Лекции Сооружение и экспл ГНП
.pdfукрупнившиеся капельки относительно легко отделяются в отстойниках за счет разности плотностей фаз);
термическое воздействие (нефть перед отстаиванием нагревают; при нагревании уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, при этом облегчается их слияние, уменьшается вязкость нефти; нагревают эмульсию до температуры 45 …80 С);
термохимическое воздействие (сочетает термическое воздействие и внутритрубную деэмульсацию);
электрическое воздействие (проводится в аппаратах – электроде-
гидратах; под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капли притягиваются друг к другу и сливаются; затем оседают на дно емкости);
фильтрация (в качестве фильтров используются вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью, поэтому проникает через фильтр, вода нет);
разделение в поле центробежных сил (производится в центрифу-
гах; в ротор по полому валу подается эмульсия, она под действием сил инерции разделяется, так как капли воды и нефти имеют различные плотности.
При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1…2
%.).
Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой и растворены соли. При смешении с пресной водой соли распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается.
При обессоливании содержание солей в нефти доводится до величины менее 0,1 %.
Стабилизация нефти – это процесс отделения от нее легких (про- пан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.
Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации
или методом ректификации.
При горячей сепарации нефть сначала нагревают до температуры 40 … 80 С, а затем подают в сепаратор. Выделяющиеся при этом легкие углеводороды отделяются компрессором и направляются в холо-
121
дильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденсируются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод.
При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной стабилизационной колонне под давлением и при повышенных температурах (до 240 С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и перекачивают на газофракционирующие установки или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) для дальнейшей переработки.
Природный газ, поступающий на поверхность, содержит в своем составе достаточно большое количество воды, жидких углеводородов (конденсата) и механических примесей. Кроме того, в газе могут присутствовать компоненты, опасные для здоровья людей или вызывающие ускоренную коррозию труб и газоиспользующего оборудования, такие как сероводород и окись углерода. В природном газе содержится азот, который является балластным.
Присутствие твердых частиц в газе приводит к быстрому износу соприкасающихся с газом деталей компрессоров, арматуры газопроводов, портит контрольно-измерительные приборы. Твердые частицы, скапливаясь на отдельных участках газопровода, сужают его поперечное сечение, так же как и жидкие частицы, осевшие в пониженных участках трубопровода. Примеси оказывают корродирующее воздействие на трубопровод, арматуру и приборы. Влага при определенных давлении и температуре приводит к образованию гидратов, выпадающих в газопроводе в виде твердых кристаллов. Гидратные пробки могут полностью закупорить трубопровод.
Сероводород является высокотоксичным и корродирующим компонентом. При промышленном использовании газа содержащийся в нем сероводород отрицательно сказывается на качестве выпускаемой продукции. Углекислый газ снижает теплоту сгорания газа.
Перед подачей в магистральный трубопровод следует произвести
осушку газа, очистку от механических и вредных примесей.
Очистка газа от механических примесей
Для очистки природного газа от мехпримесей используются аппараты 2-х типов:
работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли (масляные пылеуловители);
работающие по принципу «сухого» отделения пыли (циклонные пылеуловители).
122
В товарном газе содержание мехпримесей не должно превышать
0,05 мг/м3.
Осушка газа
Для осушки газа используются следующие методы:
абсорбция;
адсорбция.
Технологическая схема абсорбционной осушки газа
Сущность абсорбционного метода состоит в поглощении тяжелых углеводородов из газовых смесей жидкими поглотителями (абсорбентами). В качестве таких поглотителей могут быть использованы керосин, дизельный дистиллят, масла.
Газ, требующий осушки, поступает в абсорбер 1. В нижней скрубберной секции он очищается от взвешенных капель жидкости и поднимается вверх, проходя через систему тарелок. Навстречу газу по тарелкам стекает концентрированный раствор диэтиленгликоля (ДЭГ), закачиваемый в абсорбер насосом 2 из емкости 3. Раствор ДЭГ поглощает пары воды. Далее газ проходит через верхнюю скрубберную секцию, где освобождается от захваченных капель раствора и выходит из аппарата.
Остальная часть технологической схемы служит для восстановления абсорбента. Использованный раствор ДЭГ, содержащий 2...2,5 % воды, отбирается с нижней глухой тарелки абсорбера 1, подогревается в теплообменнике 4 встречным потоком регенерированного раствора и направляется в выветриватель 5, где освобождается от неконденсирующихся газов. Далее раствор снова подогревается в теплообменнике 6 и поступает в десорбер (выпарную колонну) 7. Выпарная колонна состоит из двух частей: собственно колонны тарельчатого типа, в которой из раствора ДЭГ, стекающего вниз выпаривается влага встречным потоком острого водяного пара и паров ДЭГ (верхняя основная часть колонны) и кипятильника (нижняя часть колонны), где происходит нагревание раствора до температуры 150...160 °С и испарение воды. Водяной пар из десорбера поступает в конденсатор-холодильник 8, где он конденсируется и собирается в емкости 9. Часть полученной воды насосом 10 закачивается в верхнюю часть колонны, чтобы несколько снизить там температуру и уменьшить испарение, а, соответственно, и унос ДЭГ. Регенерированный горячий раствор ДЭГ прокачивается через теплообменники 6 и 4, холодильник 12 и поступает в емкость 3.
Технологическая схема осушки газа методом адсорбции.
Адсорбцией называется процесс поглощения одного или нескольких компонентов из газовой смеси твердым веществом – адсорбентом.
123
Процессы адсорбции обычно обратимы. На этом основан процесс десорбции выделение из адсорбента поглощенных им веществ.
В качестве адсорбентов применяются пористые твердые вещества, имеющие большую удельную поверхность (активированный уголь, силикагель, цеолиты, хлористый кальций в твердом виде, бокситы).
Влажный газ поступает в адсорбер, где он проходит снизу вверх через слой адсорбента, поглощающего пары воды и далее выводится из аппарата. Процесс осушки газа осуществляется в течение определенного (12... 16 ч) времени. После этого влажный газ пускают через адсорбер 2, а адсорбер 1 отключают и выводят на регенерацию. Для этого через регулятор давления 3 типа «после себя» из газовой сети отбирается сухой газ, и воздуходувкой 6 подается в подогреватель 7, где газ нагревается до температуры 180...200 °С. Далее он подается в адсорбер 1, где отбирает влагу от адсорбента, после чего поступает в холодильник 4. Сконденсировавшаяся вода собирается в емкости 5, а газ используется для осушки повторно и т. д. Процесс регенерации адсорбента продолжается 6...7 ч. После этого в течение около 8 ч адсорбер остывает.
Очистка газа от сероводорода
Очистка газа от сероводорода осуществляется методами адсорбции и абсорбции.
Принципиальная схема очистки газа от H2S методом адсорбции
аналогична схеме осушки газа адсорбционным методом. В качестве ад-
сорбента используются гидрат окиси железа и активированный
уголь.
Принципиальная схема очистки газа от H2S методом абсорбции.
Очищаемый газ поступает в абсорбер 1 и поднимается вверх через систему тарелок. Навстречу газу движется концентрированный раствор абсорбецта. Роль жидкого поглотителя в данном случае выполняют водные растворы этаноламинов.
Абсорбент вступает в химическую реакцию с сероводородом, содержащимся в газе, унося продукт реакции с собой. Очищенный газ выводится из аппарата через скрубберную секцию, в которой задерживаются капли абсорбента.
На регенерацию абсорбент подается в выпарную колонну 2 через теплообменник 3. В нижней части колонны он нагревается до температуры около 100 °С. При этом происходит разложение соединения сероводорода с абсорбентом после чего H2S, содержащий пары этаноламинов, через верх колонны поступает в холодильник 4. В емкости 5 сконденсировавшиеся пары абсорбента отделяются от сероводорода и насосом 6 закачиваются в выпарную колонну. Газ же направляется на переработку.
124
Горячий регенерированный абсорбент из нижней части колонны 2 насосом 7 подается для нового использования. По пути абсорбент отдает часть своего тепла в теплообменнике 3, а затем окончательно остужается в холодильнике 8.
Из полученного сероводорода вырабатывают серу.
Очистка газа от углекислого газа.
Обычно очистка газа от СО2 проводится одновременно с его очисткой от сероводорода, т.е. этаноламинами.
При высоком содержании СО2 (до 12... 15 %) и незначительной концентрации сероводорода применяют очистку газа водой под давлением.
Выделяемый углекислый газ используется для производства соды, сухого льда и т. п.
Потери нефтепродуктов наносят большой вред как экономике отдельных предприятий, так и страны в целом. Потери происходят от утечек, испарения, смешения различных сортов нефтепродуктов.
Потери от утечек происходят через неплотности резервуаров, трубопроводов, задвижек, при случайном разливе и т.д. и предотвращаются проведением профилактических ремонтов и специальных мероприятий.
Потери от смешения происходят при последовательной перекачке нескольких нефтепродуктов и при случайном их смешении в резервуарах. Физические причины смесеобразования следующие:
1)нефти, не являются твердыми телами, и вытеснение одной из них другой происходит неравномерно по сечению трубы; скорости частиц жидкости в различных точках сечения трубы неодинаковы: у стенок трубопровода они равны нулю, а на его оси достигают максимального значения, то есть в каждое мгновение клин позади идущей нефти как бы внедряется в нефть, идущую впереди (конвективная диффу-
зия);
2)турбулентная диффузия – как правило, нефти перекачивают в турбулентном режиме, при котором частицы жидкости движутся в трубе не параллельно ее стенкам, а совершают хаотические турбулентные движения; турбулентная диффузия перемешивает клин вытесняющей и остатки вытесняемой нефти, по сечению трубопровода, обеспечивая их более или менее однородное распределение в каждом сечении.
Одним из главных факторов, определяющих интенсивность смесеобразования, является скорость, с которой ведется перекачка нефти. При перекачке нефтей с низкими скоростями смеси образуется намного
125
больше, чем при перекачке с высокими скоростями, так, например, турбулентный режим перекачки намного лучше ламинарного.
Потери от испарения составляют примерно 75 % всех потерь. В резервуаре, имеющем некоторое количество продукта, газовое пространство заполнено паровоздушной смесью.
Всякое выталкивание паровоздушной смеси из газового пространства резервуара в атмосферу сопровождается потерями нефтепродукта – это и есть потери от испарения. Они происходят по следующим причинам:
1.Потери от вентиляции газового пространства. Если в кры-
ше резервуара имеются в двух местах отверстия, расположенные на некотором расстоянии по вертикали, то более тяжелые бензиновые пары будут выходить через нижнее отверстие, а атмосферный воздух будет входить через верхнее отверстие; установится естественная циркуляция воздуха и бензиновых паров в резервуаре, образуются так назы-
ваемые газовые сифоны.
Потери от вентиляции могут происходить через открытые люки резервуаров путем простого выдувания бензиновых паров ветром. Поэтому люки необходимо тщательно герметизировать.
2.Потери от больших дыханий происходит вследствие вытеснения паров нефтепродуктов из газового пространства закачиваемым нефтепродуктом. Нефтепродукт, поступая в резервуар, сжимает паровоздушную смесь до давления, на которое установлена арматура. Как только давление станет равным расчетному давлению дыхательного клапана, из резервуара будут выходить пары нефтепродукта, начнется «большое дыхание» («выдох»).
При откачке нефтепродукта из резервуара происходит обратное явление: как только вакуум в резервуаре станет равным вакууму, на который установлен дыхательный клапан, в газовое пространство начнет входить атмосферный воздух – происходит «вдох» резервуара.
3.Потери от «обратного выдоха». Вошедший в резервуар воздух начнет насыщаться парами нефтепродукта; количество газов в резервуаре будет увеличиваться; поэтому по окончании «вдоха», спустя некоторое время из резервуара может произойти «обратный выдох» - выход насыщающейся газовой смеси.
4.Потери от насыщения газового пространства. Если в пустой резервуар, содержащий только воздух, залить небольшое количество нефтепродукта, последний начнет испаряться и насыщать газовое пространство. Паровоздушная смесь будет увеличиваться в объеме, и часть
ееможет уйти из резервуара - произойдут потери от насыщения.
126
5. Потери от малых дыханий происходят в результате следующих причин:
а) из-за повышения температуры газового пространства в дневное время (при нагреве солнечными лучами). Паровоздушная смесь стремится расшириться, концентрация паров нефтепродукта повышается, давление растет. Когда давление в резервуаре станет равным давлению, на которое установлен дыхательный клапан, он открывается и из резервуара начинает выходить паровоздушная смесь – происходит «выдох». В ночное время из-за снижения температуры часть паров конденсируется, паровоздушная смесь сжимается, в газовом пространстве создается вакуум, дыхательный клапан открывается и в резервуар входит атмосферный воздух – происходит «вдох»;
6) из-за снижения атмосферного давления. При этом разность давлений в газовом пространстве резервуара и атмосферного может превысить перепад давлений, на который установлен дыхательный клапан, он откроется и произойдет «выдох» (барометрические малые дыхания). При повышении атмосферного давления может произойти «вдох».
Все потери нефти и нефтепродуктов классифицируются на следующие виды:
количественные потери – в этом случае качественный состав нефтепродуктов остается неизменным;
качественно-количественные потери – происходит количествен-
ная потеря с одновременными ухудшениями качества нефтепродукта. К этому виду потерь относится испарение нефтепродуктов, когда вместе со снижением объема хранимого в резервуаре нефтепродукта происходит изменение плотности, вязкости и др. свойств продукта;
качественные потери, когда ухудшается качество нефтепродукта при неизменном количестве. В основном – это потери при недопустимом смешении нефтепродуктов.
Кроме того, следует выделить еще две группы потерь углеводород-
ного сырья, характеризующие естественную убыль и безвозвратные потери при авариях.
Согласно «Нормам естественной убыли…» (РД 153-39.4-033-98) под естественной убылью понимаются потери, являющиеся следствием несовершенства существующих в данное время средств и технологии приема, хранения, отпуска и транспорта продуктов.
При этом допускается лишь уменьшение количества при сохранении качества в пределах заданных требований. Естественная убыль мо-
127
жет быть также обусловлена изменением физико-химических свойств нефтепродукта или воздействием метеорологических факторов.
Потери, вызванные нарушениями требований стандартов, технических условий, правил технической эксплуатации, хранения относят к
аварийным или сверхнормативным потерям. К аварийным потерям относят также потери, вызванные природными: стихийными бедствиями или действием посторонних сил.
Проведение различных мероприятий по снижению потерь дает положительный эффект. Но даже по официальным данным видно, что потери еще очень велики. Так, из отчета Сургутского РНПУ естественная убыль нефти только за один месяц составила 3370 т.
128
Лекция 12.
Хранение нефти, нефтепродуктов и газа
Классификация нефтебаз
Нефтебазами называются предприятия, состоящие из комплекса сооружений и установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов потребителям.
Основное назначение нефтебаз – обеспечить бесперебойное снабжение промышленности, транспорта, сельского хозяйства и других потребителей нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортименте; сохранение качества нефтепродуктов и сокращение до минимума их потерь при приеме, хранении и отпуске потребителям.
Нефтебазы представляют большую опасность в пожарном отношении. К наиболее пожароопасным объектам относятся резервуары. За критерий пожароопасности нефтебаз принят суммарный объем резервуарного парка. Его величина положена в основу деления нефтебаз на ка-
тегории:
I – общий объем резервуарного парка свыше 100 000 куб. м;
II – то же, свыше 20 000 куб. м по 100 000 куб. м;
III а – то же, свыше 10 000 куб.м по 20 000 куб. м;
III б – то же, свыше 2 000 куб. м по 10 000 куб. м;
III в – то же, до 2 000 куб. м включительно.
Взависимости от категории нефтебаз строительными нормами и правилами устанавливаются минимально допустимые (с точки зрения пожарной безопасности) расстояния до соседних объектов, например, расстояние от нефтебаз I категории до жилых и общественных зданий должно быть не менее 200 м, а от нефтебаз II и III категорий – не менее
100 м.
По принципу оперативной деятельности нефтебазы делятся на перевалочные, распределительные и перевалочно-распределительные.
Перевалочные нефтебазы предназначены для перегрузки (перевалки) нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой. Размещают их на берегах судоходных рек и озер, вблизи морских портов, крупных железнодорожных магистралей, промежуточных перекачивающих станций нефтепродуктопроводов. Роль конечного пункта магистрального нефтепродуктопровода (МНПП) также обычно играет перевалочная нефтебаза.
Распределительные нефтебазы предназначены для непродолжи-
тельного хранения нефтепродуктов и снабжения ими потребителей обслуживаемого района. Их разделяют на оперативные, обслуживающие
129
лишь местных потребителей, и сезонного хранения, предназначенные как для удовлетворения местных потребностей, так и для компенсации неравномерности подачи нефтепродуктов на оперативные нефтебазы, входящие в зону влияния нефтебазы сезонного хранения.
Перевалочно-распределительные нефтебазы совмещают функции перевалочных и распределительных нефтебаз.
По транспортным связям нефтебазы делятся на железнодорожные, водные (речные, морские), водно-железнодорожные, трубопроводные и базы, получающие нефтепродукты автотранспортом.
По номенклатуре хранения нефтепродуктов различают нефте-
базы общего хранения, только для светлых нефтепродуктов, только для темных нефтепродуктов и др.
Объекты нефтебаз и их размещение
Территория нефтебазы в общем случае разделена на 7 зон:
1)железнодорожных операций;
2)водных операций;
3)хранения нефтепродуктов;
4)оперативная;
5)очистных сооружений;
6)вспомогательных сооружений;
7)административно-хозяйственная.
Взоне железнодорожных операций размещаются сооружения для приема и отпуска нефтепродуктов по железной дороге. В состав объектов этой зоны входят: железнодорожные тупики; сливо-наливные эстакады для приема и отпуска нефтепродуктов; нулевые резервуары, располагающиеся ниже железнодорожных путей; насосные станции для перекачки нефтепродуктов из вагонов-цистерн в резервуарный парк и обратно; лаборатории для проведения анализов нефтепродуктов; помещение для отдыха сливщиков и наливщиков (операторная); хранилища нефтепродуктов в таре; площадки для приема и отпуска нефтепродуктов в таре.
Взоне водных операций сосредоточены сооружения для приема
иотпуска нефтепродуктов баржами и танкерами: причалы (пирсы) для швартовки нефтеналивных судов; стационарные и плавучие насосные; лаборатория; помещение для сливщиков и наливщиков.
Взоне хранения нефтепродуктов размещаются: резервуарные парки для светлых и темных нефтепродуктов; резервуары малой вместимости для отпуска небольших партий нефтепродуктов (мерники); обвалование — огнестойкие ограждения вокруг резервуарных парков,
130