Глава 10

ХРАНЕНИЕ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ

§ 1. Производство сжиженных газов

Основной источник сырья для получения сжиженных газов — попутный нефтяной газ, поступающий из нефтяных скважин вместе с нефтью. Другими источниками сырья являются природные газы с повышенным содержанием пропана и бутанов, газы стабилизации нефти, а также газы, полученные на нефтеперерабатывающих заводах в результате термической обработки нефти, и др.

Попутный нефтяной газ отличается от природного газа «чисто газовых» месторождений более высоким содержанием в нем тяжелых углеводородов. В практике применяются следующие способы извлечения и разделения фракций сжиженных газов: маслоабсорбционный, углеадсорбционный, компрессионный, низкотемпературной конденсации и др.

Наиболее распространенным методом производства сжиженных газов и газового бензина является маслоабсорбционный. Сущность этого метода основана на том, что минеральные масла обладают способностью растворять в себе тяжелые углеводороды (чем тяжелее углеводород, тем активнее он растворяется в масле). Контакт масла с углеводородами осуществляется на специальных тарелках, вмонтированных в абсорбционные колонны. Эффективность абсорбции во многом зависит от давления и температуры процесса и от величины поверхности контакта. Чем выше давление и ниже температура, тем полнее и эффективнее повышается процесс поглощения. Поглотительным маслом (абсорбентом) служит обычно легроино-керосиновая фракция.

Простейшая схема получения сжиженного газа из попутного нефтяного газа методом масляной абсорбции показана на рис. 10.1. Смесь сырой нефти и попутного газа из действующей скважины 1 поступает в сепаратор (трап) 2 и затем в резервуары 3, а попутный газ выходит сверху сепаратора и по трубопроводу поступает в маслоабсорбционную колонну 4.

Рис. 10.1 Схема получения сжиженных газов из попутных нефтяных газов.

В этой колонне сырой (жирный) газ, содержащий в себе фракции природного бензина, сжиженных газов и сухого природного газа (в основном метана), проходит через абсорбционное масло, обладающее свойством поглощать фракции газового бензина и сжиженных газов. Отделяемый при этом сухой природный газ направляется вверх и оттуда по трубопроводам идет в газовую сеть для питания промышленных и коммунально-бытовых потребителей. Абсорбционное масло, насыщенное углеводородными компонентами, направляется в перегонную колонну 5. Здесь смесь газового бензина и сжиженных газов выпаривается в виде нестабильного бензина, а абсорбционное масло, освобожденное от этих фракций, возвращается на установку. Нестабильный бензин поступает в «стабилизационную» колонну 6, в которой происходит процесс отделения от него более легких углеводородов, являющихся фракциями сжиженных газов. Стабильный газовый бензин в виде готового продукта удаляется из нижней части стабилизационной колонны, а фракции сжиженных нефтяных газов (пропан, нормальный бутан и изобутан) отводятся через верхнюю часть колонны.

§ 2. Емкости для хранения сжиженных газов

Наземные резервуары, применяемые для хранения пропана, бутана и их смесей, рассчитываются на рабочее давление, соответствующее давлению насыщенных паров сжиженного газа при максимальной температуре воздуха в летнее время, но не ниже +50° С. Подземные резервуары рассчитываются на рабочее давление, соответствующее давлению насыщенных паров сжиженного газа при максимальной температуре грунта в летнее время, но не ниже +25° С.

Рис. 10.2. Схемы установки надземных и подземных цилиндрических резервуаров.

а — надземный резервуар; б — подземный резервуар; в — резервуар с засыпкой.

Рис. 10.3. Схема установки и обвязки надземного цилиндрического резервуара.

1— клапан дренажный незамерзающий; 2 — вентиль запорный D_y ==40;мм; 3— скоростной клапан на расходном трубопроводе жидкой фазы; 4 — карман для термометра; 5 — кран проходной стальной D_y = 80 мм; 6 — вентиль для отбора пробы; 7 — указатель уровня жидкой фазы; 8 — обратный клапан D_y = 80 мм; 9 — трубопровод для заполнения резервуара; 10 — резервный штуцер; 11 — штуцер для установки сигнализатора предельного уровня; 12 — люк для осмотра резервуара D_y = 450 мм; 13 —предохранительные клапаны; 14— трубопровод паровой фазы; 15 — надземный стальной цилиндрический резервуар; 16 — люк для вентиляции резервуара; 17 — кран проходной стальной D_y = 50 мм.

Цилиндрические горизонтальные резервуары изготовляют объемом 10, 12, 25, 50 и 175 м³. Схема установки и обвязки наиболее распространенных резервуаров объемом 25 и 50 м³ приведены на рис. 10.2 и 10.3. Шаровые резервуары применяют в основном для хранения бутана. Для изготовления шаровых резервуаров расходуется меньше металла на единицу объема. Например, шаровой резервуар объемом 600 м³ при толщине стенки 22 мм и диаметром 10,5 м, рассчитанный на рабочее давление 6 кгс/см², весит 70 т.

Все отключающие устройства на надземных резервуарах располагаются в непосредственной близости от штуцеров. У подземных резервуаров отключающие устройства, а также предохранительные клапаны и контрольно-измерительные приборы (КИП) должны находиться выше уровня земли.

Внутренний диаметр штуцеров для манометров, отбора проб газа и уровне мерных трубок должен быть не более 3 мм. Такое отверстие распыляет струю жидкости и в случае поломки манометра или вентиля дает возможность быстро ликвидировать неисправность.

Наземные резервуары для защиты от действия солнечных лучей окрашивают в светлый цвет и оборудуют теневыми кожухами или располагают под навесами. Подземные резервуары покрывают противокоррозионной изоляцией и засыпают песком. Каждая емкость оборудуется люками. Люк-лаз имеет диаметр 0,45 м, а люк для вентиляции — 0,20 м. От люка-лаза внутрь горизонтального резервуара установлена стремянка для спуска по ней человека во время внутреннего осмотра емкости. Штуцер для спуска воды должен оборудоваться незамерзающим клапаном.

Резервуары базы хранения оборудуются следующими КИП и арматурой: указателями уровня жидкой фазы, указателями давления паровой фазы, предохранительными клапанами, термометрами для замера температуры жидкой фазы, люками-лазами и вентиляционным люком, устройствами для продувки резервуара паром или инертным газом и удаления из него воды и тяжелых остатков, устройством для отбора проб жидкой и паровой фазы.

Кроме того, на наполнительно-расходном трубопроводе резервуара устанавливается скоростной клапан, автоматически отключающий трубопровод при его разрыве или другой аварии на нем, приводящий к выбросу из резервуара большого количества сжиженного газа. Если к резервуару подводится отдельный наполнительный трубопровод, то на нем должен быть установлен обратный клапан, предотвращающий возможность выхода жидкой фазы. Каждый резервуар оборудуется не менее чем двумя пружинными предохранительными клапанами (рабочим и контрольным), снабженными устройствами для контрольной продувки.