Гарантией эффективной реализации природоохранных мер в настоящее время следует считать не только повсеместное создание территориальных структур управления природопользованием, но и системно разработанные правовые основы стандарты, правила и нормативные акты, которыми необходимо руководствоваться при установлении ПДВ.
Обязательный характер установления указанных нормативных показателей диктует необходимость проведения работ по систематизации нефтепромысловых источников выделения загрязняющих веществ по специфическим признакам подобия, свойствам и фазовому составу пребывающих в них рабочих сред, технологическим параметрам и режимам их эксплуатации, позволяющим формировать и обосновать требования к нормативам потерь и предельно допустимых выбросов, выбор и разработку эффективных мероприятий по их снижению[1].
1.3 Источники потерь углеводородов
На процесс испарения нефти и нефтепродуктов из резервуаров в статических условиях существенно влияют температура окружающей среды, активность солнечной радиации, давление и объем газового пространства, площадь контакта нефтепродукта с газовым пространством, атмосферное давление и др.
Известно, что при изменении уровня жидкости, температуры или дегазации в транзитных процессах подготовки нефти, выделяющиеся газы и пары выходят из резервуаров через специальные дыхательные устройства в атмосферу. Дыхание резервуаров является причиной потерь от испарения нефти и загрязнения окружающей среды.
Объем потерь нефти и нефтепродуктов при их хранении также зависит от условий работы резервуарных парков. Так, потери от испарения в резервуарных парках нефтеперерабатывающих предприятий разделяются на следующие составляющие:
- потери от вентиляции газового пространства 60-65 %;
- от "больших дыханий" 32-34%;
- от "малых дыханий" 3-6%;
Высокий процент потерь при вентиляции газового пространства объясняется нарушением требований герметизации резервуаров (особенно крыш), потери от "больших дыханий" обусловлены высокой оборачиваемостью резервуаров. В условиях длительного хранения нефтепродуктов потери происходят в основном при "малых дыханиях".
На начальной стадии разработки месторождения, вплоть до 1972 г., определяющим фактором негерметичности была индивидуальная технологическая схема внутрипромыслового сбора нефти и газа.
На месторождении горели сотни факелов, находились в работе насосы откачки, трапы, открытые мерники, функционировали промежуточные и центральные нефтепарки. С переходом на герметизированную систему сбора центр тяжести потерь углеводородов переместился в резервуарные нефтепарки.
1.4 Оценка величины потерь углеводородов
Большинство исследовательских работ, проведенных в различные годы по определению величины потерь из промысловых резервуаров к настоящему времени устарели. Изменения в системе сбора и подготовки нефти наряду с изменением режимов разработки месторождений приводят к изменениям не только величины, но и качества потерь продуктов. Поэтому исследования потерь на месторождениях должны проводиться периодически и регулярно. Правильный и своевременный учет потерь позволит более точно определить количество извлеченного из недр продукта. Необходимо знать величины и качество потерь на всем пути движения нефти от скважин до НПЗ.
Таблица 2 - Величины потерь с 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, что наибольшие потери нефти и газа имеют место на участке от скважин до установок по подготовке нефти , где сумма потерь составляет 1,399% .
Наибольшие потери наблюдаются из мерников групповых установок, сырьевых резервуаров в процессе их больших и малых дыханий.
На этих объектах суммарная величина потерь составляет 1,235% или 86,64% от общей величины потерь на пути от скважины до установок по подготовке (система безнапорная открытая).
Непосредственно на установках по подготовке потери составляют 0,51% или 26,7% от общей величины промысловых потерь нефти.
Наибольшие потери на этом участке технологической схемы сохраняются также, как и в предыдущем случае, в резервуарах в процессе малых и больших дыханий.
Из табл.2 видно, что наибольшую часть потерь составляют газообразные и парообразные компоненты, тогда как величина потерь жидких продуктов составляет лишь 16,3 % от общей величины потерь.
1.5 Выводы и предложения по уменьшению потерь углеводородов
Расчеты и измерения, выполненные различными исследователями, показали, что выбросы паров нефти из резервуаров весьма значительны.
В настоящее время для утилизации (снижения потерь) легких фракций углеводородов при хранении нефти и нефтепродуктов применяются газоуравнительные системы, факельное сжигание, мембранное разделение смеси ЛФУ, азотное охлаждение, адсорбция (активированный уголь), абсорбция (нефтяные масла), плавающие крыши, понтоны и др.
Все эти разнообразные организационно-технические меры по сокращению потерь можно разбить на три группы:
- предупреждающие испарение нефти;
- уменьшающее испарения;
- меры по сбору продуктов испарения.
К первой группе относится обеспечение герметичности резервуаров. Ее отсутствие часто объясняется неисправностью кровли, что приводит к постоянному испарению и выветриванию выделяющихся из нефти газа и паров. Для поддержания резервуаров в технически исправном состоянии требовались значительные средства и сложная работа.
Вторым мероприятием первой группы является совершенствование технологии подготовки нефти с целью максимального отделения легких фракций до поступления ее в резервуары. Начиная с 1963 г., обезвоженная и обессоленная нефть стала подвергаться стабилизации в ректификационной колоне под давлением. По технологической схеме нефть из буферной емкости насосом подавалась через теплообменник и печь, в которых нагревалась до 200ºС, в стабилизационную колонну. Широкая фракция легких углеводородов из верхней части колонны поступала в кондесатор - холодильник и затем в газосепаратор. Газ из газосепаратора использовался в печах для нагрева нефти, а нестабильный бензин насосом подавался в емкости высокого давления и из них откачивался на газобензиновый завод. Часть бензина подавалась на верх колонны для орошения с целью поддержания заданной температуры. Товарная нефть, из которой были отобраны легкие фракции, с нижней части колонны насосом через теплообменники откачивалась в товарный парк.
Стабилизация нефти позволила значительно сократить потери легких фракций из товарных резервуаров. Если потери обессоленной нестабильной нефти составляли 0,52%, то у стабильной нефти они снизились до 0,16%. Отбор легких фракций составлял 3% от обессоленной нефти, что равно 70-75% потенциально возможного извлечения компонентов.
В 1982 г. появилась необходимость замены стабилизационных колонн и коренной реконструкции блоков стабилизации. В связи с повышенной опасностью дальнейшей эксплуатации оборудования и сооружения и неспецифичностью этой технологии для нефтедобывающих предприятий стабилизация нефти была прекращена[2].
Параллельно с внедрением блоков стабилизации на УКПН-1 проводили испытания плавающей крыши в резервуаре. Плавающая на поверхности нефти крыша почти полностью устраняла газовое пространство резервуара и таким образом предотвращала потери легких фракции от малых и больших дыханий. Однако это мероприятие после испытания развития не получило из-за несовершенства уплотнения со стенками резервуара.