ЭХЗ. Удк 6219 сравнительный анализ методов эхз в трубопроводном транспорте л. С. Булатова, Л. А. Шацкая
 Скачать 6.21 Mb.
|
|
ВЫСОКОСЕРНИСТАЯ НЕФТЬ: ПРОБЛЕМЫ И ИХ РЕШЕНИЯ П.В. Немченко, Ю.А. Багдасарова СамГТУ, Самара, Россия, pavel.nem4enko@yandex.ru В настоящее время повысились требования к качеству продукции скважин. В России с 01.01.2012 г. обязательно выполнение условий ГОСТ Р 51858-2002, изм. №2, ограничивающего содержание сероводорода и легких меркаптанов в нефтях, подготовленных к транспортировке по магистральным нефтепроводам и наливным транспортом для поставки потребителям Российской Федерации и на экспорт. Согласно этому ГОСТу содержание сероводорода не должно превышать 20-100 ррm. В то же время за последние десятилетия резко возросли объемы добываемых высокосернистых нефтей. В России имеются крупные месторождения высокосернистой нефти, требующей дополнительной переработки для достижения экспортного качества, прежде всего, речь идет о месторождениях Татарии. Общий объем добычи Татарстана превышает общий объем добычи Волго-Уральского бассейна примерно в 2 раза, годовой объем добычи превышает 30,7 млн. тонн нефти, но половина ее является высокосернистой. Отметим, что важной задачей является выравнивание качества российской смеси Urals по отношению к североморской нефти Brent Crude. Urals может рассматриваться как основной претендент на роль маркерного сорта на Лондонской бирже при критическом снижении запасов Brent Crude. Кроме того, сера и сернистые соединения являются коррозионно- активными компонентами нефти (сероводород, сероуглерод, тиофены, меркаптаны). Нефть различных месторождений содержит эти соединения в пересчете на серу от 1 % до 5 %. В продуктах перегонки нефти сера распределяется в еще большем интервале. Чем тяжелее фракция перегонки в ряду «бензин-мазут», тем выше содержание серы, поэтому мазут представляет собой даже более агрессивную среду, чем исходная сырая нефть. 508 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Высокое содержание серы понижает качество товарной нефти, а последствия развития коррозионных процессов наносят значительный ущерб, поэтому обессеривание нефти имеет большое значение. В связи с этим проблема обработки высокосернистых нефтей так актуальна. Рассмотрим пути решения данной проблемы. На сегодняшний день активно применяются три варианта: 1.Банк качества нефти 2.Компаундирование 3.Химические, физико-химические методы обессеривания Рассмотрим каждый метод подробнее: 1.Банк качества нефти. В российской системе магистральных нефтепроводов смешиваются нефти разных сортов: тяжелые уральские и легкие сибирские, в результате чего нефтяные компании, добывающие легкую нефть, теряют в доходах. Система банка качества нефти (БКН) предполагает отслеживание и фиксацию объемов и качества нефти, сдаваемой каждой из нефтекомпаний в систему магистральных нефтепроводов с тем, чтобы в дальнейшем компании, сдающие нефть более высокого качества, могли компенсировать свои потери от ее смешения с низкокачественной нефтью, сдаваемой другими компаниями. Явные плюсы данного метода в том, что компании, добывающие легкую нефть, перестанут нести потери, возникающие из-за процесса смешения разных нефтей. Но есть и минусы: этот способ сделает еще более невыгодным добычу тяжелой нефти. 2. Компаундирование. Это процесс смешивания двух и более сортов нефти для усреднения параметров конечного продукта, который должен соответствовать требованием ГОСТа. Фактически, это разбавление легкой нефти некачественной высокосернистой нефтью. Главным минусом этого метода является то, что запасы легкой нефти быстро исчерпываются и в скором времени могут закончиться. Даже в настоящее время легкую нефть для смешения необходимо доставлять до центров компаундирования по трубопроводам, осуществляя перекачку на расстояния в тысячи километров и тратя в связи с этим большие средства на транспортировку. 3.Химические, физико-химические методы обессеривания. Химические методы связаны с вводом в продукт (нефть) активных соединений, которые вступают в реакцию с нежелательными элементами, в следствие чего они выпадают в виде осадка либо испаряются виде газа. Самым распространенным химическим методом является гидроочистка – процесс химического превращения веществ под воздействием водорода при высоком давлении и температуре. Гидроочистка нефтяных фракций направлена на снижение содержания сернистых соединений в товарных нефтепродуктах. 509 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Побочно происходит насыщение непредельных углеводородов, снижение содержания смол, кислородсодержащих соединений, а также гидрокрекинг молекул углеводородов. Основными минусами метода является восстановление реагентов, которые требуются в большом количестве, цена на них каждый год меняется, поэтому их закупка является одной из первых статей трат компании. Также данный способ оказывает большую техногенную нагрузку на экологическое благополучие окружающей среды. Физические либо физико-химические методы наименее распространены по сравнению с остальными. Главной причиной этого являются большие капитальные затраты на строительство установок (хотя эти затраты единовременные), а также отсутствие типовых схем и проектов, которые могли бы показать экономическую выгоду данного метода. В результате анализа данных методов было выявлено, что наиболее эффективной, с наименьшим количеством выбросов в окружающую среду и экономически выгодной является установка, работающая по принципу «отдувки нефти газом». Технология стабилизации и очистки нефти от сероводорода осуществляется методом физической десорбции в противоточном массообменном аппарате. В качестве десорбирующего агента используется попутный нефтяной газ, очищенный от сероводорода. При этом продукт (нефть) нагревают в интервале 60-90 С (зависит от количества серы и меркаптанов), там же отбирают газ для отдувки (1-ой ступени, малосернистый). В итоге, получается, что затраты на очистку нефти в 2, а то и 3 раза меньше, чем при использовании химических методов, даже не учитывая суммы штрафов, которые компания выплатит за вредные выбросы в атмосферу. В результате лабораторных анализов было выявлено, что нефть, прошедшая очистку методом «отдувки нефти газом» соответствует ГОСТ 9965-76 и ГОСТ 1756-2000. Это значит, что при правильном расположении данных установок в основных узлах крупных нефтяных бассейнов можно решить проблему компаундирования, так как нефть будет иметь примерно одинаковый состав. Благодаря этому также возможна более экономически выгодная разработка так называемых сложных месторождений с высокосернистой нефтью. Библиографический список: 1. Патент №RU 248686 ”Способ стабилизации и очистки нефти от сероводорода и меркаптанов” 2. ГОСТ Р 51858-2002. Нефть 510 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ УДК 622.69 ПРИМЕНЕНИЕ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ АКТИВАМИ ПРЕДПРИЯТИЯ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЦЕССА ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ С.С. Новоженин СамГТУ, Самара, Россия, sergey.novozhenin@bk.ru Для предприятий магистрального транспорта нефти, использующих дорогостоящее и сложное оборудование, вопросы поддержания работоспособности оборудования играют важную роль. Это связано не только с тем, что любые поломки – это непредвиденные затраты (срочные закупки запчастей, вызов подрядных организаций, сверхурочные работы), но и с тем, что поломки оборудования приводят к незапланированным остановам, а значит предприятие несет многомиллионные потери. Именно поэтому, предотвращение остановов оборудования, благодаря своевременным планово-предупредительным ремонтам (ППР), корректировка регламентов ППР производителей оборудования и обеспечение максимальной работоспособности оборудования – крайне необходимый шаг. Из года в год появляются новые, более передовые концепции управления техническим обслуживанием и ремонтом (ТОиР). Среди причин – повышение требований к отказоустойчивости и безопасности, обилие накапливаемой информации, необходимость стыковки с автоматизированными системами управления технологическими процессами (АСУ ТП) и пр. Традиционно планирование ремонтов выполняется на основе нормативной базы. Действительность же такова, что нормативная база не покрывает все существующие сочетания факторов, от которых зависит фактическое состояние оборудования. И тут на помощь приходят автоматизированные системы управления производственными активами и процессами ТОиР. Системы управления основными фондами предприятия – EAM-системы (англ. Enterprise Asset Management) явились логическим развитием компьютерных систем управления ремонтами (англ. Computerized Maintenance Management Systems – CMMS), существующих уже более 20 лет. Системы класса ЕАМ с одной стороны являются новым, перспективным и крайне востребованным продуктом на рынке, а с другой уже имеют многолетнюю историю своего развития, что, безусловно, говорит о серьезности, фундаментальности и актуальности решаемых с их помощью проблем. Они имеют 511 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ глубокую функциональность в области ТОиР, позволяют автоматизировать всю цепочку управления оборудованием – как весь процесс технического обслуживания и ремонтного обеспечения (ТОРО), так и обеспечивающие его процессы (материально-техническое снабжение, управление складскими запасами, управление финансами, качеством и трудовыми ресурсами в части ТО и др.), но требуют интеграции с ERP-системами (англ. Enterprise Resource Planning – планирование ресурсов предприятия). EAM-системы помогают управлять полным жизненным циклом Актива, начиная с его проектирования/покупки и заканчивая списанием. EAM-системы позволяют согласованно управлять следующими основными процессами, относящимися к обслуживанию и ремонту основных средств предприятия: капитальный ремонт; техническое перевооружение, реконструкция и модернизация; капитальное строительство и/или создание ОС; текущий, плановый ремонт и профилактика; внеплановый, аварийный ремонт; поддержка эксплуатации и техническое обслуживание. Основные задачи, стоящие перед системами управления основными фондами предприятия в части повышения эффективности процесса эксплуатации магистральных нефтепроводов: повышение безопасности работы и снижение уровня аварийности на магистральных нефтепроводах; поддержание работоспособности дорогостоящего и сложного оборудования предприятий магистрального транспорта нефти; разработка и внедрение мероприятий по сокращению потерь нефти, экономии электроэнергии, топлива, материалов и других ресурсов. Решение данных задач состоит в предотвращении незапланированных остановов оборудования благодаря планово-предупредительным ремонтам, которые традиционно выполняются на основе нормативной базы. Однако нормативная база не покрывает все существующие сочетания факторов, от которых зависит фактическое состояние оборудования. Современные интегрированные EAM-системы дают возможность вести статистику по объекту, проводить анализ множества параметров, и на этом основании создавать более объективный план ремонта и сервисного обслуживания. Аналитические компании отмечают рост спроса на EAM-системы в мире после серии аварий и техногенных катастроф. В ряде стран ужесточено законодательство, да и само общество стало более серьезно относиться к надежности основных фондов. Поскольку затраты на ремонты высоки, замена 512 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ оборудования на новое обходится и того дороже, а соответствие все более жестким нормам и директивам также недешево, необходимость в EAM-системах очевидна. На данный момент существует множество продуктов класса EAM, как зарубежных, так и российских разработчиков: Avantis PRO; Infor EAM; Oracle EAM; Datastream 7i; Ellipse; Галактика EAM; Ремонт-Эксперт и многие другие. Но одна из самых передовых – система MAXIMO (IBM). Учитывая все преимущества EAM-систем и мировой опыт, еще до ввода в штатную эксплуатацию первой очереди нефтепроводной системы КТК (Каспийский трубопроводный консорциум) было принято решение об использовании в Компании системы MAXIMO. В мировой практике продукт MAXIMO используется предприятиями всех отраслей экономики, обладающими большими производственными активами сложной внутренней структуры, например, крупными промышленными транснациональными корпорациями, организациями жилищно-коммунальной сферы, электроэнергетики и пр. Среди пользователей системы MAXIMO имеются такие известные компании как Honda, Toyota, Volvo, General Motors, Ericsson, Hewlett Packard, Intel, Motorola, Zanussi, Coca-Cola, Heineken и другие. Система MAXIMO позволяет в режиме онлайн получать всю информацию о фактической ситуации на предприятии: какое оборудование в данный момент в работе или на ремонте, на какой производственной площадке или на каком объекте. Система учитывает всю информацию по каждой единице оборудования: технические характеристики, текущую информацию по состоянию, информацию о проведенных ремонтах, установленных запчастях, чертежи, схемы, рекомендации производителей и др. Для внедрения системы MAXIMO на первом этапе необходимо решить следующие базовые задачи: провести инвентаризацию активов, фондов, складских запасов, техники и инструментов и упорядочить их учет; сформировать библиотеку типовых работ с указанием потребностей в определенных материалах, людских ресурсах, необходимости выполнения тех или иных операций, связанных с повышенной опасностью или отключением оборудования; упорядочить деятельность по регулярным осмотрам, текущему планированию ремонтных работ и управлению ресурсами; автоматизировать процесс определения потребностей в запасных частях, инструментах и материалах; обеспечить прозрачное обоснование стоимости работ и потребности в ресурсах, облегчающее получение средств. По мере накопления статистической информации, система позволит с возрастающей точностью осуществлять стратегическое планирование ремонтов и решать задачи более высокого уровня, например, планировать профилактические работы, исходя из накопленной статистики износа и отказов оборудования, обеспечивая опережающее устранение неисправностей; передвигать и объединять работы, сокращая время простоев ремонтируемых активов; стратегически 513 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ планировать работы и закупочную деятельность, сокращая время простоя ресурсов (людей и техники) и добиваясь выгодных ценовых предложений за счет консолидации закупок. Библиографический список: 1. Гараева В.А. Методика оптимизации периодичности технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций магистрального нефтепровода. - В сб. Труды ВНИИСПТнефть, Уфа, 1979, вып. 25. 2. Кагарманов М.А., Акбердин А.М., Исхаков Р.Г. Организация технического обслуживания и ремонта оборудования насосных станций. - Экспресс-информация. Сер. Транспорт и хранение нефти. 1991, вып. 1. 3. Гумеров А. Г., Гумеров Р. С., Акбердин А. М. Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций. Издание: 2001 г., 470 стр. 4. ГОСТ 1 8322-78 (СТ СЭВ 5151-85). Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения. 5. ГОСТ Р 55235.1-2012 Практические аспекты менеджмента непрерывности бизнеса. Менеджмент активов. Требования к оптимальному управлению производственными активами. 6. ГОСТ Р 55.0.05-2016 Управление активами. Повышение безопасности и надежности активов. Требования. 7. РД 153-39ТН-008-96. Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций. УДК 62-631.2:665.65 ГАЗОДИНАМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ГИДРОУДАРА В МАГИСТРАЛЬНОМ НЕФТЕПРОВОДЕ В.М.Авдеев, С.А.Гулина, И.Ю.Горюнова, А.С.Гулина, М.А. Рамзаева Самарский государственный технический университет г. Самара, Россия Процессы течения жидкости, в которых характеристики потока изменяются с течением времени, называются неустановившимися (нестационарными). Неустановившиеся режимы течения нефти наблюдаются при пусках и остановках нефтепровода, включении или отключении дополнительного агрегата на головной 514 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ или промежуточной нефтеперекачивающей станции, полном или частичном открытии задвижки, переключении резервуаров, сбросе или подкачке нефти, при разрыве трубопровода. При резком закрытии или открытии задвижки, включении или отключении насоса происходит резкое торможение или ускорение потока, сопровождающееся таким опасным явлением, как гидравлический удар (рис.1) Рис. 1 Схема возникновения волны повышения давления вследствие торможения потока Изменения давления и скорости потока в трубопроводах происходят не мгновенно в связи с упругостью твёрдых стенок трубы и сжимаемостью рабочей среды, а с некоторой конечной скоростью, обусловленной необходимостью компенсации упругих деформаций жидкости и трубы. Как известно [1 ] выражение для скорости распространения ударной волны в упругом трубопроводе: m ж ж ж m E DE E E E D a 1 1 1 (1) где: - плотность жидкости, D - диаметр трубопровода, - толщина стенки трубопровода, m E – объёмный модуль упругости материала трубы, ж E - объёмный модуль упругости жидкости. Выражение для определения величины ударного давления имеет следующий вид: |