефти присутствуют все изомеры алканов: моно-, ди-, три-, тетразамещенные. Из них превалируют в основном монозамещенные, с одним разветвлением. Предельные углеводороды в химическом отношении подобны метану. Они инертны, вступают лишь в реакцию замещения водорода, протекающую крайне медленно, и не обесцвечивают растворы брома и перманганата калия. Все предельные углеводороды горят и могут быть использованы в качестве топлива [22]. Циклоалканы – насыщенные алициклические УВ. К ним относятся моноциклические с общей формулой C n H 2n , бициклические – C n H 2n-2 , трициклические – C n H 2n-4 , тетрациклические – C n H 2n-6 В состав нефтепромысловых АСПО входят твёрдые парафины, смолы, асфальтены, пиридины, а также минеральные вещества в виде растворов солей или коллоидно-диспергированных соединений. Твёрдые парафины представляют собой смесь собственно парафинов и церезинов. Парафины – смесь предельных углеводородов от С 16 до С 35 , преимущественно нормального строения с молекулярной массой 300…450 и температурой плавления 45…65 0 С. Имеют ярко выраженную кристаллическую структуру. Плотность парафинов в твёрдом состоянии составляет от 865,0 до 940,0 кг/м 3 Парафины являются химически устойчивыми соединениями, растворяются в лёгком бензине и индивидуально насыщенных углеводородах, пентане, гексане, гептане. Парафины в нефтях находятся либо в растворенном, либо во взвешенном кристаллическом состоянии. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 53 Технологическая часть Гибридные углеводороды (церезины) – углеводороды смешанного строения: парафино–нафтенового, парафино–ароматического, нафтено– ароматического. В основном, это твёрдые алканы с примесью длинноцепочечных УВ, содержащих циклановое или ароматическое ядро. Церезины – смесь предельных углеводородов с числом атомов углерода от С 36 до С 55 , преимущественно разветвлённых алифатических, в виде воскообразного вещества от белого до коричневого цвета, молекулярной массой 500…750 и температурой плавления 65-88 0 С. По сравнению с парафином обладают меньшей химической устойчивостью, а также большей вязкостью и способностью загущать масла, что обусловлено их мелкокристаллической структурой. Церезины растворимы в воде, спиртах, хорошо растворимы в бензине, ограниченно – в минеральных маслах. Парафины и церезины различают по химическим свойствам. Например, церезины легко попадаются действию окислителей, с которыми парафины на холоде не вступают в реакцию (азотная кислота, хлорсульфоновая кислота). Сырьем для получения парафинов служит обычно нефть, а церезин может быть выделен из остаточных нефтепродуктов, а также из озокерита. Озокерит, или горный воск, состоит главным образом из церезина с большим или меньшим содержанием других веществ (песчаник, нефтеобразные масла, смолы). После отделения сопровождающих минеральных пород и удаления из озокерита масел (при перегонке с водяным паром, с последующей отгонкой в вакууме) получают различные сорта товарного церезина. Смолисто-асфальтеновые вещества представляют собой смесь высокомолекулярных соединений, состоящих из конденсированных циклических структур, содержащих нафтеновые, ароматические и гетероциклические кольца с боковыми алифатическими цепями. В своём составе содержат 78…88% углерода, 8…10% водорода и 4…14% гетероатомов. Смолисто-асфальтеновые вещества подразделяются на несколько самостоятельных групп: Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 54 Технологическая часть − мальтены – смесь смол с масляными фракциями нефти; обычно растворимы в низкокипящих алифатических углеводородах C 5 -C 8 ; − асфальтены – наиболее высокомолекулярные гетероорганичекие вещества, представляющие собой твёрдые продукты от чёрно-бурого до чёрного цвета плотностью чуть больше 1000 кг/м 3 .молекулярная масса колеблется от 1500 до 10000; − карбены – коксообразные вещества, образующиеся в следствии уплотнения асфальтенов в присутствии серы.; − карбоиды – коксообразные, нерастворимые вещества в органических растворителях. Смолы – выделенные из мальтенов вязкие жидкости или аморфные твёрдые тела, обладающие высокой пластичностью и вязкостью, окрашены обычно в бурый или чёрный цвет. молекулярная масса их колеблется от 400 до 1800, удельный вес близок к 1000 кг/м 3 С молы, входящие в состав АСПО, представлены прежде всего нейтральными смолами, выделенными с помощью силикагеля и хлороформа (четыреххлористым углеродом). Относительная плотность смол от 0,99 до 1,08 г/см 3 . С повышением концентрации в растворе смолы, с одной стороны, замедляют рост кристаллов, а с другой, – способствуют деформации поверхности кристаллов и возникновению на них новых центров кристаллизации [6]. 5.1.2 Факторы, влияющие на образование АСПО В полости магистральных нефтепроводов могут образовываться и накапливаться: − парафино-смолистые отложения; − агрессивные отложения; − скопления воды; − скопления газа; − грунт, песок, камни, электроды и другие посторонние предметы. В зависимости от состава и содержания твёрдых углеводородов прочность отложения существенно различается. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 55 Технологическая часть Образование парафино-смолистых отложений связано с выделением их из транспортируемой нефти и является результатом процессов закрепления частиц на стенках труб и выноса их потоком жидкости. Интенсивность образования парафино-смолистых отложений зависит от физико-химических свойств нефти, температуры потока и гидродинамических условий перекачки. С ростом скорости движения нефти интенсивность отложений возрастает, что объясняют увеличением турбулизации потока и, следовательно, увеличением частоты образования и отрыва пузырьков от поверхности трубы, флотирующих взвешенные частицы парафина и асфальтосмолистых веществ [18]. 5.1.3. Применение ингибиторов парафинообразования Ингибиторы парафиноотложения разрабатываются и производятся различными компаниями. Для конкретных условий применения индивидуально подбирается существующий ингибитор или синтезируется новый. Известны следующие основные виды ингибиторов парафиноотложения [19]: 1) химические вещества неполимерного типа (алкилнафталины; эфиры многоатомных кислот и спиртов; амиды, содержащие длинные алкилы). 2) сополимеры: малеинового ангидрида; этилена с полярными мономерами (винилацетатом, эфиром акриловой кислоты); винилацетата с фумаровой кислотой; алкил(мет)акрилатов, полиалкил(мет)-акрилатов; ароматических углеводородов, состоящие из двух или трех мономеров; полиолефинового типа (этилен-пропилен, этилен-пропилен-диен и продукты их деструкции, сополимеры а-олефинов, модифицированные полиолефины); Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 56 Технологическая часть Товарные формы ингибиторов парафиноотложения реализуются под различными марками так называемых депрессорных присадок. Добавление ингибиторов в парафинистые конденсаты не влияет на термодинамику выпадения парафинов в твердую фазу. Зависимость количества выпавшего в твердую фазу парафина от температуры остается неизменной для чистого конденсата и его смесей с ингибитором. Но ингибиторы значительно изменяют пространственную структуру выпавших парафинов. Они уменьшают размеры кристаллических образований и делают решетку менее связанной. Ее прочность снижается. Это влечет уменьшение предела прочности парафиновой структуры при ее охлаждении в покое. Чем менее прочной становится кристаллическая решетка, тем ниже значение предела прочности парафиновой структуры и эффективнее применяемый ингибитор [20]. 5.2 Виды очистки внутренней полости нефтепроводов В зависимости от свойств перекачиваемой нефти – вязкости, плотности, содержания парафина, скорости потока нефти, сезонных изменений температуры нефти, интенсивности отложения парафина на стенках нефтепровода, устанавливаются следующие виды очистки [27] [25]: периодическая (плановая) – выполняется при текущей эксплуатации, с целью удаления парафиновых отложений для обеспечения плановых показателей пропускной способности нефтепровода и энергозатрат на перекачку нефти, удаления скоплений воды, с целью предупреждения развития внутренней коррозии нефтепроводов; внеочередная (внеплановая) – выполняется при увеличении по сравнению с плановыми энергозатратами, уменьшении пропускной способности, уменьшении эффективного диаметра нефтепровода; преддиагностическая – выполняется для обеспечения необходимой степени очистки внутренней полости нефтепровода для проведения внутритрубной диагностики. 5.3 Периодичность очистки внутренней полости нефтепроводов Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 57 Технологическая часть Промысловые нефтепроводы в зависимости от характеристик перекачиваемой нефти и особенностей эксплуатации нефтепроводов подразделяются по: вязкости, содержанию парафина в нефти, скорости потока, перепаду температуры [28]. По вязкости перекачиваемой нефти: − до 30 сСт; − от 30 до 50 сСт; − более 50 сСт. По содержанию парафина в нефти: − менее 3%; − от 3 до 6 %; − более 6%. По скорости потока нефти: − менее 0,5 м/сек; − от 0,5 до 1,5 м/сек; − более 1,5 м/сек. По перепаду температуры нефти по длине нефтепровода: − менее 5 град. С/100 км; − от 5 до 15 град. С/100 км; − более 15 град. С/100 км. Промысловые нефтепроводы в зависимости от характеристик нефти, особенностей эксплуатации и изменения температуры нефти по длине нефтепровода подразделяются на 7 групп (Таблица 13). Периодичность очистки устанавливается как: − не менее 1 раза в 90 суток для нефтепроводов 1 и 2 группы; − не менее 1 раза в 60 суток для нефтепроводов 3 и 4 группы; − не менее 1 раза в 45 суток для нефтепроводов 5 и 6 группы; − не менее 1 раза в 30 суток для нефтепроводов 7 группы. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 58 Технологическая часть Таблица 13 – Группы нефтепроводов Скорость потока нефти, м/с Перепад температуры по длине нефтепровода, град/100 км Вязкость перекачиваемой нефти, сСт до 30 от 30 до 50 более 50 Содержание парафинов, % менее 3 от 3 до 6 более 6 менее 3 от 3 до 6 более 6 менее 3 от 3 до 6 более 6 Группа нефтепровода более 1,5 менее 5 1 2 3 2 3 4 3 4 5 от 5 до 15 2 3 4 3 4 5 4 5 6 более 15 3 4 5 4 5 6 5 6 7 от 0,5 до 1,5 менее 5 2 3 4 3 4 5 4 5 6 от 5 до 15 3 4 5 4 5 6 5 6 7 более 15 4 5 6 5 6 7 6 7 - менее 0,5 менее 5 3 4 5 4 5 6 5 6 7 от 5 до 15 4 5 6 5 6 7 6 7 - более 15 5 6 7 6 7 - 7 - - Типы и количество ОУ при проведении плановой очистки определяются в зависимости от периодичности очистки и протяженности нефтепровода по таблице 14 [27]: Таблица 14 – Тип и количество ОУ при проведении периодической очистки нефтепровода Протяженность участка Периодичность очистки, сутки более 45 суток 45 суток и менее до 150 км 1 шт: СКР4 (СКР3, СКР2, ПРВ1, СКР1) 2 шт: СКР4 (СКР2, СКР3) + ПРВ1 (СКР1) более 150 км 1 шт: СКР4 2 шт: СКР4 + ПРВ1 5.4 Технология запуска очистного устройства Пример технологической схемы узла запуска СОД приведен на рисунке 7. 1) Исходная позиция задвижек на КПП СОД: - задвижка № 1 открыта; задвижки №2, 3 ,4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 11, 12, 13, 14 закрыты; - комбинированный ВИП запасован в КПП СОД таким образом, чтобы 2 передние манжеты вошли в часть камеры с номинальным диаметром; Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 59 Технологическая часть Dy №2 (от магистрального нефтепровода) №1 От НПС №12 №3 №6 Емкость подземная Насос погружной Отбор давления Сигнализатор уровня - направление потока нефти Условные обозначения Dy - условный диаметр магистрального нефтепровода, мм D2 - условный диаметр дренажных и вспомогательных трубопроводов, мм - дренажные и вспомогательные трубопроводы D1 - условный диаметр трубопровода подвода нефти, мм - основные технологические трубопроводы - воздушник Датчик контроля герметичности D1 D2 D2 Ж - патрубок для установки запасовочного устройства К передвижной емкости или к ПНУ №9 №10 №14 №11 №8 №7 D3 D3 - условный диаметр трубопровода газовоздушной линии, мм №5 №13 №5а - регулирующий орган с ручным управлением от ПНУ №4 - запорная арматура с электроприводом - затвор обратный - запорная арматура с ручным управлением ПНУ - передвижная насосная установка прохождения СОД Сигнализатор Р Тройник с решеткой Отбор Сигнализатор давления прохождения СОД не менее 5 м Колодец КИП В магистральный нефтепровод - датчик давления - манометр Р Д Ж Д - патрубок для подачи пара или инертного газа Рис. 7 – Технологическая схема узла запуска СОД - заполнение КПП СОД нефтью из магистрального нефтепровода, до начала комбинированного ВИП, проводится через систему дренажных и вспомогательных трубопроводов при открытых задвижках № 3, 7, 8, 9, 10, Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 60 Технологическая часть обеспечивая малую подачу задвижкой № 5, и закрытых задвижках № 2, 4, 5а, 6, 11, 12, 14; - контроль заполнения камеры проводится по изменению уровня в дренажной емкости. При изменении уровня в емкости более чем на 0,3 м камера считается заполненной. 2) Закрыть задвижки №№ 3, 5, 7, 8, 9, 10. 3) Выровнять давление между магистралью (отбор давления в колодце КИП) и камерой пуска (манометр), приоткрыв и закрыв задвижку № 2. 4) Запуск комбинированного ВИП производить при открытых задвижках № 2, 6, закрытых задвижках № 3, 4, 7- 12, 14 и закрытии задвижки № 1. 5) Изолировать камеру пуска, закрыв задвижки № 2 и № 6. Технические указания: - заполнение нефтью камеры пуска СОД условным диаметром до 250 мм включительно из магистрального нефтепровода следует осуществлять с производительностью не более 10 м 3 /ч, условным диаметром от 300 до 500 мм включительно – не более 25 м 3 /ч, условным диаметром от 700 до 1200 мм – с производительностью не более 50 м 3 /ч; - управление скоростью подачи нефти в камеру из магистрального нефтепровода осуществляется регулирующим органом № 5. Степень регулировки определяется с помощью пробного заполнения подземной дренажной емкости в период пуско-наладочных работ. Изменение уровня в дренажной емкости во время пробного заполнения должно определяться с помощью переносного уровнемера. При достижении уровня 2/3 от максимального заполнения подземной емкости следует прекратить путем закрытия задвижки № 3. Повторное заполнение производить после полной откачки нефти из емкости [31]. Подготовительные работы на камерах и узлах запуска, пропуска и приема при выполнении диагностики комбинированными ВИП, технологические переключения режимов работы нефтепровода, Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 61 Технологическая часть технологические переключения при пуске, соблюдение режимов работы при пропуске, технологические переключения при приеме должны соответствовать требованиям инструкции по пропуску СОД на каждый участок магистральных нефтепроводов. Инструкции по пропуску СОД разрабатывает отдел эксплуатации РНУ ОСТ, согласовывает РНУ ОСТ и утверждает главный инженер ОСТ [31]. |