Технология добычи нефти

Содержание
Введение
Технологическая часть
1.   Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов
2.   Состояние борьбы с потерями на объектах нефтяной отрасли
3.   Источники потерь углеводородов
4.   Оценка величины потерь углеводородов
5.   Выводы и предложения по уменьшению потерь углеводородов
6.   Эффективность использования систем УЛФ
7.   Опыт применения УЛФ
8.   Общая характеристика системы УЛФ
9.   Технологическая схема система УЛФ
10. Технологическое оборудование системы УЛФ
11. Контроль и автоматизация технологических процессов
12. Нормальная работа системы УЛФ
13. Аварийная остановка системы УЛФ
14. Ремонт УЛФ
15. Расчет потерь при «малых» и «больших» дыханиях длярезервуаров УКПН
16 Расчет количества выбросов вредных веществ в атмосферный воздухс РВС УКПН-4 за 2006 г.
Мероприятия по охране окружающей среды и труда
Заключение
Список литературы

Введение
 
Вопросам потерь нефти непосредственнона объектах ее добычи, сбора и подготовки нефти не придавалось достаточного значения.Однако, от этого острота и необходимость его решения никогда не уменьшалась. Значительныэти потери на нефтепромыслах. Развитие техники и технологии сбора и подготовки нефтина помыслах, большие объемы добычи нефти на вновь открытых месторождениях, реконструкциясистемы внутрипромыслового транспорта нефти и газа вызывают необходимость и изученияприроды и причин из возникновения и разработки мероприятий по их сокращению.
Основными источниками загрязненияатмосферы в нефтепромысловом хозяйстве являются испарения, обусловленныенегерметичностью оборудования и сооружений.
В последнее время установкикомплексной подготовки нефти оснащаются системой улавливания легких фракций,которая основана на сборе продуктов испарения.
Система улавливания легкихфракций обеспечивает сохранность углеводородов, устраняет потери нефти и выбросывредных веществ в атмосферу, повышает надежность резервуарного хозяйства за счетснижения коррозионной активности газовой среды в результате предотвращенияпопадания воздуха в резервуары. Повсеместнаягерметизация с помощью систем УЛФ промысловых резервуаров позволило сократить потериуглеводородов из них и внести существенные изменения в технологию ступенчатой сепарациипродукции скважин.

Технологическая часть
 
1.1 Физико-химическиесвойства пластовых жидкостей и газов.
 
Свойства и состав нефти изучены поглубинным и поверхностным пробам. Свойства пластовой нефти пласта DIII оценивались по результатам исследования поверхностныхпроб. Оцененное значение вязкости составило3,4 мПа∙с, плотности – 0,806 т/м3, давление насыщения – 7,5МПа..
Исследованиядевонских нефтей показали,что нефти пласта DII несколько тяжелее, более газонасыщенны и имеют повышенноедавление насыщения. Распределение давления насыщения нефти газом по даннымЖелонкина А.И. показало, что давление насыщения пласта DI на Туймазинскойплощади уменьшается от центра залежи к периферии (от 9,4 до 8,2 МПа), за счётчего и отмечается некоторое увеличение плотности и вязкости нефти. НаАлександровской площади нефть в пластовых условиях имеет меньшую плотность ивязкость.
Плотность разгазированной нефти пласта DII по новым даннымсоставила 851 кг/м3, вязкость при 20 оС — 9,8 мПа∙с,содержание серы — 1,6 %. Пластовые воды терригенного девона относятся кхлоркальциевому типу. Общая их минерализация составляет 266 г/л, а плотностьдостигает 1190 кг/м3. Соли, находящиеся в растворе, представленыпрактически только хлоридами, среди которых преобладает хлорид натрия. Врастворе находится около 200 мг/л закисного железа, бария до 100 мг/л истронция от 100 до 500 мг/л. Химическая характеристика вод приведена в таблице1.2. Воды пластов DI и DII имеют близкий солевой состав и по отдельным анализамразличить их затруднительно.
Средняяплотность разгазированной нефти пласта DI по двум определениям составила 863кг/м3, вязкость при 20оС — 20,0 мПа∙с при диапазонеизменения 7,0 — 33,0 мПа∙с; содержание серы — 1,5 %, смол силикагелевых — 12,7 %, асфальтенов и парафинов по одной пробе соответственно 2,97 и 3,12 %.
Характеристикаповерхностных нефтей девонских пластов показывает, что нефти пластов DI, DII,DIII, DIV лёгкие (847 – 856 кг/м3), маловязкие (8,7 — 10,9 мПа∙с),сернистые (1,1 — 1,5 %), смолистые (8,95 — 14,1 %), парафинистые (4,8 — 5,5 %).
Данные исследованийпоказывают, что нефти девонских пластов DI, DII и DIV схожи между собой ихарактеризуются следующими свойствами: плотность — 847 — 856 кг/м3,вязкость при начальном пластовом давлении в пласте DI — 1,95 — 3,22 мПа·с, впласте DII — 2,46 — 3,18 мПа·с, в пласте DIV- 2,9 — 3,22 мПа·с. Средние значения давления насыщения составляют: в пласте DI- 9,12 МПа, в DII — 9,57 МПа и в DIV — 8,62 МПа. Средние значениягазосодержания нефтей равны: для пласта DI — 62 м3/т, DII — 64 м3/т,DIV — 55 м3/т.
Свойства нефтейфаменского яруса определялись по поверхностным пробам, отобранным из трёхскважин. Нефть тяжёлая — 910 кг/м3, высоковязкая — 89,8 мПа∙с,высокосернистая — 4,45 %. По своим параметрам она близка к нефтям терригеннойтолщи нижнего карбона и турнейского яруса. Параметры пластовой нефтиоценивались по результатам исследования поверхностных проб. Вязкость пластовой нефти составила 37,8 мПа∙с,плотность – 0,899 т/м3, давление насыщения – 4,3 МПа.
Свойства пластовой нефти турнейскогояруса (C1t) изучены по двум пробам, отобранным из скважины 1382. Впластовых условиях плотность равна 868 кг/м3, вязкость — 17,4 мПа∙с,газосодержание — 10,4 м3/т.
В компонентном составенефтяного газа преобладает метан, присутствует сероводород. В поверхностныхусловиях нефти турнейского яруса тяжёлые — 893 кг/м3, вязкие — 32,3мПа∙с, смолистые — 13 %, сернистые — 2,8 %, парафинистые — 3,7 %. Пластоваянефть терригенной толщи нижнего карбона характеризуется следующими свойствами:плотность — 864 кг/м3, вязкость — 12,4 мПа∙с, давлениенасыщения — 6,3 МПа, газосодержание — 22,0 м3/т. В газах преобладаютметан, этан, пропан. Сероводород присутствует в количестве 0,8 — 1,4 %, впластовой нефти- 0,15 %.
Газ пласта DIV отличаетсяменьшим содержанием азота и пропана и большим содержанием метана и этана.Состав газа пластов DI и DII практически одинаков. Характерным для девонскихпопутных газов является: отсутствие сероводорода, относительная плотность выше1, наличие азота, гелий и аргон. Газы Туймазинского месторождения относятся кжирным.
Пластовые воды девонскихпластов представляют собой хлоркальцевые рассолы. Общая минерализация их составляет275 г/л, а плотность достигает 1190 кг/м3. Газосодержание в водахсоставляет 2,73 м3/т. Характерной особенностью девонских водявляется значительное содержание в них закисного железа и повышенное содержаниебром. Среди анионов преобладает содержание ионов хлора 4,49 млн. молей/м3,из катионов значительно содержание натрия — 3,3 млн. молей/м3. Водыгоризонтов карбона характеризуются хлоркальциевым, хлорнатриевым типами. Встречаетсясероводород. Воды пермских отложений сульфатнонатриевого типа.
Компонентный состав газа приведен втаблице 1.
Таблица 1–Компонентный состав газа
Наименование компонентов
и показателей Значение (% от объема)
N2 15,41
CH4 19,25
C2H6 15,65
C3H8 17,96
iС4Н10 iC4H10 3,02
NC4H10 4,26
iC5H12 1,51
C6+высш. 1,46
СО2 0,66
 

Наместорождениях республики Башкортостан добываются девонские и высокосернистые нефти.До недавнего времени сбор, транспорт и подготовка девонских нефтей осуществлялисьс использованием негерметичных резервуаров большого объема, работающих приатмосферных давлениях.
Технологические схемысбора, транспорта и подготовки продукции скважин были разработаны с учетомобъемов добычи нефти и газа, их физико-химических и реологических свойств в соответствиис этими характеристиками определялось число ступеней сепарации газа, отделенияи утилизации основного объема пластовой воды, выбиралось количество иконструкция технологического оборудования в системе сбора, транспорта иподготовки нефти. Однако, если сепараторы изначально были герметичными, торезервуары на товарных парках долгие годы оставались негерметичными, являясьосновным источником потерь легких фракций нефти за счет испарения черезнеплотности, имеющиеся по проектным рещениям.
 
1.2 Состояние борьбы спотерями на объектах нефтяной отрасли
 
Около 90 % всех видов загрязненияатмосферы приходится на деятельность человека в сфере разработки и утилизацииэнергоресурсов. Для нефтяной промышленности в негативном воздействии на воздушныйбассейн среди добывающих и перерабатывающих отраслей составляет 5,1 %. Но не толькоатмосфера, а и другие компоненты окружающей среды подвержены техногенному воздействию.По ориентировочным оценкам 75% углеводородных загрязнений приходится наатмосферу, 20% на поверхностные и подземные воды и 5% накапливается в почвах. Всвою очередь выбросы и сбросы углеводородных загрязнителей являются следствием незавершенностипроизводственных циклов, неотлаженности технологий и негерметичности используемыхоборудования и сооружений[1].
До конца восьмидесятых годовприродоохранная деятельность в нефтяной промышленности не носила целевойнаправленности в части изучения влияния и оценки воздействия нефтяных загрязненийна состояние биосферы, а имела ресурсосберегающий характер. Выполнение плановыхнефтегазосберегающих технико-технологических и организационных мероприятийотражалось в снижении действующих нормативов технологических потерь нефти и нефтяногогаза. Характеризуя в целом технический уровень нефтепромысловых процессов,нормативы потерь не могут быть использованы для установления величины выбросов ватмосферу, т.к. не дифференцированы по газовой и жидкой составляющим потерь и,устанавливались как средневзвешенные по нефтепромысловым процессам без градациипо источникам выделения. Поэтому они методически не вписываются вунифицированную систему работ по нормированию выбросов загрязняющих веществ,являющаяся обязательной для действующих, проектируемых и реконструируемыхпредприятий независимо от ведомственной принадлежности. В то же время нормативыпотерь являются важными показателями производственной деятельности предприятий нефтянойпромышленности и используются при учете выработки запасов углеводородныхресурсов и количества добытой нефти.
Гарантией эффективнойреализации природоохранных мер в настоящее время следует считать не только повсеместноесоздание территориальных структур управления природопользованием, но и системноразработанные правовые основы стандарты, правила и нормативные акты, которыми необходиморуководствоваться при установлении ПДВ.
Обязательный характер установленияуказанных нормативных показателей диктует необходимость проведения работ по систематизациинефтепромысловых источников выделения загрязняющих веществ по специфическим признакамподобия, свойствам и фазовому составу пребывающих в них рабочих сред, технологическимпараметрам и режимам их эксплуатации, позволяющим формировать и обосновать требованияк нормативам потерь и предельно допустимых выбросов, выбор и разработку эффективныхмероприятий по их снижению[1].
1.3 Источники потерь углеводородов
 
На процесс испарения нефтии нефтепродуктов из резервуаров в статических условиях существенно влияюттемпература окружающей среды, активность солнечной радиации, давление и объем газовогопространства, площадь контакта нефтепродукта с газовым пространством,атмосферное давление и др.
 Известно, что при измененииуровня жидкости, температуры или дегазации в транзитных процессах подготовки нефти,выделяющиеся газы и пары выходят из резервуаров через специальные дыхательные устройствав атмосферу. Дыхание резервуаров является причиной потерь от испарения нефти и загрязненияокружающей среды.
Объем потерь нефти и нефтепродуктовпри их хранении также зависит от условий работы резервуарных парков. Так, потериот испарения в резервуарных парках нефтеперерабатывающих предприятий разделяютсяна следующие составляющие:
— потери от вентиляции газовогопространства 60-65 %;
— от «больших дыханий»32-34%;
— от «малых дыханий»3-6%;
 Высокий процент потерь привентиляции газового пространства объясняется нарушением требований герметизациирезервуаров (особенно крыш), потери от «больших дыханий» обусловлены высокойоборачиваемостью резервуаров. В условиях длительного хранения нефтепродуктов потерипроисходят в основном при «малых дыханиях».
На начальной стадии разработкиместорождения, вплоть до 1972 г., определяющим фактором негерметичности была индивидуальнаятехнологическая схема внутрипромыслового сбора нефти и газа.
На месторождении горели сотнифакелов, находились в работе насосы откачки, трапы, открытые мерники, функционировалипромежуточные и центральные нефтепарки. С переходом на герметизированную системусбора центр тяжести потерь углеводородов переместился в резервуарные нефтепарки.
1.4 Оценка величины потерьуглеводородов
 
Большинство исследовательскихработ, проведенных в различные годы по определению величины потерь из промысловыхрезервуаров к настоящему времени устарели. Изменения в системе сбора и подготовкинефти наряду с изменением режимов разработки месторождений приводят к изменениямне только величины, но и качества потерь продуктов. Поэтому исследования потерьна месторождениях должны проводиться периодически и регулярно. Правильный и своевременныйучет потерь позволит более точно определить количество извлеченного из недр продукта.Необходимо знать величины и качество потерь на всем пути движения нефти отскважин до НПЗ.
Таблица 2 — Величины потерьс распределением их по промысловым объектам[7].
Характер
потерь
Объекты
потерь Количество, %
газопаро
образные жидкие Всего
Потери легких
фракций нефти и газа
Мерники на скв.
открытые групповые
установки 0,34 0,34 Газ, сжигаемый на факелах на скв.
Скв, не подкл-
юченные к газосбор.сетям 0,122 0,122 Газ, сжигаемый на факелах на КС КС 0,566 0,566 Газ и конденсат при транспортировке от скв до газобензинового завода Дрипы на газопроводах 0,023 0,05 0,073 Нефть в сальниковых уплотнениях Устьевые сальники штанг, насосы - 0,004 0,004 Нефть при авариях Порывы - 0,074 0,074 Нефть в процессе подземных ремонтов Устья эксплуатационных скв. 0,013 0,013 Мягкие фракции при больших и малых дыханиях Сырьевые резервуары 0,207 0,207 Итого до установок по подготовке 1,258 0,141 1,399 Легкие фракции обессоленной и стабилизиров. нефти прии больших и малых дыханиях Товарные резервуары 0,34 0,34 Нефть при очистке резервуаров Резервуары, отстойники 0,14 0,14 Нефть с пластовой водой Резервуары, отстойники 0,03 0,03 Итого на установках по подготовке и товарному парку 0,634 0,17 0,51 Всего потерь 1,598 0,311 1,909
Из таблицы 2 видно, чтонаибольшие потери нефти и газа имеют место на участке от скважин до установокпо подготовке нефти, где сумма потерь составляет 1,399%.
Наибольшие потеринаблюдаются из мерников групповых установок, сырьевых резервуаров в процессе ихбольших и малых дыханий.
На этих объектах суммарнаявеличина потерь составляет 1,235% или 86,64% от общей величины потерь на пути отскважины до установок по подготовке (система безнапорная открытая).
Непосредственно на установкахпо подготовке потери составляют 0,51% или 26,7% от общей величины промысловых потерьнефти.
Наибольшие потери на этомучастке технологической схемы сохраняются также, как и в предыдущем случае, в резервуарахв процессе малых и больших дыханий.
Из табл.2 видно, что наибольшуючасть потерь составляют газообразные и парообразные компоненты, тогда как величинапотерь жидких продуктов составляет лишь 16,3 % от общей величины потерь.

1.5 Выводы ипредложения по уменьшению потерь углеводородов
Расчеты и измерения, выполненныеразличными исследователями, показали, что выбросы паров нефти из резервуаров весьмазначительны.
 В настоящее время для утилизации(снижения потерь) легких фракций углеводородов при хранении нефти и нефтепродуктовприменяются газоуравнительные системы, факельное сжигание, мембранноеразделение смеси ЛФУ, азотное охлаждение, адсорбция (активированный уголь), абсорбция(нефтяные масла), плавающие крыши, понтоны и др.
Все эти разнообразныеорганизационно-технические меры по сокращению потерь можно разбить на три группы:
— предупреждающие испарениенефти;
— уменьшающее испарения;
— меры по сбору продуктовиспарения.
К первой группе относитсяобеспечение герметичности резервуаров. Ее отсутствие часто объясняется неисправностьюкровли, что приводит к постоянному испарению и выветриванию выделяющихся из нефтигаза и паров. Для поддержания резервуаров в технически исправном состояниитребовались значительные средства и сложная работа.
Вторым мероприятием первойгруппы является совершенствование технологии подготовки нефти с цельюмаксимального отделения легких фракций до поступления ее в резервуары. Начиная с1963 г., обезвоженная и обессоленная нефть стала подвергаться стабилизации в ректификационнойколоне под давлением. По технологической схеме нефть из буферной емкостинасосом подавалась через теплообменник и печь, в которых нагревалась до 200ºС,в стабилизационную колонну. Широкая фракция легких углеводородов из верхней частиколонны поступала в кондесатор — холодильник и затем в газосепаратор. Газ из газосепаратораиспользовался в печах для нагрева нефти, а нестабильный бензин насосом подавалсяв емкости высокого давления и из них откачивался на газобензиновый завод. Частьбензина подавалась на верх колонны для орошения с целью поддержания заданной температуры.Товарная нефть, из которой были отобраны легкие фракции, с нижней части колоннынасосом через теплообменники откачивалась в товарный парк.
 Стабилизация нефти позволилазначительно сократить потери легких фракций из товарных резервуаров. Если потериобессоленной нестабильной нефти составляли 0,52%, то у стабильной нефти ониснизились до 0,16%. Отбор легких фракций составлял 3% от обессоленной нефти, чторавно 70-75% потенциально возможного извлечения компонентов.
В 1982 г. появилась необходимостьзамены стабилизационных колонн и коренной реконструкции блоков стабилизации. В связис повышенной опасностью дальнейшей эксплуатации оборудования и сооружения и неспецифичностьюэтой технологии для нефтедобывающих предприятий стабилизация нефти была прекращена[2].
Параллельно с внедрением блоковстабилизации на УКПН-1 проводили испытания плавающей крыши в резервуаре. Плавающаяна поверхности нефти крыша почти полностью устраняла газовое пространстворезервуара и таким образом предотвращала потери легких фракции от малых и большихдыханий. Однако это мероприятие после испытания развития не получило из-за несовершенствауплотнения со стенками резервуара.
«Принципами техническойэксплуатации нефтебаз» для снижения потерь нефтепродуктов рекомендуется применятьпонтоны и диски отражатели, которые сокращают выбросы соответственно на 80 и 20%. Однако, как показывают исследования, выполненные специалистами УГНТУ, рекомендуемыесредства эффективны лишь в ограниченных областях: для понтонов при емкости резервуаров5 тыс. м3 и более для дисков отражателей при коэффициенте более 60%.
 Длительное время, до 1994 г., нефтяники«Туймазанефть» ограничились мероприятиями, уменьшающими испарения.Среди них — применение красок с высоким коэффициентом отражения. Наиболее распространеннымииз них были белые и алюминиевые, но причем белые краски в 1,48-1,8 раза эффективнееалюминиевых, но последние более практичны из-за долговечности и простоты процессананесения.
 Все эти технологии имеютодин главный недостаток – не могут гарантировано обеспечить решения задачи улавливаниялегких фракций углеводородов.
 В 1994 г. началось внедрениемероприятий третьей группы, предусматривающих сбор продуктов испарения нефти изрезервуаров. Сущность этого метода заключается в оснащении резервуарных нефтепарковспециальной системой улавливания легких фракций. В настоящее время существует большоечисло данных установок, имеющих различные конструктивные исполнения и принцип работы.
Применение системы УЛФ наобъектах ОАО «Башнефть» позволило:
1. Улучшить экологическуюобстановку и условия труда обслуживающего персонала не только непосредственно насамих объектах сбора хранения и подготовки нефти, но и в населенных пунктахрайонов добычи нефти.
2. Уменьшить пожароопасностьобъектов.
3. Повысить срок службытехнологического оборудования на объектах за счет снижения интенсивности процессоввнутренней коррозии и снятия напряжения в сварных стыках и швах кровли и верх поясоврезервуаров.
4. Сохранить кондиционныесвойства нефти.
5.  Получить дополнительнуюприбыль от реализации уловленной продукции.
1.6 Эффективность использованиясистем УЛФ
В институте проблем нефтехимпереработкиАН РБ была проведена сравнительная оценка загрязнения атмосферы в результате внедренияописанных методов в товарно-сырьевых парках НПЗ. Оценка выполнена по принципу нормированияприведения массы выброса к эквивалентной массе диоксида серы, который используетсяв расчетах индекса загрязнения атмосферы (ИЗА). Установлено, что ИЗА при использованиистального резервуара с дыхательной арматурой составляет 220, стального резервуарас понтоном – 88, группы стальных резервуаров с газоуравнительной линией – 66,резервуара с конденсаторной системой – 35, технологии УЛФ – 2.
Из приведенных данныхвидно, что наиболее эффективным с точки зрения снижения выбросов в атмосферу паровнефтепродуктов являются установки УЛФ.
1.7 Опыт применения УЛФ
Начиная с 1990 г. накопленбольшой опыт эксплуатации установок для УЛФ нефти испаряющихся в резервуарах намногих нефтепромысловых объектах республики Башкортостан, а также на промыслах Татарстана,Оренбургской области, Сибири.
Областью применения системУЛФ являются объекты добычи нефти, установки подготовки продукции скважин, НПЗ,нефтебазы, объекты хранения нефти и нефтепродуктов.
 Система УЛФ предназначенадля предотвращения потерь нефти и нефтепродуктов за счет улавливания и утилизации,испаряющихся легких фракций, улучшения условий охраны окружающей среды, решенияпроблемы больших и малых дыханий резервуаров.
Оборудование установок УЛФрасположено в обогреваемом блок — боксе, в котором автоматически поддерживаетсязаданный температурный режим. Режим работы циклический.
Вся система УЛФ сконструированадля непрерывной работы в автоматическом режиме без присутствия обслуживающего персоналав режиме частых включений и выключений в условиях агрессивных и высокоагрессивныхсред. Резервуары для нефти и нефтепродуктов соединяются единой газоуравнительнойтрубопроводной системой, по которой легкие фракции поступают на прием блочной компрессорнойустановки БКУ.
При достижении заданных допустимыхдавлений компрессор включается и через конденсатосборник откачивает газ из резервуаровв газопровод. Выделившийся из конденсатосборника конденсат насосами снова попадаетв резервуары.
Для поддержания в паровойфазе резервуаров постоянного заданного давления предусмотрены электронные датчикидавлений и микропроцессорный контроллер.
Безопасность и надежностьработы системы УЛФ гарантируется применением новейшей технологии и современногооборудования во взрывобезопасном исполнении.
Все резервуарные парки ОАО«Башнефть» оснащены системой УЛФ. Кроме того в настоящее время немалообъектов подготовки высокосернистых нефтей и ДНС также оснащены этимисистемами.
Однако эти установки обладаютследующими недостатками:
1. Имеют высокую стоимость.
2.  Сложноеоборудование и систему управления.
3.  Требуют наличия потребителейсухого газа.
В связи с отмеченным, решениепроблемы защиты окружающей среды возможно только при широком внедрении современныхметодов снижения испарения нефтепродуктов при хранении, а также хранение нефтепродуктовв герметичных резервуарах, исключающих выделение загрязняющих веществ в атмосферу.
1.8 Общая характеристикасистемы УЛФ
 
 Система улавливания легкихфракций углеводородов предусматривает:
 отбор, отделение от конденсата,компримирование газов и паров легких фракций углеводородов, выделяющихся в товарныхрезервуарах Р1.1, Р1.2, Р1.3, объемом 5000 м3, в резервуарах сырой нефти Р2.1,2.2, Р2.3, объемом 5000 м3, в резервуарах отстойниках пластовой воды;
 подачу скомпримированногогаза в газасепаратор первой ступени сепарации ГС1;
 возврат конденсата, выделившегосяиз газа в системе УЛФ, в трубопровод нефти перед резервуарами товарной нефти.
Система УЛФ обеспечивает (засчет герметизации резервуаров) поддержание в резервуарах и аппаратах оптимальногорабочего избыточного давления, исключая выбросы вредных веществ в атмосферу, повышаетнадежность резервуарного хозяйства за счет снижения коррозионной активности газовоздушнойсреды в результате предотвращения попадания воздуха (кислорода) в резервуары.
В систему УЛФ углеводородоввходят:
— газоуравнительная линиярезервуаров;
— блочно-комплектнаяавтоматизированная установка по улавливанию легких фракций углеводородов производительностью2393 м3\сут, давлением на выходе компрессора 2 атм фирмы ЮМС«Аутоматион»;
— буферная емкость БЕ1 дляприема легких фракций углеводородов из резервуаров и сбора конденсата,выделившегося из этого газа;
— подъемная емкость ДЕ дляприема конденсата, выделившегося в емкости БЕ1, конденсатосборнике К, с насосомоткачки конденсата в трубопровод нефти перед товарными резервуарами;
— конденсатосборник К дляулавливания конденсата, выпадающего при охлаждении компримированного газа,преимущественно при остановках блока БКУ1;
— трубопроводы для транспортауловленного газа и конденсата;
— трубопровод сброса газаиз дренажной емкости в существующий газопровод на факел.

1.9 Технологическая схемасистемы УЛФ
 
Технологическая схема системыулавливания легких фракций углеводородов предусматривает сбор и компримированиегаза, поступающего из резервуаров (рис.2)
/>
Рисунок 2–Система УЛФ:1-газоуравнительная система; 2-емкость буферная; 3-емкость подземная;4-трубопровод выкидной; 5-блок компрессорный; 6-резервуар; 7-отстойник КССУ.
Резервуары оборудуются газоуравнительнымитрубопроводами 1, с помощью которой легкие фракции перераспределяютсямежду газовыми пространствами резервуаров. Излишки газа по газоуравнительным трубопроводампоступает в буферную емкость 2, в которой происходит выпадение и накоплениеконденсата, унесенного газом из резервуаров.
Резервуары должны быть оборудованыогнепреградителями, дыхательными гидравлическими предохранительными клапанами,необходима полная герметизация резервуаров.
В резервуарах поддерживаетсяизбыточное давление (в пределах от 20 до 50 мм водяного столба) с помощью компрессора,установленного в блоке БКУ1.
Буферная емкость оснащенаподогревателями, контрольно-измерительными приборами, запорно-регулирующейарматурой. Предусмотрен автоматический сброс конденсата при достижениипредельного уровня в подземную емкость 3, сигнализация верхнего аварийногоуровня, контроль давления, сигнализация при отклонениях давления. Подземнаяконденсатная емкость оборудована электропогружным насосом, включение иотключение которого происходит автоматически по достижении верхнего и нижнегопредельных уровней. Освобожденный от конденсата и капельной влаги газ поступаетиз буферной емкости в технологический блок установки улавливания легких фракций(УЛФ). Автоматизированная установка улавливания легких фракций БКУ1 состоит из двухблоков: технологического и блока управления (контрольной панели). Технологическийблок представляет собой компактное помещение (рис.3), в котором размещены компрессор1 с электроприводом 2, емкость для масла 3, соединенную с лубрикатором4 для смазки узлов компрессора. Привод нагнетания масла осуществляется черезременную передачу 5 от вала компрессора. Кроме того, в блокесмонтированы отопительная 6 и вентиляционная 7 системы, датчики управлениятехнологическим процессом, запорно-регулирующие клапаны, счетчики газа, трубныеи энергообеспечивающие коммуникации.
/>
Рисунок3-Принципиальная схема установки улавливания легких фракций.
1-компрессор,2- электропривод, 3- емкость для масла, 4-лубрикатор, 5-передача клиноременная,6- электропечь, 7-вентилятор, 8- клапан, 9-расходомер, 10-клапан обратногодействия, 11- обратный выходной клапан, 12- клапан байпасный, 13 – клапанподпитки, 14 – насос конденсатный,15- скруббер.

Поступивший из буфернойемкости газ компрессором направляется в выкидной трубопровод, по которому черезклапан 8 с ручным управлением, расходомер 9, клапан обратногодавления 10 и выкидной обратный клапан 11, выходит из блока БКУ1,и по напорному газопроводу 4 поступает в конденсатосборник К 8, далее потрубопроводу в газосепаратор 7 первой ступени ГС1. Конденсатосборник К необходимдля улавливания конденсата, выпадающего из-за охлаждения газа в газопроводе, преимущественнопри остановках блока УЛФ (БКУ1).
В конденсатосборнике К предусмотренконтроль давления, сигнализация верхнего и нижнего уровней конденсата. Опорожнениепроизводится в дренажную емкость 3 ДЕ при достижении верхнего уровня конденсатапо сигналу на щите операторной.
Стабильная работа системыУЛФ (БКУ1) определяется, прежде всего, режимами своевременных включений и отключенийсистемы подпитки товарных резервуаров при откачке нефти из любого резервуара.
Подпитка должна включатьсяв работу при падении давления в резервуаре до 20 мм вод. ст. и не должна прерыватьсядо момента, пока давление в резервуаре не достигнет максимально допустимой величины.
Исходя из этого, обвязка резервуарови БКУ1 должна обеспечить выравнивание давлений в газоуравнительной линии резервуаровс момента откачки нефти из любого товарного резервуара и, происходящие при этомпроцессе, перетока газа между резервуарами (сырьевые-товарные, товарные-товарные)до момента включения, отключения и работы системы подпитки. Это условие достигаетсясхемой обвязки, которая включает центральную точку на газоуравнительной линии резервуаров,равностоящую от каждого резервуара и, обеспечивающую равные потери давлений на участкахтруб от БКУ до каждого резервуара в процессе работы системы подпитки.
Компрессор блока БКУ1 включаетсяавтоматически при достижении давления в газоуравнительной линии 50 мм вод. ст.При понижении давления в системе ниже 30 мм вод. ст. автоматически открывается байпасныйклапан 12, соединяющий приемную и выкидную линии компрессора до счетчика9.
При дальнейшем снижении давленияв системе (ниже 20 мм вод. ст.) компрессор останавливается, открывается подпиточныйклапан 13, соединяющий выкидную линию компрессора с приемной после обратногоклапана 11. Газ поступает обратным ходом из газосепаратора первой ступенипо газопроводу в газоуравнительную систему и далее, в газовое пространство резервуаров,предотвращая образование вакуума в них.
При повышении давления навходе в компрессор до 30 мм вод. ст. клапан 13 закрывается.
Таким образом, клапан 13находится в открытом положении при давлении 20 мм вод. ст. и в закрытомположении при давлении в системе 30 мм вод. ст. Параметры работы клапанов могутбыть уточнены после пуска установки УЛФ.
Включение – отключение компрессора,изменение оборотов двигателя компрессора и, соответственно, его производительности,открытие – закрытие клапанов осуществляется автоматически в зависимости от изменениядавления на приеме компрессора. Давление на входе в компрессор изменяется сизменением давления в резервуарах.
Блок БКУ1 теплоизолировани имеет систему обогрева, контролируемую датчиками температуры. Работа системыобогрева осуществляется в автоматическом режиме, включаясь при температуре +2ºСи отключаясь при температуре +15ºС.
 Помещение блока снабженосистемой контроля за содержанием углеводородного газа, если в помещении блока УЛФпоявится газ выше допустимого предела компрессор автоматически останавливается.
Система вентиляции блока сблокированас системой контроля за содержанием углеводородного газа и сероводорода. В связис этим, если в помещении появляется один или оба из указанных газов, включаетсявентилятор, который останавливается через 5 минут после снижения концентрации газовдо допустимого предела.
Следует отметить, что режимработы установки УЛФ осуществляется по программе, которую специалисты корректируютв соответствии с конкретными условиями и режимами, присущими каждой ид установокподготовки нефти.
Система улавливания легкихфракций обеспечивает сохранность углеводородов за счет герметизациирезервуаров, поддержания в них оптимального рабочего избыточного давления,устраняет потери нефти и выбросы вредных веществ в атмосферу, повышает надежностьрезервуарного хозяйства за счет снижения коррозионной активности газовой среды врезультате предотвращения попадания воздуха в резервуары.
 
1.10 Технологическое оборудованиесистемы УЛФ
Установка УЛФ (БКУ 1)
Назначение — отбор,отделение от конденсата, компримирование газов и паров легких фракций углеводородовиз резервуаров.
Принятаблочно-комплектная установка по улавливанию легких фракций, состоящая из технологическогоблока и контрольной панели (блока управления).
Технологическая характеристикаБКУ1
Объем газа, поступающегона прием компрессора — 2393 м3\сут;
Давление на выкиде — 2 атм.
Давление на приеме — 0,005 атм.
Температура газовой смесина входе в компрессор – 16,6-17,8 ºС.
Температура газовой смесина выходе из блока – 73,5 ºС.
Мощность установки – 15л.с.
Буферная емкость БЕ1
Назначение БЕ1 прием паровлегких фракций углеводородов из сырьевых, товарных резервуаров и резервуаров-отстойниковпластовой воды, отделение конденсата перед подачей газа в блок БКУ1.
Техническая характеристика
Объем – 16 м3.
Диаметр – 2000 мм.
Давление рабочее – 1 МПа.
Масса – 3420 кг.
Количество аппаратов БЕ1– 1 шт.
Количество теплообменных устройств– 1 шт.
Дренажная емкость ДЕ
Назначение- прием конденсата,выделившегося в БЕ1 и конденсатосборнике К. Накопление и откачка его в нефтепроводперед товарными резервуарами.
Технологическая характеристика
Объем емкости – 40 м3.
Диаметр – 2400 мм.
Производительность насоса– 80 м3\час.
Напор – 43 м вод. ст.
Мощность электродвигателя– 15 кВт.
Конденсатосборник К.
Назначение сбор и накоплениеконденсата, унесенного газом.
Техническая характеристика
Диаметр – 250 мм.
Давление рабочее – 1,6МПа.
Масса — 537 кг.
Количество – 1 шт.

1.11 Контроль и автоматизациятехнологических процессов
Технологической схемойсистемы улавливания легких фракций определен следующий объем автоматизации:
— контроль, регистрация исигнализация отклонения от заданных значений температуры конденсата в буферной емкостиБЕ1;
— местный контрольтемпературы и давления газа в трубопроводе от БКУ1 в конденсатосборнике К;
— контроль, регистрация исигнализация отклонения от заданных значений давления газа в буферной емкостиБЕ1 и в трубопроводе после конденсатосборника К;
— контроль, регистрация исигнализация отклонений уровня конденсата в дренажной емкости ДЕ;
-контроль предельныхзначений уровня конденсата в буферной емкости БЕ1;
— управление насосомоткачки конденсата из ДЕ;
— контроль иавтоматизация загазованности на площадке буферных емкостей, БКУ и дренажнойемкости.
1.12 Нормальная работасистемы УЛФ
 
Нормальная работа системыУЛФ заключается в поддержании всех параметров процесса в пределах норм технологическогорежима при исправном состоянии резервуаров, емкостей, запорной и регулирующей арматуры,компрессорной установки, приборов КИП и А.
Обслуживающему персоналурезервуарного парка необходимо контролировать:
— герметичность кровли ипоясов стенки резервуаров, исправность дыхательных и предохранительныхклапанов;
-герметичность фланцевыхсоединений дыхательных и предохранительных клапанов;
При проведении замеровуровня и отборе проб нефти из резервуара последний отключается от системы УЛФзакрытием соответствующей задвижки.
При работе компрессоразагорается лампа зеленого цвета Работа компрессора. При отклонениях отнормального режима работы и неисправностях УУЛФ останавливается и загорается лампакрасного цвета «Отключение оборудования».
Дальнейшая нормальнаяработа невозможна без устранения причин остановки УЛФ. Причина неисправностивысвечивается на передней панели блока управления: потеря фазы, неисправностьпривода, высокое давление на выходе, недостающая смазка, высокая температура навыкиде УУЛФ, высокая температура в помещении, сероводород, взрывоопасный газ.
Нормальная работакомпрессора (пуск, изменение числа оборотов, остановка) осуществляется автоматическипо заданной программе в зависимости от величины давления на входе в блок УЛФ иот положения клапанов.
Работа системы обогреваосуществляется в автоматическом режиме, включаясь при температуре +2ºС иотключаясь при температуре +15ºС.
Остановка системы УЛФпроизводится по письменному распоряжению начальника УКПН обслуживающим еетехническим персоналом.
1.13 Аварийная остановкасистемы УЛФ
 
Аварийная остановка системыУЛФ производится в случае возникновения отклонений от нормальной работы,которые могут привести к загораниям, взрывам, несчастным случаям и выходу из строяоборудования. К ним относятся: нарушение герметичности ( резервуаров, газоуравнительнойсистемы, газопроводов, конденсатосборников, буферной емкости, емкости дренажной,запорно-регулирующей арматуры).
При нарушении герметичностиотдельных резервуаров они отключаются от системы УЛФ путем закрытия соответствующейзадвижки и установки заглушки на ответвлении разгерметизированного резервуара.В таком состоянии резервуар остается до выявления и устранения причин разгерметизации.В случае вывода резервуара из технологии на длительный срок должен быть обеспеченвидимый разрыв между ним и отключающей задвижкой на ответвлении газоуравнительнойсистемы.
Аварийную ситуацию создаюттакже такие факторы, как:
— уменьшение живого сечениягазопроводов за счет выпадения углеводородного и водного конденсата,образования ледяной корки и гидратообразования;
— неисправность оборудования;
— загазованность илиотклонение от нормальной температуры в блоке УУЛФ из-за неисправности отопительнойсистемы.
В указанных случаях УУЛФ отключаетсяавтоматически. При неисправности системы автоматики отключается вручную,руководствуясь показаниями контрольно-измерительных приборов. В случаях отключенияУУЛФ резервуары будут работать в обычном технологическом режиме и давление вгазовом пространстве будет поддерживаться через установленную дыхательную арматуру.
1.14 Ремонт системы УЛФ
 
Перед ремонтом системы УЛФили составляющих ее частей необходимо произвести подготовительные работы.
Вскрытие и замена установленногона наружных и внутренних газопроводах оборудования (запорно-регулирующей арматуры,счетчиков, фильтров и т.д.) должны производиться обязательно на отключенном участкес установкой заглушек.
Заглушки, установленные нагазопроводах, должны соответствовать максимальному давлению газа в трубопроводе.Они должны иметь хвостовики, выступающие за пределы фланцев. На хвостовиках заглушекдолжно быть выбито клеймо с указаниями давления газа и диаметра газопровода.
Разборка фланцевых,резьбовых соединений и арматуры внутри блока УЛФ должна производиться на отключенноми заглушенном участке.
Сварку и резку на трубопроводахследует производить на отключенных участках, которые должны быть продуты воздухомили инертным газом.
Вскрытие и замена установленногов технологическом блоке оборудования должны производится на отключенном участкепосле продувки от газа. На отключающих устройствах должны устанавливаться заглушки.
К газоопасным работам на системахУЛФ относятся:
— присоединение вновь построенныхответвлений от резервуаров к магистралям системы УЛФ;
— пуск газа в газоуравнительныесистемы, сооружения и оборудование, входящих в их состав;
— техническое обслуживаниеи ремонт газоуравнительных систем, установок УЛФ, емкостей, оборудования, средствКИП и А, а также техническое обслуживание и ремонт взрывозащищенного электрооборудования, приборов и аппаратов.
При ремонтных работах в загазованнойсреде должны применяться инструменты из цветного металла, исключающего искрообразования.
Основным методом контроляза надежной и безопасной работой системы УЛФ является периодическая ревизия,при которой проверяется состояние трубопроводов, их элементов и деталей.
Как правило, ревизия должнабыть приурочена к планово-предупредительному ремонту отдельных элементов системыУЛФ.
При этом следует намечатьучастки минимальной протяженности, работающие в наиболее тяжелых условиях, атакже тупиковые и временно не работающие участки. Выбор участков для ревизии осуществляетслужба технического надзора.
При ревизии необходимопровести тщательный наружный осмотр намеченного участка трубопровода, провести повозможности внутренний осмотр трубопровода. Демонтаж трубы для внутреннего осмотрапри наличии фланцевых или других разъемных соединений осуществляется посредствомразборки этих соединений; при цельносварном трубопроводе производят вырезку участкадлиной, равной двум-трем его диаметрам, желательно со сварным швом, работающим вособо тяжелых условиях. Механические свойства металла труб проверяются, если естьподозрения в том, что коррозионное воздействие может вызвать их изменение.
Результаты ревизии заносятсяв паспорт трубопровода и сопоставляются с первоначальными данными приемки и результатамипредыдущей ревизии, после чего составляют акт ревизии. Работы, указанные в акте,подлежат обязательному выполнению в указанные сроки.
При выявленном в результатеревизии неудовлетворительном состоянии участка трубопровода дополнительно ревизииподвергается другой участок. При наличии неудовлетворительных результатов ревизиидополнительных участков должна быть проведена генеральная ревизия этого трубопроводас охватом ревизией пяти участков, расположенных равномерно по всей длинетрубопровода.
Все обнаруженные дефекты должныбыть устранены, а пришедшие в негодность участки и детали заменены новыми. При неудовлетворительныхрезультатах генеральной ревизии трубопроводы выбраковываются полностью.
Все участки трубопроводов,подвергшиеся разборке, резке, сварке, после сборке подвергаются испытаниям на прочностьи плотность.
Объекты ремонтных работ исроки их выполнения определяются НГДУ по результатам осмотров, диагностических обследований,ревизий, по прогнозируемым предельным рабочим давлениям, анализуэксплуатационной надежности в соответствии с условиями эксплуатации системы УЛФи требованиями безопасности.
1.15 Расчет потерь при«больших» и «малых» дыханиях для резервуаров УКПН-4[12].
Рабочий цикл сырьевогоили товарного резервуара состоит из нескольких операций: а) нагрузка резервуаранефтью; б) отстой нефти в резервуаре; в) разгрузка резервуара; г) ожиданиезагрузки.
Определим потериуглеводородов при «больших» дыханиях.
В таблице представленыданные для расчета.
Таблица 3Исходные данные Значения
Vр, м3 5000 Температура, ºС 24 К 0,85 Давление насыщенных паров по Рейду, МПа 0,043
Давление насыщенных паров нефти Рs истинное, МПа 0,045
Предохранительный клапанотрегулирован на давление 24·10-5 МПа и на вакуум 20·10-5МПа.
Решение.
Абсолютное давлениеклапана
Рд=0,1+0,00024=0,1002МПа ;
в вакууме

 Рв=0,1-0,0002=0,0998МПа.
Количество углеводородов,выходящих из клапанов, будет
Vn=0,0043·Рs((Рв-Рs)/(Рд-Рs))·К·Vр=0,0043·0,045((0,0998-0,045)/(0,1002-0,045))·0,85·5000=8 м3.
По отношению к нефти,поступившей в резервуар, это составляет
(Vn·100)/( Vр·К)=(8·100)/(5000·0,85)=19%
Таким образом, общиепотери легких углеводородов при загрузке резервуара зависят от его объема,рабочего давления предохранительного клапана и объема газового пространства, ив нашем случае составили 19%.
Теперь определим потериуглеводородов при малых дыханиях резервуара.
В резервуаре находитсянефть с давлением насыщения паров по Рейду Рs=0,0595 МПа. Вычислим количество углеводородов,выходящих при выдохе из резервуара через дыхательный клапан в течение суток,если минимальная температура воздуха ночью t2=13ºС, а максимальная днем t1=38ºС; дыхательный клапан отрегулирован на давление25·10-5 МПа и вакууме 20·10-5; высота газовогопространства 4,2 м; диаметр резервуара D=23 м.
Решение.
Объем газового пространства
Vг=0,785·D2=0,785·232=415,26 м3.
Средняя температуранаружного воздуха
tср=(38+13)/2=25,5 ºС
Минимальная температураповерхности нефти
t2= tср-5,5=25,5-5,5=20 ºС
Максимальная температураповерхности нефти
t1= tср+5,5=25,5+5,5=31 ºС
Минимальная температурагазового пространства
t2= t2-8=20-8=12 ºС
Максимальная температурагазового пространства
t1= t1+12=31+12=43 ºС
Давление насыщенных паровнефти при минимальной температуре на поверхности нефти 0,0651 МПа, примаксимальной температуре 0,078 МПа. Абсолютные давления клапана Рд=0,10024и Рв=0,0998 МПа. Количество углеводородов, выходящих из резервуара,согласно формуле
Vn=0,00215·Vг·(Ps1 — Ps2)·[(((Ps — Ps2)/( Pд — Ps1))·((Т0+ t1)/ (Т0+ t2)))-1]=
=0,00215·415,26·(0,0651-0,078)·[(((0,0998-0,078)/(0,0024-0,0651))·((266,3/285,5)))-1]=0,01м3
Таким образом, потериуглеводородов при малых дыханиях составили 0,01 м3.

1.16 Расчет количествавыбросов вредных веществ в атмосферный воздух с РВС УКПН-4 за 2006 г
 
Расчет количества углеводородовпроизводиться по формуле:
Мсн= 0,9*10-2*m*К*(1-а),
где m – масса продукции прошедшей через резервуары;
К – потери нефти при подготовкинефти, в % от количества нефти;
а — средний % обводненностинефти и нефтесодержащей жидкости.
Таблица 4№ РВС
Кол-во НСЖ нефти,
прошедшей через
 РВС, тыс м3
Коэф.
потери
нефти, К (1-а)
Кол-во
углев.тн
Улавлив.
УЛФ, тн
Выбрасыв.
в атмосф.,
тн  Сырьевые резервуары РВС 6,7
297*103 0,245 0,4
0,9*10-2*297*103*
*0,245*0,4=548,964
70%
384,275 164,689 РВС-14
744,7*103
  0,245 0,13
0,9*10-2*744,7*103*
*0,245*0,13=213,468
80%
170,774 42,694 Итого по сырьевым резервуарам : 762,432 555,049 207,383 Товарные резервуары РВС-12, 13
411,5*103 0,4 0,51
0,9*10-2*411,5*103*
*0,4*0,51=755,514
80%
604,411 151,103  Итого по товарным резервуарам 755,514 604,411 155,103 Итого по всем резервуарам 1517,946 1159,460 358,486
Данные приведенные в таблице4 достаточно убедительно показывают высокую эффективность применения систем УЛФпозволяющей уловить и сохранить добытые с большими затратами углеводородов, которыетерялись безвозвратно в связи с отсутствием современных эффективных техническихи технологических средств. Выполненные научно-технические и организационные мероприятиядоказывают эффективность и необходимость применения системы УЛФ на различных объектахнефтедобывающих, нефтеперерабатывающих и нефтехимических отраслях.
Внедрение установки УЛФпозволило произвести откачку легких фракций углеводородов с сырьевых и товарныхрезервуаров в 2006 г. в количестве 1159,460 тонн. На эту величину, соответственно,уменьшилось количество выбросов легких фракций углеводородов в атмосферу по НГДУ«Туймазанефть» с территории УКПН -4.
За базовые приняты показателифактических потерь углеводородов из резервуаров по обследованным объектам, таккак системы УЛФ на нефтепромыслах в то время отсутствовали.
Таблица 5-Расчет экономического эффектаПоказатели
Единицы
измерения
Базовый
вариант
Новый
вариант Объем внедрения установка - 1
Количество выбросов
легких фракций тн 1517,946 358,486
Размер платы за
выбросы руб/тн 10,14 10,14
Уменьшение платы
 за выбросы руб 11757
Доля поступившей
прибыли руб 21818 Прирост прибыли руб 33575 Налог на прибыль 35% руб 11751
Прибыль остающаяся в
распоряжении предприятия руб 21824
В таблице 5 приведены уменьшениеплаты за выбросы, доля поступившей прибыли, а также экономический эффект на единицуполучаемой продукции (паров углеводородов нефти), которые являются главнойтехнико-экономической характеристикой объектов внедрения систем УЛФ. Эти показателирассчитаны по методикам, составленным на основе утвержденного норматива удельныхприведенных затрат за дополнительно добываемую нефть, к которой отнесены парыулавливаемых углеводородов, получаемых от снижения ее потерь.
Расчет уменьшения размераплаты за выбросы вредных веществ в атмосферный воздух за счет внедрения установкиУЛФ на УКПН-4 за 2006 г.
1.Объем внедрения – 1установка
 2. Количество выбросов вредныхвеществ в атмосферный воздух с резервуаров УКПН-4 (тн):
— до внедрения установкиУЛФ – 1517,946
— после внедренияустановки УЛФ – 358,486.
 3. Уменьшение количествавыбросов вредных веществ в атмосферный воздух за счет внедрения установки УЛФ-1159,460 тн.
 4. Размер платы завыбросы вредных веществ в атмосферный воздух со стационарных источников(резервуаров) УКПН-4:
П=78*Э*Н*В,
где Э – эквивалентной ситуацииЭ=5;
В – коэффициет выбросов ватмосферу, тн
Н – норматив платы согласноПостановления №47 от 11.02.93, Н – 0,026 руб /1 тонну;
— до внедрения установкиУЛФ –
П=78*5*0,026*1517,946=15392руб.
— после внедренияустановки УЛФ –
П=78*5*0,026*358,05=3635руб.
 5. Уменьшение размераплаты за выбросы стационарными источниками (резервуарами) УКПН-4:
15392 – 3635 = 11757 руб.
Данные приведенные выше, достаточноубедительно показывают высокую эффективность применения систем УЛФ, позволяющейуловить и сохранить добытые с большими затратами углеводороды, которые терялисьбезвозвратно, в связи с отсутствием современных эффективных технических и технологическихсредств. Выполненные научно-технические и организационные мероприятия доказываютэффективность и необходимость применения системы УЛФ на различных объектах нефтедобывающих,нефтеперерабатывающих и нефтехимических отраслях.

Мероприятия по охране окружающейсреды и труда
Система улавливания легкихфракций предназначена для герметизации товарных и сырьевых резервуаров с целью исключениябезвозвратных потерь углеводородов и их вредного влияния на окружающую среду, вособенности на атмосферу.
Этому способствуют следующиетехнические и технологические решения:
1.  Проектированиестроительства системы УЛФ, обеспечивающее оздоровление окружающей среды, выполненос соблюдением действующих стандартов, норм и правил охраны окружающей среды ирационального использования природных ресурсов.
2. Проектом предусмотренымероприятия по охране окружающей среды при сооружении объектов системы УЛФ и последующейих эксплуатации, а именно:
 - размещение объектов системыУЛФ на территории УКПН-4 исключает необходимость занятия земель сельскохозяйственногоназначения.
Этому способствует также привязкаУЛФ к существующим объектам и трассам;
— исключено строительствоновых дорог и подъездных путей к объектам УЛФ, т.к. предусмотрено использованиесуществующих на территории УКПН. Исключены пересечения через водные преграды;
— для предотвращенияутечек уловленных легких фракций предусмотрена максимальная герметизация резервуарови трубопроводов, минимальное количество фланцевых соединений изапорно-регулирующей арматуры, первичная и периодическая в соответствии стехнологическим регламентом проверка сварных соединений на прочность и плотность,определены объемы и сроки обслуживания запорно-регулирующей арматуры, средствКИП и А. В технологических блоках установки УЛФ установлены высокочувствительныедатчики, сигнализирующие о появлении утечек углеводородного газа и сероводорода.
Буферная емкость,конденсатосборник и дренажная емкость, установленные наружно, оборудованы запорнойарматурой и оснащены средствами автоматики.
С целью исключения аварийныхситуаций технологический блок оборудован датчиками высокого давления итемпературы в напорном газопроводе на выкиде компрессора.
В системе УЛФ отсутствуютисточники потребления и сброса воды, т.к. предусмотрен технологический режим работыкомпрессора, позволяющий осуществлять его охлаждение посредством заполнения кожухатрансформаторным маслом. В системе УЛФ также исключено наличие источников сбросапромышленных отходов в канализацию или водные объекты.
В целом система УЛФ выполненакак автономный герметичный технологический объект, оснащенный современными средствамиКИП и А.
С пуском в эксплуатацию системыУЛФ сохраняется ценное углеводородное сырье за счет исключения потерь легких фракцийуглеводородов из резервуаров.
Основным направлением работпо охране труда является планомерное осуществление организационных и техническихмероприятий, обеспечивающих создание здоровых и безопасных условий труда иподдержание порядка при эксплуатации системы УЛФ.
Общее руководство работ поохране труда и ответственность за состояние техники безопасности возлагаются насоответствующие подразделения, обслуживающие систему УЛФ, на начальника и главногоинженера НГДУ.
 Начальники служб и подразделенийв пределах, закрепленных за ними объектов должны обеспечить создание безопасныхусловий труда, проводить инструктаж и обучение персонала безопасными методамиработы, контролировать выполнение правил и инструкций по технике безопасности ипожарной безопасности, обеспечивать рабочих инструкциями по профессиям и по видамработ, а рабочие места необходимыми плакатами.
Инструкции по безопаснымметодам ведения работ должны пересматриваться и переутверждаться один раз в тригода, а также при введении новых правил и норм, типовых инструкций, изменении техникии технологии в системе УЛФ.
Организация ипроизводство работ на объектах системы УЛФ должны учитывать специфику производства,определяемую опасными свойствами газа и конденсата: токсичностью,испаряемостью, способностью электризоваться, взрывоопасностью, пожароопасностью,коррозионной активностью.
Каждый рабочий и инженерно-техническийработник обязан немедленно докладывать своему непосредственному руководителю о замеченныхим нарушениях и неисправностях оборудования.
Состояние воздушной средыдолжно контролироваться ежедневно перед началом газоопасных работ и после перерывас помощью газоанализатора. Допуск персонала к проведению ремонтных работвозможен, если содержание паров и газов в воздухе зоны производства работ не вышепредельно допустимых концентраций по санитарным нормам. При проведении сварочныхработ на трубопроводе по санитарным нормам предельно допустимая концентрация углеводородовС-С в пересчете на углерод равно 300 мг/м3, а сероводорода с смеси суглеводородами С1-С5 -3 мг/м3. Если в процессеработы возле рабочего места обнаружена утечка газа или конденсата, необходимо прекратитьработу и сообщить об этом руководителю. Персонал, участвующий в гидравлических ипневматических испытаниях системы УЛФ, должен находиться в безопасных местах наслучай разрыва швов, пробоя прокладок и т.д. Осмотр трубопроводов разрешается производитьтолько после снижения давления до рабочего, а устранение неисправностей — послеполного снятия его. Порядок организации работ по пожарной безопасности насистемах УЛФ определяются ГОСТ 12.1.004-85 «Правила пожарной безопасности внефтяной промышленности».
С целью соблюдения требованийпожарной безопасности необходимо:
1. Организовать изучениеправил пожарной безопасности всеми работниками, занятыми эксплуатацией системУЛФ.
2. Обеспечить своевременноевыполнение всех противопожарных мероприятий, направленных на повышение уровня пожарнойбезопасности на объектах систем УЛФ.
3. Организоватьпроведение инструктажа и занятия по пожарно-техническому минимуму в соответствиис действующими программами.
Установка УЛФ оборудованапротивопожарной автоматической сигнализацией, отключающей установку с выдачей аварийногосигнала при превышении температуры в помещении выше 49ºC. Для предотвращения образования горючейсреды УЛФ оборудована датчиками наличия горючих газов, сблокированными ссистемой сигнализации.

Заключение
 
На месторождениях республикиБашкортостан добываются девонские и высокосернистые нефти. До недавнего временисбор, транспорт и подготовка девонских нефтей осуществлялись с использованиемнегерметичных резервуаров большого объема, работающих при атмосферныхдавлениях.
Технологические схемысбора, транспорта и подготовки продукции скважин были разработаны с учетомобъемов добычи нефти и газа, их физико-химических и реологических свойств в соответствиис этими характеристиками определялось число ступеней сепарации газа, отделенияи утилизации основного объема пластовой воды, выбиралось количество иконструкция технологического оборудования в системе сбора, транспорта иподготовки нефти. Однако, если сепараторы изначально были герметичными, торезервуары на товарных парках долгие годы оставались негерметичными, являясьосновным источником потерь легких фракций нефти за счет испарения черезнеплотности, имеющиеся по проектным решениям. Система улавливания легких фракцийпредназначена для герметизации товарных и сырьевых резервуаров с целью исключениябезвозвратных потерь углеводородов и их вредного влияния на окружающую среду, вособенности на атмосферу. Этому способствуют: проектирование строительства системыУЛФ, обеспечивающее оздоровление окружающей среды, выполнено с соблюдением действующихстандартов, норм и правил охраны окружающей среды и рационального использованияприродных ресурсов, проектом предусмотрены мероприятия по охране окружающейсреды при сооружении объектов системы УЛФ и последующей их эксплуатации.

Список литературы
 
1. Зарипов А.Г.Комплексная подготовка продукции нефтегазодобывающих скважин. Том 1 – М.:Издательство МГГУ, 1996.
2. Каплан Л.С.,Семенов А.В., Разгоняев Н.Ф. Развитие техники и технологий на Туймазинскомместорождении. — Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1998.
3. Степанов Р.В.,Булатов Р.Ф. Элементы системы сбора и подготовки нефти, газа и воды в условиях НГДУ«Туймазанефть»: Учебное пособие. – Уфа: Издательство УГНТУ, 1999.
4. Оптимизациядавлений сепарации в концевых сепараторах при использовании системУЛФ./Нефтяное хозяйство.- 2001г.-№1-с.69/Тронов В.П., Шаталов А.Н.
5. Геологическийотчет НГДУ «Туймазанефть».
6. Эффективность применениясовременных систем УЛФ./ Нефтяное хозяйство.- 1999г.-№6-с.52/Хамидуллин Ф.Ф.,Шайхутдинов М.Я., Гибадуллин А.А.
7. Зарипов А.Г.Комплексная подготовка продукции нефтегазодобывающих скважин. Том 2 – М.: Издательство МГГУ, 1996.
8. Установки по улавливаниюлегких фракций углеводородов при хранении нефти и нефтепродуктов на основе машинСтирлинга./Нефтяное хозяйство.- 2003 г.-№2-с.77/Кириллов Н.Г.
9. Технологический регламентна эксплуатацию системы улавливания легких фракций на УКПН – 4 НГДУ«Туймазанефть».
10. Тронов В. П.Прогрессивные технологические процессы в добыче нефти. Сепарация газа,сокращение потерь. Казань, ФЭН, 1996.
11. Новая техника по НГДУ«Туймазанефть» за 2001 г.
12. Кабиров М.М.,Гумеров О.А. Сбор, промысловая подготовка продукции скважин: Учебное пособие.-Уфа: Издательство УГНТУ, 2003.