| Статистика |
|---|
Онлайн всього: 1 Гостей: 1 Користувачів: 0
|
|
Технологічні особливості застосування резервуарів
2. ТЕХНОЛОГІЧНІ ОСОБЛИВОСТІ ЗАСТОСУВАННЯ СТАЛЕВИХ ЦИЛІНДРИЧНИХ РЕЗЕРВУАРІВ ПРИ ВИДОБУТКУ І ТРАНСПОРТУ НАФТИ
Як вже вказувалося, при вступі в резервуар сирої обводненій нафти, що містить залишкову кількість попутного газу, розподіл корозії його внутрішніх стінок носить зональний характер у відповідності з поділом нафти на воду, нафту і газову фазу. У кожній такій зоні руйнування внутрішніх стінок резервуара протікає по особливому механізму, що відрізняється один від одного за кінцевим результатом руйнування металу. Найменше страждає зона, яка контактує з нафтою, більше всього схильні до корозійного руйнування дно, нижні і верхні пояса корпуса і, особливо, покрівля.
Основними факторами, що визначають сумарно корозійну агресивність сирої нафти є: вміст сірководню і (або) кисню, СО₂, обводненість нафти, її температура після свердловини або після процесу підготовки нафти.
Вміст сірководню задається властивості пластової нафти або життєдіяльністю сульфатвосстанавливающих бактерій. Тут ми можемо впливати на інтенсивність дії бактерій. Кисень неминуче потрапляє в газоповітряної простір резервуара з атмосфери при його спорожнення.Принципово запобігти безконтрольне надходження кисню в газоповітряної простір кожного резервуара ми в змозі, використовуючи герметичні газоуравнительные системи типу технології уловлювання легких фракцій вуглеводнів, запропоновані ТатНИПИнефтью (РД 39-1-1095-84) і ВНДІ вуглеводневої сировини (Казань).
Запобігти надходження кисню повітря всередину резервуара при його спорожнення в принципі можливо шляхом видалення з повітря цього компонента, але це досить складна хіміко-технічна задача.
Зменшити до мінімуму температуру надходить в резервуар нафти ми у змозі за допомогою теплозберігаючих технологій (теплообмінники), або, в крайньому випадку, з допомогою повітряних холодильників, що значно знизить корозійне руйнування покрівлі і верхніх поясів резервуарів, а також його корпусу.
Найбільш складний і незалежний від нашого бажання фактор - задана розробкою родовища і властивості нафти, що видобувається, особливо на пізній стадії, її обводненість. Вона визначає площу внутрішньої поверхні резервуара, яка контактує з найбільш агресивною водним середовищем. Нафтовики застосовують різні технологічні заходи, щоб звільнитися від води: попередній скидання води до надходження її на установки по зневодненню, використання резервуарів для відділення додаткової кількості води з сирої нафти і т. д.На жаль, на промислах нерідко використовують резервуари типу РВС для невластивих для таких тонкостінних споруд операцій з розділення нафти і води. Тому зараз на промислах проводиться велика робота щодо скорочення застосування резервуарів для невластивих їм функцій, і в той же час для використання їх тільки за прямим призначенням. Це дозволить знизити загальне число мало завантажених ємностей, а з іншого - дасть можливість захистити від корозії ті резервуари, які неминуче експлуатуються при видобутку нафти.
При видобутку нафти, зборі та підготовці нафти на промислах використовують сталеві циліндричні резервуари місткістю 1000, 2000, 5000 і 10000 м3. Найчастіше вони зосереджені на центральному збірному пункті (ЦПС), і кожен з них виконує певні технологічні функції, обумовлені технологією видобутку, збору і підготовки нафти, а також необхідністю інтенсифікації при зборі в резервуарах нафти процесів відділення попутної води від нафти.
2.1. Сировинні резервуари
Технологічне призначення цих резервуарів - зібрати, дати відстоятися в них нафти від води, скинути при можливості цю воду в систему промканализации, а звідти - в систему підтримання пластового тиску.
Ці резервуари використовуються в двох режимах. При першому режимі - це процес звичайного заповнення і спорожнення резервуара.Вода скидається в промканализацию, а частково зневоднена нафта спрямовується на установки з підготовки нафти. Процес заповнення і спорожнення цих резервуарів - циклічний, а частота циклу в добу залежить від продуктивності свердловин.
Розподіл агресивних зон тут звичайне: обсяг підтоварної води досить великий і займає 2 - 5 м висоти, потім йде шар нафти, вище - активна газоповітряна зона.
Корозійні процеси на внутрішніх стінках резервуарів розподіляються пропорційно обсягу трьох фаз, а також з урахуванням змочувального і екрануючого дії самої нафти при циклах заповнення і спорожнення. При наявності сірководню, кисню, СО₂ і сульфатвосстанавливающих бактерій сильнокоррозионные умови характерні для всіх без винятку зон резервуара, з переважанням руйнування днища і нижніх поясів на висоту отстаивающейся води, а також верхніх поясів і даху на обсяг газоповітряного середовища (табл. 2.1).
Примітка:
1. При відсутності в нафтових середовищах сірководню ступінь агресивного впливу знижується на одну ступінь.
2. При підвищенні температури нафти вище 20'С ступінь агресивного впливу підвищується на одну ступінь.
При великому обсязі видобутої нафти, при сильній її обводнення і необхідності частого заповнення і спорожнення сировинних резервуарів, працівники промислів, відповідно до ЗНО 3 - 85, використовують у цих резервуарах так званий гідрофільний фільтр.
Технологічно це представляється в наступному вигляді. Сталевий резервуар обладнується системою рівномірною по площі подачі сирої обводненій нафти через стабільно підтримуваний рівень пластової води. Стабільність цього рівня підтримується розрахункової (або визначеній) швидкістю видалення з резервуара відстояною від нафти води. Сира нафта подається в резервуар через цей водний шар у вигляді крапельок.Завдяки великій площі контакту крапельок обводненій нафти з пластової водою (гідрофільним) фільтром нафту звільняється від частини попутної води і збирається у верхній частині резервуара, звідки постійно відкачується, як і вода, на установки з підготовки нафти. Це захід, при обмеженій продуктивності установок ППН, добре себе виправдовує і знімає перевантаження цих установок. Зате страждає від корозії тонкостінний резервуар, який жодним чином не планувався для цієї мети.Найбільш доцільно замість тонкостінних резервуарів використовувати для цієї мети товстостінні апарати горизонтального типу, які можуть служити без капітального ремонту більш тривалий час.
Обидва типу резервуара по всім трьом зонам характеризуються за корозійно-агресивного впливу у відповідності зі СНиП 2.03.11 - 85 як сильноагрессивные і вимагають повної антикорозійного захисту по всій внутрішній поверхні.
2.2. Технологічні резервуари
Їх призначення - довести до необхідних кондицій (зневоднення і знесоленню) нафта, підготовлену на установках ППН.
Для цієї мети використовуються дві технології. Якщо обсяг підготовлюється нафти невеликий, то технологічні резервуари використовуються як звичайні відстійники, де зневоднена та знесолена на установках ППН нафту циклічно відстоюється і набуває якість, відповідне стандарту на нафту (обводненість не більше 1%, вміст солей не більше 50 мг/л).
Є, однак, інший, більш ефективний спосіб доведення нафти до необхідних кондицій. Для цього резервуар обладнується на днище трубною системою для подрібнення нафти на крапельки. У нижній частині резервуара на висоту 5 - 6 м утворюється динамічно стабільний шар стічної води, що надходить з установок по дегідратації нафти і містить залишкову кількість невикористаного деэмульгатора (зазвичай це половина або третина йде на зневоднення химреагента). Крім того, вода нагріта до 40 - 60'С. Через цей гідрофільний фільтр знизу пропускають зневоднену нафту.Крапельки нафти, контактуючи з залишковим кількістю деэмульгатора при досить високій температурі, набувають необхідні якості.
При цьому скільки води надходить з установок і відділяється від нафти, стільки ж постійно скидається в каналізацію. Підготовлена нафту також постійно скидається з цього резервуара і направляється в товарний резервуар, звідки здається підприємствам магістрального транспорту. Оскільки нафта не стабілізована, то при цій температурі відбувається досить сильне газовиділення.Утворюється высокоагрессивная газоповітряна зона.
Очевидно, всі зони всередині резервуара контактують з дуже агресивним середовищем, яка за ГОСТ 9.908-85 характеризується як сильноагрессивная (табл. 2.1).
Всі три зони вимагають антикорозійного захисту.
2.3. Товарні резервуари
Ці резервуари використовуються за своїм прямим призначенням: приймають періодично підготовлену нафту, в них вона деякий час витримується, завдяки чому в нижній частині утворюється шар підтоварної води до 1,5 м. Решта - нафта. Якщо нафта має підвищену температуру, то у верхній частині резервуара утворюється корозійно-агресивна зона. Згідно ГОСТ 9.908-85 сильноагрессивная середовище лише в нижній частині, при контакті з нафтою і газоповітряної середовищем умови корозії - среднеагрессивные (табл. 2.1).
2.4. Очисні резервуари
Стічні води перед закачуванням їх в нафтовий пласт повинні пройти відповідну підготовку: шляхом відстою вони звільняються від надмірної кількості зважених часток (норма 5 - 10 мг/л). Далі, вони повинні звільнитися від зваженої в них нафти (норма-не більше 50 мг/л). Для підготовки таких вод використовують технологічний прийом: пристрій гідрофобного фільтра.
З цією метою у верхню частину резервуара заливають 1 - 2 м нафти. Неочищена стічна вода подається зверху через цей шар в резервуар. Завдяки цьому нафти затримуються зважені частинки і залишки нафти. Після короткочасного відстою підготовлена вода направляється в систему утилізації стічних вод - для закачування її в пласт. Гідність гідрофобного фільтра полягає ще в тому, що він запобігає контакт дзеркала води з атмосферним повітрям, тобтозакачується в пласт вода має мінімальний, а в деяких випадках нульовий вміст кисню, що знижує корозію внутрішніх стінок резервуарів, а потім і трубопровідної мережі.
|
| Категорія: Захист нафтових резервуарів від корозії | Додав: 26.09.2016
|
| Переглядів: 1639
| Рейтинг: 0.0/0 |
|
