Информация, необходимая для выбора оптимальной трассы

Под информацией о будущем трубопроводе понимается комп­лекс сведений, позволяющих количественно охарактеризовать условия строительства и эксплуатации будущего трубопровода, а также, его стоимостные показатели. Недостаточное использование таких сведений может привести к потере лучшей трассы, чрезмерное количество их – к неоправданному усложнению про­цесса проектирования.

Все сведения можно подразделить на две основные группы: не зависящие от климатических, топографических и гидрогеоло­гических условий, в которых будет прокладываться будущий трубопровод, и сведения, определяемые этими условиями. К пер­вой группе сведений относятся начальная, конечная и промежу­точные (заранее указанные) точки трубопровода, его диаметр, вид и количество перекачиваемого продукта, кратчайшее рас­стояние между начальной и конечной точками; ко второй группе сведений – данные, которые в какой-либо мере зависят от поло­жения будущего трубопровода и от природных условий, в кото­рых он может оказаться (топографические, геологические и гид­рогеологические условия, естественные и искусственные препят­ствия, населенные пункты, число перекачивающих станций). Особое значение в формировании планового и высотного поло­жения трассы имеют топографические, геологические и гидро­геологические условия, а также наличие естественных и искус­ственных препятствий. Именно эти факторы, как показывает практика проектирования, в большинстве случаев и определяют как генеральное направление, так и детальную укладку трассы на местности.

На основе анализа особенностей рельефа местности, грун­товых условий и характера естественных и искусственных пре­пятствий, выполненного совместно с рядом проектных институ­тов, составлен перечень категорий местности применительно к трубопроводному строительству, который поз­воляет однозначно представлять одинаковые характеристики местности по всей трассе трубопроводов в цифровом виде, что является основой для создания цифровой модели местности.

3. Компрессорные станции. Описание оборудования, технологические схемы, здания и сооружения. Классификация компрессоров.

Компрессорные станции предназначены для транспортирования газа от месторождений или подземных хранилищ до потребителя. Компрессорные станции (КС) располагаются по трассе газопровода в соответствии с гидравлическим расчетом при соблюдении норма­тивных разрывов от границ КС до зданий и сооружений населенных пунктов, вахтенных поселков и промышленных предприятий.

На рис. 3.1 представлен общий вид (фото) компрессорной стан­ции.

Рис. 3.1. Общий вид (панорама) компрессорной станции

Технологической схемой КС предусматриваются следующие техноло­гические процессы:

• очистка газа;

• сжатие (компримирование) газа;

• охлаждение газа после сжатия.

Кроме указанных процессов, технологической схемой КС преду­смотрен ряд вспомогательных процессов, выполняемых системами и установками, обеспечивающими нормальную работу оборудова­ния КС:

• хранение, очистка, подача масел к ГПА и сбор отработанных ма­сел;

• подготовка топливного, пускового и импульсного газа;

• утилизация тепла выхлопных газов;

• сбор и обезвреживание продуктов очистки газа;

• получение и использование сжатого воздуха;

• автомобильное газозаправочное хозяйство;

• организация работы метанольного хозяйства.

3.1. Технологическая схема КС.

Принципиальная технологическая схема компрессорной станции приведена на рис. 3.2.

Газ из магистрального газопровода (1) через открытый кран (2) поступает в блок пылеуловителей (4). После очист­ки от жидких и твердых примесей газ компримируется газоперека­чивающими агрегатами — ГПА (5). Далее он проходит через аппара­ты воздушного охлаждения — АВО (7) и через обратный клапан (8) поступает в магистральный газопровод (1).

Объекты компрессорной станции, где происходит очистка, компримирование и охлаждение, т. е. пылеуловители, газоперекачиваю­щие агрегаты и АВО, называются основными. Для обеспечения их нор­мальной работы сооружают объекты вспомогательного назначения: системы водоснабжения, электроснабжения, вентиляции, маслоснабжения и т. д.

Газоперекачивающие агрегаты (ГПА) созданы на основе достиже­ний современной техники и технологии и предназначены для сжатия и обеспечения транспортировки природного газа с заданными техно­логическими параметрами на линейных компрессорных станциях и станциях подземных хранилищ газа (ПХГ).

Рис. 3.2. Технологическая схема компрессорной станции с центробежными нагнетателям: 1 — магистральный газопровод; 2 — кран; 3 — байпасная линия; 4 — пылеуловители; 5 — газопере­качивающий агрегат; 6 — продувные свечи; 7 — АВО газа; 8 — обратный клапан

Необходимость в аппаратах для охлаждения газа обусловлена сле­дующим. При компримировании газ нагревается. Это приводит к уве­личению его вязкости и соответственно затрат мощности на перекач­ку. Кроме того, увеличение температуры газа отрицательно влияет на состояние изоляции газопровода, вызывает дополнительные продоль­ные напряжения в его стенке.

Газ охлаждают водой и воздухом. При его охлаждении водой ис­пользуют различные теплообменные аппараты (кожухотрубные, оро­сительные, типа «труба в трубе»), которые с помощью системы тру­бопроводов и насоса подключены к устройствам для охлаждения воды. Данный способ охлаждения газа используется, как правило, совмест­но с поршневыми газомотокомпрессорами.

На магистральных газопроводах наиболее широкое распростране­ние получил способ охлаждения газа атмосферным воздухом. Для этой цели применяют аппараты воздушного охлаждения (АВО) газа раз­личных типов.

Конструктивно АВО представляет собой мощный вентилятор с диа­метром лопастей 2...7 м, который нагнетает воздух снизу вверх, где по пучкам параллельных труб движется охлаждаемый газ. Для интенси­фикации теплообмена трубы делают оребренными. В качестве при­вода вентиляторов используются электродвигатели мощностью от 10 до 100 кВт.

Достоинствами АВО являются простота конструкции, надежность работы, отсутствие необходимости в предварительной подготовке хладагента (воздуха).

Газораспределительные станциисооружают в конце каждого ма­гистрального газопровода или отвода от него.

Высоконапорный газ, транспортируемый по магистральному газо­проводу, не может быть непосредственно подан потребителям, по­скольку газовое оборудование, применяемое в промышленности и в быту, рассчитано на сравнительно низкое давление. Кроме того, газ должен быть очищен от примесей (механических частиц и конденса­та), чтобы обеспечить надежную работу оборудования. Наконец, для обнаружения утечек газу должен быть придан резкий специфический запах. Операцию придания газу запаха называют одоризацией.

Понижение давления газа до требуемого уровня, его очистка, одори­зация и измерение расхода осуществляются на газораспределительной станции (ГРС). Принципиальная схема ГРС приведена на рис. 3.3.

Рис. 3.3. Принципиальная схема ГРС: 1 — входной трубопровод; 2 — фильтр; 3 — подогреватель газа; 4 — контрольный клапан; 5 — регулятор давления типа «после себя»; 6 — расходометр газа; 7 — одоризатор; 8 — выходной трубопровод; 9 — манометр; 10 — байпас

Газ по входному трубопроводу (1) поступает на ГРС. Здесь он после­довательно очищается в фильтре (2), нагревается в подогревателе (3) и редуцируется в регуляторах давления (5). Далее расход газа измеряет­ся расходомером (6) и в него с помощью одоризатора (7) вводится одорант — жидкость, придающая газу запах.

Необходимость подогрева газа перед редуцированием связана с тем, что дросселирование давления сопровождается (согласно эф­фекту Джоуля-Томсона) охлаждением газа, создающим опасность за­купорки трубопроводов ГРС газовыми гидратами.

Подземные хранилища газаслужат для компенсации неравномер­ности газопотребления. Использование подземных структур для хра­нения газа позволяет очень существенно уменьшить металлозатраты и капиталовложения в хранилища.

Линейные сооружениягазопроводов отличаются от аналогичных со­оружений нефте- и нефтепродуктопроводов тем, что вместо линейных задвижек используются линейные шаровые краны, а кроме того, для сбора выпадающего конденсата сооружаются конденсатосборники.

Длина магистрального газопровода может составлять от десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр — от 150 до 1420 мм. Боль­шая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до 1420 мм. Трубы и ар­матура магистральных газопроводов рассчитаны на рабочее давление до 7,5 МПа.

3.2. Классификация компрессоров.

Компрессором называют воздуходувную машину, предназначенную для сжатия и подачи воздуха или какого-либо газа под давлением не ниже 0,2 МПа.

1. По характеру режима сжатия воздуха и виду используемых при этом машин:

v объемные, в которых используются поршневые, ротационные и винтовые системы;

• ротационные

Ø винтовые

Ø зубчатые (шестеренные)

Ø шиберные (пластинчатые)

Ø аксиально-поршневые

Ø радиально-поршневые

• поршневые

v динамические:

• лопастные и турбокомпрессоры

Ø радиальные

Ø центробежные

Ø осевые.

• насосы трения

Ø струйные

2. По конструктивному исполнению, включающему:

• вид первичной силовой установки (электродвигатель, двигатели внутреннего сгорания карбюраторного или дизельного типа);

• число ступеней сжатия воздуха (одно-, двухступенчатые);

• вид используемой системы охлаждения (масляная, воздушная);

• возможности передвижения (стационарные, передвижные, в том числе прицепные одноосные и двухосные);

• общую компоновку узлов, отражающую место монтажа силового оборудования (на раме, на ресивере);

• расположение ресивера (горизонтальное, вертикальное);

Объемные компрессоры работают по принципу вытеснения, когда давление перемещаемой среды повышается в результате сжатия. В таких компрессорах среда перемещается путем периодического изменения объема камеры, попеременно сообщающейся со входом и выходом компрессора. К ним относятся возвратно-поступательные (поршневые) и роторные (аксиально- и радиально-поршневые, шиберные (пластинчатые), винтовые и т.п.) компрессоры.

Динамические компрессоры работают по принципу силового действия на перемещаемую среду. В таких компрессорах среда под воздействием гидродинамических сил перемещается в камере (незамкнутом объеме), постоянно сообщающейся с входом и выходом компрессора. К ним относятся лопастные (радиальные, центробежные, осевые) нагнетатели и нагнетатели трения (вихревые, дисковые, струйные и т.п.).

Лопастныминазывают компрессоры, в которых среда перемещается за счет энергии, передаваемой ей при обтекании лопастей рабочего колеса. Лопастные компрессоры объединяют две большие группы компрессоров: центробежные и осевые. В центробежных компрессорах среда перемещается через рабочее колесо от центра к периферии, а в осевых - через рабочее колесо в направлении его оси.

В компрессорах трения и инерции среда перемещается под действием сил трения и сил инерции. В эту группу входят вихревые, лабиринтные, червячные и другие насосы. Среди них выделяют группу насосов-аппаратов, то есть насосов без движущихся частей (не считая клапанов). К этой группе относятся струйные насосы, эрлифты, вытеснители.

Часто насосы поставляют в виде насосного агрегата, то есть насоса и двигателя соединенных между собой. Кроме того, существует понятие насосная установка, то есть насосный агрегат с комплектом оборудования, смонтированного по определенной схеме, обеспечивающей работу насоса в заданных условиях.

4. Резервуарный парк. РВС, системы подготовки и учета товарной продукции.

Резервуарные парки в системе магистральных нефтепрово­дов служат:

· для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти на границах участков транспортной цепи;

· для учета нефти;

· для достижения требуемого качества нефти (отстаивание от воды и мехпримесей, смешение и др.).

· В соответствии с этим резервуарные парки размещаются:

· на головной НПС;

· на границах эксплуатационных участков;

· в местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса нефти попутным потребителям.

Резервуарным парком в конце магистрального нефтепровода явля­ется либо сырьевой парк НПЗ, либо резервуары крупной перевалочной нефтебазы или пункта налива.

Полезный объем резервуарных парков на НПС рекомендуется при­нимать следующим (единица измерения – суточный объем перекачки):

· головная НПС 2...3;

· НПС на границе эксплуатационных участков.................................................................................. 0,3...0,5;

· то же при проведении приемо-сдаточных операций... 1,0... 1,5.

4.1. Типы резервуаров.

В системе магистральных нефтепроводов применяют вертикальные и горизонтальные стальные, а также железобетонные резервуары.

Резервуары бывают подземные и наземные. Подземныминазыва­ют резервуары, у которых наивысший уровень взлива не менее чем на 0,2 мниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки. Остальные резервуары относятся к наземным.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуарысо стационар­ной крышей (типа РВС) являются наиболее распространенными. Они представляют собой (рис. 12.19) цилиндрический корпус, сваренный из стальных листов размером 1,5x6 м, толщиной 4...25 мм, со щитовой кони­ческой или сферической кровлей. При изготовлении корпуса длинная сто­рона листов располагается горизонтально. Один горизонтальный ряд сва­ренных между собой листов называется поясомрезервуара. Пояса резер­вуара соединяются между собой ступенчато, телескопически или встык.

Щитовая кровля опирается на фермы и (у резервуаров большой ем­кости) на центральную стойку.

Днище резервуара сварное, располагается на песчаной подушке, об­работанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет уклон от центра к периферии. Этим обеспечивается более полное удаление под­товарной воды.

Рис. 4.1. Вертикальный цилиндрический резервуар объемом 5000 м³ со щитовой кровлей:1 – корпус; 2 – щитовая кровля;

3 – центральная стойка; 4 – шахтная лестница, 5 – днище

Рис. 4.1. Вертикальный цилиндрический резервуар объемом 5000 м³ со щитовой кровлей:

1 – корпус; 2 – щитовая кровля; 3 – центральная стойка; 4 – шахтная лестница, 5 – днище

Резервуары типа РВС сооружаются объемом от 100 до 50000 м³. Они рассчитаны на избыточное давление 2000 Па и вакуум 200 Па.

Для сокращения потерь нефти от испарения вертикальные цилин­дрические резервуары оснащают понтонами и плавающими крышами.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей(типа РВСПК) отличаются от резервуаров типа РВС тем, что они не имеют стационарной кровли (рис. 4.2). Роль крыши у них вы­полняет диск, изготовленный из стальных листов, плавающий на поверх­ности жидкости.

Известные конструкции плавающих крыш можно свести к четырем основным типам (рис. 4.3): дисковая, однослойная с кольцевым коро­бом, однослойная с кольцевым и центральным коробами, двуслойная. Дисковые крыши наименее металлоемки, но и наименее надежны, т.к. появление течи в любой се части приводит к заполнению чаши крыши нефтью и далее – к ее потоплению. Двуслойные крыши, наоборот, наибо­лее металлоемки, но и наиболее надежны, т.к. пустотелые короба, обеспе­чивающие плавучесть, герметично закрыты сверху и разделены перего­родками на отсеки.

Для сбора ливневых вод плавающие крыши имеют уклон к центру. Во избежание разрядов статического электричества их заземляют.

С целью предотвращения заклинивания плавающих крыш диаметр их металлического диска на 100–400 мм меньше диаметра резервуара. Оставшееся кольцевое пространство герметизируется с помощью уплот­няющих затворов 1 различных конструкций (рис. 4.2).

Чтобы плавающая крыша не вращалась вокруг своей оси, в резервуа­ре устанавливают вертикальные направляющие 6 из труб, которые одно­временно служат для размещения устройства измерения уровня и отбо­ра проб нефти.

В крайнем нижнем положении плавающая крыша опирается на стой­ки 7, расположенные равномерно по окружности крыши. Высота опор­ных стоек равна 1,8 м, что позволяет рабочим проникать внутрь резервуа­ра и выполнять необходимые работы.

Недостатком резервуаров с плавающей крышей является возмож­ность ее заклинивания вследствие неравномерности снежного покрова.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с понтоном(типа РВСП) – это резервуары, по конструкции аналогичные резервуа­рам типа РВС (имеют стационарную крышу), но снабженные плавающим на поверхности нефти понтоном (рис. 4.4). Подобно плавающей крыше, понтоны перемещаются по направляющим трубам 6, снабжены опорными стойками 9 и уплотняющими затворами 1, 7, тщательно заземлены.

Понтоны бывают металлические и синтетические. Металлические понтоныконструктивно мало отличаются от плавающих крыш. Синте­тический понтонсостоит из кольца жесткости с сеткой, опирающегося на поплавки и покрытого ковром из непроницаемой для паров (например, полиамидной) пленки. Понтоны из синтетических материалов в отличие от металлических практически непотопляемы, монтируются в действую­щих резервуарах без демонтажа части кровли или корпуса,

Рис. 4.2. Резервуар с плавающей крышей:

1 – уплотняющий затвор; 2 – крыша; 3 – шарнирная лестница; 4 – предохра­нительный клапан; 5 – дренажная система; 6 – труба; 7 – стойки; 8 – люк

Рис. 4.3. Схемы основных типов плавающих крыш:

а) дисковая; б) однослойная с кольцевым коробом; в) однослойная с кольцевым и центральным коробами; г) двуслойная

без примене­ния огневых работ в резервуаре, малометаллоемки.

При сооружении резервуаров типов РВС, РВСП и РВСПК исполь­зуются рулонные заготовки днища и корпуса заводского изготовления.

Горизонтальные стальные цилиндрические резервуары(тип РГС) в отличие от вертикальных изготавливают, как правило, на заводе ипо­ставляют в готовом виде. Их объем составляет от 3 до 100 м³. На нефте­перекачивающих станциях такие резервуары используют как емкости для сбора утечек.

Железобетонные резервуары(типа ЖБР) бывают цилиндрические и прямоугольные (рис. 4.5). Первые более распространены, поскольку экономичнее, прямоугольные же резервуары более просты в изготовлении.

Железобетонные резервуары изготавливают, как правило, из пред­варительно напряженных железобетонных панелей, швы между которы­ми замоноличивают бетоном. Плиты перекрытия опираются на стены, а в ряде случаев – и на балки. Днище, в основном, изготавливается моно­литным бетонным толщиной 50 см.

Цилиндрические резервуары типа ЖБР сооружают объемом от 100 до 40000 м³. Они рассчитаны на избыточное давление 200 Па и на ваку­ум 100 Па.

Резервуары типа ЖБР требуют меньших металлозатрат, чем сталь­ные. Однако в процессе их эксплуатации выявился ряд недостатков. Прежде всего, существующие конструкции перекрытия железобетонных резервуаров не обладают достаточной герметичностью и не предотвраща­ют проникновение паров нефти (нефтепродукта) из резервуара в атмос­феру. Другая проблема – борьба со всплыванием резервуаров при высо­ком уровне грунтовых вод. Существуют трудности с ремонтом внутрен­него оборудования железобетонных резервуаров.

В силу перечисленных и ряда других причин резервуары типа ЖБР в настоящее время не сооружаются.

Рис. 4.4. Резервуар с плавающим металлическим понтоном:

1 – уплотняющий затвор; 2 – периферийный короб понтона; 3 – мембрана из листового металла; 4 – стяжка; 5 – центральный короб понтона; 6 – на­правляющая труба; 7 – уплотнение направляющей трубы; 8 – люк-лаз; 9 – опоры для понтона; 10 – приемо-раздаточиый патрубок с хлопушкой

Рис. 4.5. Общий вид сборного цилиндрического железобетонного резервуара:

1 – боковые панели; 2 – центральная опорная колонна; 3 – периферийная опорная колонна; 4 – металлическая облицовка; 5 – монолитное железо­бетонное днище; 6 – крыша

4.2. Промысловая подготовка нефти.

Из нефтяных скважин в общем случае извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, попутного нефтяного газа, воды и механических примесей (песка, окалины и пр.). В таком виде транспортировать про­дукцию нефтяных скважин по магистральным нефтепроводам нель­зя. Во-первых, вода — это балласт, перекачка которого не приносит прибыли. Во-вторых, при совместном течении нефти, газа и воды име­ют место значительно большие потери давления на преодоление сил трения, чем при перекачке одной нефти. Кроме того, велико сопро­тивление, создаваемое газовыми шапками, защемленными в верши­нах профиля и скоплений воды в пониженных точках трассы. В-третьих, минерализованная пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы механических примесей — абразивный износ оборудования.

Целью промысловой подготовки нефти является ее дегазация, обез­воживание, обессоливание и стабилизация.

Дегазация нефтиосуществляется с целью отделения газа от неф­ти. Аппарат, в котором это происходит, называется сепаратором,а сам процесс разделения — сепарацией.

Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того же количества пластовой жидкости. Однако при этом увеличиваются капиталовложения в сепараторы. В связи с вышесказанным число ступеней сепарации ограничивают двумя-тремя.

Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроцик­лонные.

Вертикальный сепаратор представляет собой вертикально установ­ленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снаб­женный патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода жид­кой и газовой фаз, предохранительной и регулирующей арматурой, а также специальными устройствами, обеспечивающими разделение жидкости и газа.

Вертикальный сепаратор работает следующим образом (рис.4.6).

Газонефтяная смесь под давлением поступает в сепаратор по пат­рубку (1) в раздаточный коллектор со щелевым выходом (2). Регулято­ром давления (3) в сепараторе поддерживается определенное давле­ние, которое меньше начального давления газожидкостной смеси. За счет уменьшения давления из смеси в сепараторе выделяется раство­ренный газ. Поскольку этот процесс не является мгновенным, время пребывания смеси в сепараторе стремятся увеличить за счет установ­ки наклонных полок (6), по которым она стекает в нижнюю часть аппарата. Выделяющийся газ поднимается вверх. Здесь он проходит через жалюзийный каплеуловитель (4), служащий для отделения ка­пель нефти, и далее направляется в газопровод. Уловленная нефть по дренажной трубе (12) стекает вниз.

Контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществля­ется с помощью регулятора уровня (8) и уровнемерного стекла (11). Шлам (песок, окалина и т. п.) из аппарата удаляется по трубопроводу (9).

Достоинствами вертикальных сепараторов являются относитель­ная простота регулирования уровня жидкости, а также очистки от от­ложений парафина и механических примесей. Они занимают отно­сительно небольшую площадь, что особенно важно в условиях мор­ских промыслов, где промысловое оборудование монтируется на платформах или эстакадах. Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки: меньшую производительность по срав­нению с горизонтальными при одном и том же диаметре аппарата; меньшую эффективность сепарации.

Рис. 4.6.Вертикальный сепаратор: 1 — патрубок ввода газожидкостной смеси; 2 — раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3 — регулятор давления «до себя» на линии отвода газа;

4 — жалюзийный каплеуловитель; 5 — предохранительный клапан;

6 — наклонные полки; 7 — поплавок; 8 — регулятор уровня на линии отвода нефти; 9 — линия сброса шлама; 10 — перегородки;

11 — уровнемерное стекло; 12 — дренажная труба

Го­ризонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа (рис. 4.7) состоит из технологической емкости (1) и нескольких одноточных гидроциклонов (2). Конструктивно одноточный циклон пред­ставляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с тангенциальным вводом газонефтяной смеси, внутри которого расположены направ­ляющий патрубок (3) и секция перетока (4). В одноточном гидроци­клоне смесь совершает одновременно вращательное движение вокруг направляющего патрубка и нисходящее движение, образуя нисходя­щий вихрь. Нефть под действием центробежной силы прижимается к стенке циклона, а выделившийся и очищенный от капель жидкости газ движется в его центре. В секции перетока нефть и газ меняют на­правление движения с вертикального на горизонтальное и поступа­ют раздельно в технологическую емкость. Далее газовый поток прохо­дит каплеотбойник (5), распределительные решетки (6) и выходит из сепаратора. Нефть по наклонным полкам (7) стекает в нижнюю часть емкости. Ее уровень поддерживается с помощью регулятора (8).

Рис. 4.7.Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидро­циклонного типа: 1 — емкость; 2 — однотонный гидроциклон; 3 — направляющий патрубок; 4 — секция перетока; 5 — каплеотбойник; 6 — распределительные решетки; 7 — наклонные полки; 8 — регулятор уровня

Обезвоживаниемназывается процесс отделения воды от нефти. При извлечении из пласта, движении по насосно-компрессорным трубам в стволе скважины, а также по промысловым трубопроводам смеси нефти и воды образуется водонефтяная эмульсия — механическая смесь нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии жидкостей.

В эмульсиях принято различать дисперсионную (внешнюю, сплош­ную) среду и дисперсную (внутреннюю, разобщенную) фазу. По ха­рактеру дисперсионной среды и дисперсной фазы различают два типа эмульсий: «нефть в воде» и «вода в нефти». Тип образующейся эмуль­сии, в основном, зависит от соотношения объемов фаз, а также от тем­пературы, поверхностного натяжения на границе «нефть-вода» и др.

Одной из важнейших характеристик эмульсий является диаметр ка­пель дисперсной фазы, так как от него зависит скорость их осаждения.

Для разрушения эмульсий применяются следующие методы:

• гравитационное холодное разделение;

• внутритрубная деэмульсация;

• термическое воздействие;

• термохимическое воздействие;

• электрическое воздействие;

• фильтрация;

• разделение в поле центробежных сил.

Гравитационное холодное разделение применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия.

В качестве отстойников периодического действия обычно исполь­зуются сырьевые резервуары, аналогичные резервуарам для хране­ния нефти. После заполнения таких резервуаров сырой нефтью вода осаждается в их нижнюю часть.

В отстойниках непрерывного действия отделение воды осуществ­ляется при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. Длина отстойника определяется из условия, что от нефти должны отделиться капли заданного размера.

Сущность метода внутритрубной деэмульсации заключается в том, что в смесь нефти и воды добавляется специальное вещество — деэмульгатор в количестве 15...20 г на тонну эмульсии. Деэмульгатор разрушает бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния при столкновениях. В последующем эти укрупнившиеся капельки относительно легко от­деляются в отстойниках за счет разности плотностей фаз.

Термическое воздействие заключается в том, что нефть, подвергае­мую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагрева­нии, с одной стороны, уменьшается прочность бронирующих оболо­чек на поверхности капель, а значит, облегчается их слияние, с дру­гой стороны, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли, а это увеличивает скорость разделения эмульсии. Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах до температуры 45...80 °С.

Электрическое воздействие на эмульсии производится в аппаратах, которые называются электродегидраторами. Под действием электриче­ского поля на противоположных концах капель воды появляются разно­именные электрические заряды. В результате капельки притягиваются друг к другу и сливаются. Затем они оседают на дно емкости.

Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются вещества, не смачивае­мые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, а вода нет.

Разделение эмульсий в поле центробежных сил производится в цент­рифугах, которые представляют собой вращающийся с большим чис­лом оборотов ротор. Эмульсия подается в ротор по полому валу. Здесь 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%.

Электрическое воздействие на эмульсии производится в аппаратах, которые называются электродегидраторами. Под действием электриче­ского поля на противоположных концах капель воды появляются разно­именные электрические заряды. В результате капельки притягиваются друг к другу и сливаются. Затем они оседают на дно емкости.

Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются вещества, не смачивае­мые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, а вода нет.

Разделение эмульсий в поле центробежных сил производится в цент­рифугах, которые представляют собой вращающийся с большим чис­лом оборотов ротор. Эмульсия подается в ротор по полому валу. Здесь 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 нефтиосуществляется 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%.

Под процессом стабилизации нефтипонимается отделение от нее легких (пропан-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 отсасываются компрессором и направ­ляются в холодильную 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 ГПЗ для дальнейшей переработки.

К степени стабилизации товарной нефти предъявляются жесткие требования: давление упругости ее паров при 38 °С не должно превы­шать 0,066 МПа (500 мм рт. ст.).

5. Системы сбора нефти, воды и газа на промыслах. Технологические схемы.

Конструктивные особенности различных систем сбора нефти

Продукция нефтяных скважин, представляющая собой смесь неф­ти, газа, воды и различных примесей, является сырьем. Для получе­ния товарных продуктов (нефти и нефтяного газа) необходимо собрать продукцию всех скважин, рассредоточенных по площади нефтяного месторождения, разделить нефть и газ, удалить воду и побочные при­меси.

Универсальной системы сбора нефти, газа и воды, приемлемой для использования на любом нефтяном месторождении, не сущест­вует, поскольку каждое месторождение имеет свои особенности, свя­занные с природно-климатическими условиями, размещением скважин, способами, объемами добычи и физико-химическими свойства­ми нефти, газа и воды. Однако оборудование и сооружения любой системы сбора нефти, газа и воды должны обеспечить возможность:

• измерять продукцию (дебит) каждой скважины (в отдельных слу­чаях группы скважин участка месторождения);

• транспортировать продукцию скважин за счет энергии пласта или давления, создаваемого скважинными насосами, до пунктов подготовки нефти, газа и воды (при недостаточном давлении на устье скважин продукцию скважин доставляют на пункты под­готовки с использованием насосов и компрессоров на промежу­точных сборных пунктах);

• отделить газ от нефти и транспортировать газ до пункта его под­готовки или до потребителей;

• отделять от продукции скважин свободную воду (при добыче высокообводненной нефти);

• раздельно собирать и транспортировать продукцию скважин, существенно отличающуюся по обводненности, физико-хими­ческим свойствам (например по содержанию сероводорода и других агрессивных компонентов), давлению, если смешение разносортной продукции нецелесообразно по технико-экономи­ческим соображениям;

• подогревать продукцию скважин в случае невозможности ее сбо­ра и транспортирования при обычных температурах.

5.1. Системы сбора нефти на промыслах.

В настоящее время известны следующие системы промыслового сбо­ра: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная.

При самотечной двухтрубной системе сбора(рис. 5.1) продук­ция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа. Выделяющий­ся при этом газ под собственным давлением транспортируется до ком­прессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), если он расположен поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть с водой самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального пункта сбора (ЦПС).

Рис. 5.1.Принципиальная схема самотечной двухтрубной системы сбора: 1 — скважины; 2 — сепаратор 1-й ступени; 3 — регулятор давления типа «до себя»; 4 — газопровод; 5 — сепаратор 2-й ступени; 6 — резервуары; 7 — насос; 8 — нефтепровод; УКПН — установка комплексной подготовки нефти; ЦПС — центральный пункт сбора

За счет самотечного движения жидкости уменьшаются затраты элек­троэнергии на ее транспортировку. Однако данная система сбора имеет ряд существенных недостатков:

1) при увеличении дебита скважин или вязкости жидкости (за счет увеличения обводненности, например) система требует рекон­струкции;

2) для предотвращения образования газовых скоплений в трубо­проводах требуется глубокая дегазация нефти;

3) из-за низких скоростей движения возможно запарафинивание тру­бопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности;

4) из-за негерметичности резервуаров и трудностей с использова­нием газов 2-й ступени сепарации потери углеводородов при данной системе сбора достигают 2...3% от общей добычи нефти.

По этим причинам самотечная двухтрубная система сбора в настоя­щее время существует только на старых промыслах.

Высоконапорная однотрубная система сбора(рис. 5.2) пред­ложена в Грозненском нефтяном институте. Ее отличительной осо­бенностью является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6...7 МПа) устьевых давлений.

Рис. 5.2.Принципиальная схема высоконапорной однотрубной системы сбора: 1 — скважины; 2 — нефтегазопровод; 3 — сепа­ратор 1-й ступени; 4 — сепаратор 2-й ступени; 5 — регулятор давления; 6 — резервуары

Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отка­заться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести опера­ции по сепарации нефти на центральные сборные пункты. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокраща­ется металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства нефтеперкачивающих и компрессорных станций на тер­ритории промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90% по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контроль­но-измерительной аппаратуры.

Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями.

Рис. 5.3. Принципиальная схема напорной системы сбора: 1 — скважины; 2 — сепаратор 1-й ступени; 3 — регулятор давления типа «до себя»; 4 — газопровод; 5 — насосы; 6 — нефтепровод; 7 — сепаратор 2-й ступени;

8 — резервуар; ДНС — дожимная нефтеперекачивающая станция

Напорная система сбора(рис. 5.3), разработанная институтом Гипровостокнефть, предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоя­нии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенной нефти в однофазном состоянии до ЦПС на расстояние 100 км и более.

Продукция скважин подается сначала на площадку дожимной неф­теперекачивающей станции (ДНС), где при давлении 0,6...0,8 МПа в сепараторах 1-й ступени происходит отделение части газа, транс­портируемого затем на ГПЗ бескомпрессорным способом. Затем нефть с оставшимся растворенным газом центробежными насосами перекачивается на площадку центрального пункта сбора, где в сепа­раторах 2-й ступени происходит окончательное отделение газа. Вы­делившийся здесь газ после подготовки компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком (высота установки сепарато­ров 2-й ступени 10... 12 м) в сырьевые резервуары.

Применение напорной системы сбора позволяет:

• сконцентрировать на ЦПС оборудование по подготовке нефти, газа и воды для группы промыслов, расположенных в радиусе 100 км;

• применять для этих целей более высокопроизводительное обору­дование, уменьшив металлозатраты, капитальные вложения и экс­плуатационные расходы;

• снизить капиталовложения и металлоемкость системы сбора, бла­годаря отказу от строительства на территории промысла компрес­сорных станций и газопроводов для транспортировки нефтяного газа низкого давления;

• увеличить пропускную способность нефтепроводов и уменьшить затраты мощности на перекачку вследствие уменьшения вязко­сти нефти, содержащей растворенный газ.

Недостатком напорной системы сбора являются большие эксплуа­тационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦПС и соответственно большой расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспортирования очищен­ной пластовой воды до месторождений для использования ее в систе­ме поддержания пластового давления.

В настоящее время в развитых нефтедобывающих регионах при­меняют системы сбора, лишенные указанных недостатков (рис. 5.4).

Рис. 5.4.Принципиальные схемы современных систем сбора нефти: а — с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на ЦПС; б — с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на КПС; 1 — скважины; 2 — сепаратор 1-й ступени; 3 — регулятор давления типа «до себя»; 4 — газопровод; 5 — насосы; 6 — нефте­провод;

7 — сепаратор 2-й ступени; 8 — резервуар; ДНС — дожимная нефтеперекачивающая станция

Система, изображенная на рис. 5.4а, отличается от традиционной напорной тем, что еще перед сепаратором первой ступени в поток вводят реагент деэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмульсию. Это позволяет отделить основное количество воды от продукции скважин на ДНС. На центральном же сборном пункте установка комплекс­ной подготовки нефти расположена перед сепаратором второй ступени. Это связано с тем, что нефть, содержащая растворенный газ, имеет меньшую вязкость, что обеспечивает более полное отделение воды от нее.

Особенностью схемы, изображенной на рис. 5.4б, является то, что установка комплексной подготовки нефти перенесена ближе к скважинам. ДНС, на которой размещается УКПН, называется ком­плексным сборным пунктом (КСП).

Рассмотрим далее современные системы с точки зрения их конст­руктивных особенностей, состава и компоновки сооружений и обо­рудования.

Начнем с ранее широко распространенной, а теперь существую­щей только на старых промыслах самотечной системы, основанной на принципе индивидуального разделения (сепарации) продукции каждой скважины. Принципиальная технологическая схема самотеч­ной системы приведена на рис. 5.1, а принципиальная схема соору­жений – на рис. 5.5.

9 — нефтепроводы

Рис 5.6.Принципиальная схема сооружений напорной герметизированной системы сбора нефти и газа (разработчик — Гипровостокнефть) 1 — групповая замерная установка; 2 — участковая сепарационная установка;

3 — участковая сепарационно-дожимная установка; 4 — концевые сепарационные установки на центральном сборном пункте

По напорной системе продукция скважин поступает на групповые замерные установки, на которых периодически замеряют только дебиты скважин. Далее нефтегазовая смесь по одной трубе поступает на участковые сепарационные установки, где осуществляется первая ступень сепарации. Давление в сепараторах первой ступени прини­мается из условия бескомпрессорного транспорта выделяющегося газа на газоперерабатывающий завод или другим потребителям.

После отделения части газа в сепараторах первой ступени нефть с оставшимся в ней растворенным газом транспортируется под дав­лением в сепараторах или насосами до центрального пункта сбора, где осуществляются вторая и третья ступени сепарации. Отсепарированный газ подается на газоперерабатывающий завод, а нефть – на тех­нологические установки для дальнейшей ее подготовки.

5.2. Дожимные нефтеперекачивающие станции.

Дожимные нефтеперекачивающие станции(ДНС) применяются при обустройстве месторождений тогда, когда пластовой энергии не хватает для транспорта продукции скважин до ЦПС. На дожимных неф­теперекачивающих станциях производится первая ступень сепарации нефти от газа в целях дальнейшего разделения транспорта жидкости центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. В настоя­щее время применяются блочные ДНС заводского изготовления.

Замерное оборудование. В зависимости от конкретных условий для замера дебитов скважин в системе сбора нефти и газа применя­ются различные автоматизированные замерные установки: ЗУГ — за­мерная установка групповая, АГУ – автоматизированная групповая установка, АГЗУ — автоматизированная групповая замерная установ­ка, блочные автоматизированные замерные установки типа «Спут­ник» и пр.

Все эти установки обеспечивают автоматическое переключение скважин на замер, автоматическое измерение дебита, контроль за работой скважин по поступлению продукции, а также автоматическую блокировку скважин при аварийном состоянии установки. Принцип Действия групповых замерных установок аналогичен. Установки различаются по рабочему давлению, числу подключаемых скважин максимальным измеряемым дебитам скважин. Наибольшее распро­странение получили блочные автоматизированные замерные установки типа «Спутник», главная отличительная особенность которых — блочное исполнение и комплектная поставка.

Сепарационные установкив технологической системе сбора нефти и газа обеспечивают разделение продукции на газовую и жидкую фазы, измерение количества жидкости и газа, бескомпрессорную подачу газа на газоперерабатывающий завод или другим потребителям, а также подачу нефти с оставшимся в ней растворенным газом под давлением установки или насоса на центральный пункт подготовки нефти, газа и воды.

Применяемые нефтегазовые сепараторы, как правило, выполня­ются в блочном исполнении и их можно классифицировать по сле­дующим основным признакам:

• расположению основных элементов – на вертикальные и гори­зонтальные;

• конструктивному исполнению – на одноемкостные (все секции заключены в одной емкости) и двухъемкостные (секции разме­щены в двух емкостях, расположенных одна под другой;

• технологическому назначению – на двухфазные (разделяют продукцию скважин на жидкую и газовую фазы), трехфазные – разделяют поток на нефть, газ и воду.

Для окончательной сепарации нефти, поступающей на централь­ный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды и для предваритель­ного сброса пластовой воды применяются концевые совмещенные сепарационные установки КССУ (рис. 5.8). Пропускная способность этих установок по нефти составляет 1000, 2000 и 5000 м³/сут.

Нефтегазоводяная смесь поступает на установку через приемный патрубок (6) и попадает в раздаточный коллектор (5), в котором имеются от­верстия, пропускающие одинаковое количество жидкости за счет уве­личения их диаметра по длине коллектора. Из этих отверстий нефтега­зоводяная смесь с большой скоростью поднимается через водяную подушку, в которую в необходимых случаях добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ). Происходит разделение смеси на нефть, газ и воду, которые по отдельным линиям (2,11 и 12) отводятся из сепаратора.

Рис. 5.8.Схема концевой совмещенной сепарационной установки (КССУ): 1 — корпус сепаратора; 2 — газоотводящий коллектор; 3 — регулятор давления «до себя»; 4 —люк; 5 — распределительный коллектор; 6—ввод жидкости; 7,8 — исполнительные механизмы соответственно для сброса воды и нефти; 9 — поплавок;

10 — двухфазный поплавок «вода—нефть»; 11, 12 — дренажные линии соответственно для нефти и воды

5.3. Центральные пункты сбора нефти. Основные характеристики ЦПС.

Центральные пункты сбора нефти являются заключительным зве­ном в каждой системе сбора нефти и газа. В каждом нефтедобываю­щем районе, как правило, располагается один пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды.

Система подготовки нефти на ЦПС включает в себя комплекс тех­нологического оборудования и сооружений, предназначенных для получения товарной нефти, ее учета и дальнейшего транспорта, для очистки сточных вод, первичной подготовки газа концевых ступеней сепарации к транспорту.

Как правило, центральные пункты сбора размещают на базовом месторождении, добыча на котором составляет 40% и более общей добычи района в период его максимального развития, независимо от направления магистрального транспорта нефти. При отсутст­вии в районе базового месторождения ЦПС размещают на место­рождении, ближайшем к начальной точке магистрального нефте­провода.

Технологический комплекс сооружений ЦПС

Всостав ЦПС входят объекты производственного и вспомогатель­ного назначения. Технологический комплекс объектов состоит из трех основных подкомплексов:

• подготовки и транспорта нефти;

• подготовки воды;

• подготовки газа.

В состав вспомогательных сооружений, предназначенных для об­служивания технологических объектов ЦПС, входят:

• административно-бытовой корпус с узлом связи;

• пожарное депо;

• лаборатория со складом проб;

• котельная;

• сооружения производственного и противопожарного водоснаб­жения, резервуары для хранения противопожарного запаса воды, противопожарный водоем, блок-боксы противопожарной на­сосной станции.

Для ЦПС разработана полная номенклатура необходимых блоков технологического назначения, определена номенклатура необходимых изделий вспомогательного и общего назначения. Наиболее харак­терным по производительности для ЦПС является диапазон от 1 до 9 млн. т/год нефти, а именно 1,3,6 и 9 млн т/год. Существуют два основ­ных варианта схем ЦПС:

• транспорт нефти через сооружения установки подготовки нефти (УПН) за счет энергии пласта или установок механизирован­ной добычи;

• транспорт нефти через УПН с применением сырьевых насосов.

Процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации неф­ти осуществляются на установках комплексной подготовки нефти (УКПН).

6. Нефтебазы, схемы и оборудование для учета и хранения нефтепродуктов. и производственные операции, проводимые на них. Наливные и сливные эстакады нефтебаз. АЗС.

6.1. Нефтебаза. Классификация нефтебаз.

Нефтебазаминазываются 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. Наиболее пожароопасными объектами являются резер­вуары. Поэтому за критерий пожароопасности нефтебаз принят суммарный объем резервуарного парка. Его величина, а также мак­симальный объем одного резервуара V _тах, положены в основу деле­ния нефтебаз на категории:

— I — общий объем резервуарного парка свыше 100 000 м³;

— II — то же свыше 20 000 м³ по 100 000 м³;

— Ша — то же свыше 10 000 м³ по 20 000 м\ V_n р.тах =5000 м³;

— III6 — то же свыше 2 000 м³ по 10 000 м\ V р.тах =2000 м³;

— Шв — то же до 2 000 м³ включительно , V р.тах =700м³.

В зависимости 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 ка­тегории — не менее 100 м.

По величине годового грузооборотанефтебазы подразделяют­ся на пять классов в соответствии с таблицей 1.

По функциональному назначению (по принципу оперативной деятельности)нефтебазы делятся на перевалочные, распредели­тельные и перевалочно-распределительные и базы хранения.

Таблица 1 — Классы нефтебаз

Перевалочные нефтебазыпредназначены 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 нефтебазыпредназначены для непродолжи­тельного хранения нефтепродуктов и снабжения ими потребите­лей обслуживаемого района. Их разделяют на оперативные,об­служивающие 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 нефтебазысовмещают функ­ции перевалочных и распределительных нефтебаз.

Базы храненияосуществляют прием, хранение и периодическое освежение нефтепродуктов.

По транспортным связямнефтебазы делятся на железнодорож­ные, водные (речные, морские), водно-железнодорожные, трубопро­водные, а также глубинные, которые представляют собой распреде­лительные нефтебазы, расположенные на значительном расстоянии от железных дорог и водных путей и получающие нефтепродукты, в основном автомобильным транспортом, а в некоторых случаях — водным.

По номенклатуре хранимых нефтепродуктовразличают неф­тебазы общего назначения, только для легковоспламеняющихся (светлых) нефтепродуктов, только для горючих (темных) нефтепро­дуктов.

Все производственные операции, проводимые на нефтебазах, разделяют на основные и вспомогательные.

К основным операциямотносятся:

— прием нефтепродуктов, доставляемых на нефтебазу железнодо­рожным, водным, автомобильным транспортом и по трубопро­водам или отводам от них;

— хранение нефтепродуктов в резервуарах и тарных хранилищах;

— отпуск нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны, нефтеналивные суда или по трубопроводам;

— замер и учет нефтепродуктов.

К вспомогательным операциямотносятся:

— очистка и обезвоживание масел и других вязких нефтепродук­тов;

— смешение масел и топлив;

— регенерация отработанных масел;

— изготовление и ремонт тары;

— ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений;

— эксплуатация котельных, транспорта и энергетических устройств.

Технологическая схема нефтебазы

Технологическойназывается безмасштабная схема размещения объектов нефтебазы, соединенных сетью трубопроводов, при помощи которых обеспечивается выполнение операций по приему и отпуску нефтепродуктов.

При составлении технологической схемы учитывают:

— способы приема и реализации нефтепродуктов;

— номенклатуру хранимых нефтепродуктов;

— необходимость осуществления внутрибазовых перекачек;

— возможность транспортировки некоторых нефтепродуктов без потери качества по одним и тем же трубопроводам.

Технологическая схема называется двухпроводной,когда к каждому резервуару подсоединено два трубопровода, позволяющих производить одновременно закачку и выкачку нефтепродуктов, зачистку и удаление осадка из резервуара и др. Однопроводныекоммуникации применяют как исключение: на нефтебазах 4…5 классов, для резервуаров небольшой емкости и при малой производительности отпуска. На технологической схеме указывается диаметр и протяженность каждого трубопровода, а вся запорная арматура должна быть пронумерована. Технологическая схема позволяет обеспечить наглядность при управлении технологическими операциями. В качестве примера на рис. 6.1 показана принципиальная технологическая схема перевалочно-распределительной нефтебазы. В состав ее объектов входят причальные сооружения I, автоналивная эстакада II, резервуарный парк светлых нефтепродуктов III, резервуарный парк темных нефтепродуктов IV, узел учета V, камера приема очистного устройства VI, разливочная VII, насосные VIII, нулевой резервуар IX и сливоналивная железнодорожная эстака­да X. Нефтебаза может принимать нефтепродукты по магистраль­ному нефтепродуктопроводу (только светлые), по железной дороге (светлые и темные) и водным транспортом (только светлые). От­пуск светлых нефтепродуктов производится автомобильным, вод­ным и железнодорожным транспортом, темных нефтепродуктов — по железной дороге и через разливочную.

Рис. 6.1. Принципиальная технологическая схема перевалочно-распределительной нефтебазы:

I — причальные сооружения; II — автоналивная эстакада; III — резервуарный парк светлых нефтепродуктов; IV — резервуарный парк темных нефтепродуктов; V — узел учета; VI — камера приема очистного устройства; VII — разливочная; VIII — насосная; IX — нулевой резервуар; X — сливоналивная железнодорожная эстакада

6.2. Количественный учет нефтепродуктов. Методы измерения количества нефтепродуктов

Развитие рыночных отношений выдвигает возрастающие тре­бования к достоверности учета количества нефтепродуктов на всех стадиях их производства и распределения, приводит к повышению роли измерительной техники и требований к ней. В связи с повыше­нием цен на энергоносители резко повышается спрос на высокоточ­ные средства учета их количества.

Количественный учет нефтепродуктов при приеме, отпуске и хра­нении делится на две группы:

— товарно-учетные операции (коммерческий учет — КУ);

— оперативно-контрольные операции (оперативное управление — ОУ).

Товарно-учетные операции требуют высокоточных измерений (погрешность в пределах десятых долей процента) при относитель­но небольшом быстродействии. Для оперативно-контрольных опе­раций необходимы сравнительно быстродействующие измеритель­ные системы, обеспечивающие относительно невысокую точность (погрешность в пределах нескольких процентов).

Задачи, связанные с товарно-учетными операциями, направле­ны на решение вопросов учета, планирования и распределения неф­тепродуктов, а вторые — с оперативным управлением процессами слива-налива. Для решения этих задач требуется применение ин­формационно-измерительных систем и средств современной вы­числительной техники, обеспечивающих необходимую обработку поступающей информации.

В зависимости от характера технологических операций и разме­ров учитываемых партий нефтепродуктов применяют различные методы измерений их количества.

В настоящее время согласно правилам количественного учета применяют:

— прямой метод измерения массы нефтепродуктов с помощью ве­сов, весовых дозаторов и устройств или массовых расходомеров (счетчиков);

— косвенные методы: объемно-массовый и гидростатический.

Объемно-массовый метод сводится к измерению объема нефте­продукта V и его плотности р при одних и тех же условиях (темпе­ратура и давление). При этом масса нефтепродукта будет равна

G=Vp.

В зависимости от способа измерения объема нефтепродукта объемно-массовый метод может быть динамическим и статическим.

Дата добавления: 2014-05-17; просмотров: 2273; Нарушение авторских прав

Мы поможем в написании ваших работ!