Оборудование для хранения нефти и газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Нефтегазовые сепараторы, их типы, конструкция и принцип действия

Нефтегазовым сепаратором называют аппарат для сепарации (перевод из латыни: «separatio» -- отделение) попутного газа от нефти за счёт различия в их плотности. Данное оборудование применяется для подготовки продукции нефтяных месторождений в установках сбора, а также для входных, промежуточных и концевых ступеней в промысловых установках для подготовки нефти и газа.

Принцип работы оборудования. В зависимости от основной силы, задействованной при разделении, сепараторы могут быть:

Гравитационными. Основа процесса - гравитационное разделение (т.е. более легкие вещества -- газы -- поднимаются в верхнюю часть емкости, а тяжелые жидкости оседают на дно). Интенсивность процесса зависит от рабочего давления, времени цикла и типа рабочей среды. Турбулентный режим движения смеси является более предпочтительным, процесс образования пузырей ускоряет разделение. Данный принцип сепарирования является основным при использовании на месторождении. Увеличению производительности оборудования способствует установка на входе депульсатора -- специального устройства для устранения свободного газа из нефтегазовой эмульсии. Пятиминутное пребывание нефтяной смеси в аппарате достаточно для разделения ее на газовую составляющую и тяжелую сырую нефть. Такой процесс характерен для двухфазных сепараторов, нашедших широкое применение в данной отрасли. Трехфазный сепаратор кроме газа и нефти отделяет из смеси еще и воду.

Центробежными (гидроциклонными). Обезвоживание нефтеводяной эмульсии происходит по принципу действия центробежной силы. Специально разработанная конструкция тарельчатого центробежного сепаратора позволяет эксплуатировать оборудование в тяжелых условиях нефтяных месторождений.

Инерционными. Принцип разделения в данных аппаратах основан на различии сил инерции частиц разных веществ в сепарируемой эмульсии. Более тяжелые, по сравнению с газом, частицы прижимаются к периферии емкости (сепаратора), и по стенке стекают в нижнюю его часть.

Виды сепараторов

Как двухфазные, так и трехфазные сепараторы могут иметь цилиндрическую и сферическую формы. По расположению различают:

§ вертикальные сепараторы;

§ горизонтальные сепараторы.

Вертикальное расположение сепаратора гарантирует высокую производительность и более полное отделение газа, даже при мизерной его концентрации. Более высокая степень насыщения нефти газами требует использования горизонтального сепаратора для их разделения. Такой аппарат сравнительно дешевле, чем вертикальный. Сферические сепараторы хорошо разделяют нефтяную смесь при незначительном количестве жидкости в ее составе.

2. Основные методы разрушения нефтяных эмульсий

Процесс обессоливания нефти, как и процесс обезвоживания, основан на разрушении водонефтяной эмульсии, ее деэмульгировании, при котором из поступающей эмульсионной нефти удаляется пластовая вода. При обессоливании деэмульгированию подвергают искусственную эмульсию нефти с промывной водой, специально создаваемую для отмывки нефти от оставшихся в ней солей. Водонефтяные эмульсии являются весьма стойкими системами, и, как правило, под действием одной только силы тяжести не расслаиваются. Для их разрушения требуются определенные условия, способствующие столкновению и слиянию диспергированных в нефти капелек воды в более крупные, и выделению последних из нефтяной среды. Как сближение капелек воды, предшествующее их слиянию, так и выделение капель из эмульсии связано с их перемещением в нефтяной среде, обладающей определенной вязкостью и тормозящей это перемещение. Чем благоприятнее условия для передвижения капелек, тем легче разрушаются эмульсии. Поэтому рассмотрим факторы, от которых зависит скорость движения взвешенной в нефти капельки воды. Оказавшись под действием определенной силы, капля сначала движется ускоренно, так как действующая на нее сила превышает тормозящую силу трения. По мере повышения скорости движения сила трения все больше увеличивается, и при определенной скорости обе силы уравновешиваются: движение капли становится равномерным. Принимая в первом приближении, что капля имеет сферическую форму, воспользуемся известной формулой Стокса. Согласно этой формуле, установившаяся под действием силы F и вязкости жидкой среды з) равномерная скорость движения и сферической капли радиусом r равна

В частности, скорость оседания в нефти сферической капли воды под действием силы тяжести с учетом Архимедовой потери в массе составляет 

где 4/3 рr³ -- объем капли; p и d -- соответственно плотности воды и нефти; g -- ускорение свободного падения.

Из формулы (9) видно, что скорость оседания капель воды в нефтяной среде прямо пропорциональна квадрату их радиуса, разности плотностей воды и нефти, ускорению силы тяжести и обратно пропорциональна вязкости нефти. Следовательно, если размеры капель и разность плотностей воды и нефти незначительны, а вязкость нефти высокая, то скорость выпадения капель весьма низкая, и практически эмульсия не расслаивается даже в течение длительного времени. Наоборот, при большом размере капель, значительной разности плотностей и низкой вязкости нефти расслоение эмульсии идет очень быстро. Поэтому для ускорения процесса разрушения эмульсии ее наряду с отстоем одновременно подвергают и другим мерам воздействия, направленным на укрупнение капель воды, увеличение разности плотностей, снижение вязкости нефти. Основными мерами являются: подогрев эмульсии (термообработка); введение в нее деэмупьгатора (химическая обработка); применение электрического поля (электрообработка). Существуют и другие меры воздействия на эмульсию, например перемешивание, вибрация, обработка ультразвуком, фильтрация, способствующие в основном укрупнению капелек воды. В некоторых случаях для интенсификации расслоения особо стойких высокодисперсных эмульсий прибегают к использованию более эффективных центробежных сил, превосходящих гравитационные силы в десятки тысяч раз. Для этого подвергают эмульсию обработке в центрифугах или сепараторах. Несмотря на высокую разделяющую способность, этот способ для деэмульгирования нефти и нефтепродуктов применяют лишь иногда -- при обезвоживании флотского мазута, масел, ловушечных и амбарных нефтей, а также при удалении воды из нефтепродуктов, плотность которых близка к плотности воды. Основными причинами ограниченного применения центрифугирования являются низкая производительность сепараторов и значительные сложности их эксплуатации. Для разрушения эмульсии в процессах обезвоживания и обессоливания нефти широкое применение, совместно с отстоем, нашли перечисленные выше первые четыре меры воздействия на эмульсию; подогрев, добавка деэмупьгатора, электрообработка и перемешивание. При этом обычно применяют одновременно несколько мер воздействия. Такое комбинированное сочетание ряда факторов воздействия на эмульсию обеспечивает быстрое и эффективное ее расслоение. Так, при обезвоживании нефти на промыслах методом так называемого „трубного деэмульгирования” используют в присутствии деэмупьгатора гидродинамические эффекты, возникающие при турбулентном движении эмульсионной нефти по транспортным трубопроводам, успешно сочетая их с отстоем в трубопроводах с ламинарным движением жидкости [31]. Аналогично при обезвоживании нефти термохимическим способом сочетают с отстоем подогрев эмульсионной нефти и подачу в нее деэмульгатора. На электрообессоливающих установках, на которых процесс проводится при малом времени пребывания нефти в аппаратуре и где для достижения высокой степени обессоливания требуется обеспечение большой глубины обезвоживания нефти, комбинируют термохимический способ с электрическим, сочетая четыре фактора воздействия на эмульсию: подогрев, подачу деэмульгатора, электрическое поле и отстой в гравитационном поле [14]. Термохимический и электрический способы разрушения эмульсии являются составной частью процесса обессоливания нефти.

3. Арматура и оборудование резервуаров для хранения нефти

Завод резервуаров Группы ОМЕУР принимает заказы на изготовление и поставляет резервуары для нефтепродуктов: ГСМ, дизтопливо, нефти и светлых нефтепродуктов. Резервуары могут быть исполнены:

· вертикальные резервуары (объемом от 100 м³ до 5000 м³ )

· горизонтальные резервуары (объёмом от 3 м³ до 200 м³ )

· одно- и двустенные ( объёмом от 5 м³ до 200 м³)

· односекционные и многосекционные

· по индивидуальному заказу

Оборудование изготавливается из стали Ст3 и 09Г2С, возможно северное исполнение - резервуары на санях или полозья, с теплоизоляцией и подогревом.

Резервуары для нефтепродуктов (емкости) предназначены для накопления, кратковременного хранения и учета «сырой» и поворотной нефти. Резервуары для хранения нефтепродуктов используются в промышленных и в частных целях. Благодаря своим конструктивным особенностям топливные резервуары являются наиболее эффективным изделием для хранения как темных, так и светлых нефтепродуктов или нефти. Резервуары для нефтепродуктов изготавливаются из стали марок Ст3СП5 или 09Г2С с толщиной стенки от 4 до 12 мм. Сфера применения резервуаров для нефтепродуктов - это различные организации, которые нуждаются в надежной системе: от нефтепровода к нефтебазе и далее к конечному потребителю. Стальные резервуары можно увидеть на нефтедобывающих, нефтеперерабатывающих предприятиях, автозаправках, компаниях-перевозчиках, авиабазах и т.д. Все резервуары для нефтепродуктов комплектуются технологическим оборудованием и огнепреградителями, искро- и пламягасителями, специальными дыхательными клапанами, ограничителями налива и датчиками уровня топлива, его температуры и давления. Резервуары для нефти и нефтепродуктов могут выполняться с наличием теплоизоляции и обогревателей нескольких видов. Помочь с выбором необходимой комплектации емкости для нефтепродуктов вам смогут наши менеджеры по работе с клиентами.

Классификация резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Резервуары для нефтепродуктов подразделяются:

- по расположению:

· наземные (наземные резервуары различаются по материалу и форме)

· подземные

· по форме:

· цилиндрические

· каплевидные

· прямоугольные

· сферические

- по виду хранимого топлива:

· СУГ (сжиженные углеводородные газы)

· жидкого топлива и ГСМ

· нефть

Наиболее распространенными являются цилиндрические емкости. Цилиндрические резервуары подразделяются на вертикальные и горизонтальные. Резервуары для нефтепродуктов могут быть однокамерными и многокамерными. Наличие нескольких камер в резервуаре позволяет осуществлять хранение и выдачу нескольких видов топлива одновременно. В зависимости от назначения и вида хранимого топлива резервуары для нефтепродуктов подвергают тепло- и гидроизоляции, а их внутренние стенки облицовывают. Резервуары для нефтепродуктов оборудуют подогревателями, предохранительными и другими клапанами, арматурой, приемно-раздаточными устройствами, приспособлениями для очистки, уровнемерами и т.п.

Комплектация резервуаров

Горизонтальные резервуары для нефтепродуктов комплектуются:

· сливными муфтами;

· обратными клапанами;

· огнепреградителями;

· дыхательными клапанами;

· шаровыми кранами;

· ограничителями налива.

Вертикальные резервуары для нефтепродуктов комплектуются

· приемочно-раздаточными устройствами;

· дыхательными устройствами;

· системой подогрева в резервуаре;

· вспомогательным оборудованием (трубопроводной арматурой, компенсаторами и т.п.).

Горизонтальные резервуары для нефтепродуктов

Резервуары горизонтальные стальные для нефтепродуктов используются в основном для небольших объемов нефтепродуктов, выпускаются они чаще всего стальными цилиндрическими из углеродистой и нержавеющей стали. Вместительная способность производимых резервуаров разная и зависит от потребностей заказчика.

Вертикальные резервуары для нефтепродуктов

Вертикальные резервуары производятся с конической или сферической крышей, последней модификацией являются емкости с плавающей крышей (плавающий понтон). Для хранения нефти и тяжелых нефтяных фракций используют емкости именно с конической крышей. Сферические и плавающие крыши применяются для емкостей, в которых хранятся легкие нефтепродукты, так как давление пара над жидкостью у них значительно выше, чем у нефти.

Резервуар для хранения нефтепродуктов

Активно развивающаяся нефтеперерабатывающая отрасль вызывает потребность в расширении действующих и строительстве новых хранилищ нефтепродуктов. В связи с этим все более необходимыми становятсярезервуары для нефтепродуктов. С появлением новых технологий и современных материалов, хранилища для нефтепродуктов проектируются и производятся с учетом достижений технического прогресса. Хранение нефти осуществляется на специализированных предприятиях - нефтехранилищах. Нефтехранилища имеют специальные емкости для хранения, занимаются приемкой и хранением нефти, производят отгрузку оной потребителям, соблюдая все правила хранения нефтепродуктов. Основными правилами являются требования хранения нефтепродуктов в герметичных резервуарах с исправным запорным оборудованием, оборудованных защитой от статического электричества и устройствами защиты от молний. Для хранения нефти употребляются разнообразные резервуары для нефтепродуктов, которые по качеству должны строго соответствовать государственным стандартам. Емкости для хранения нефтепродуктовпроизводятся из несгораемых материалов: металла, камня, синтетики, железобетона. Кроме того, существуют емкости земляные, ледогрунтовые и горные. Наиболее востребованы металлические резервуары, так просты в производсте и весьма распространенны. Все резервуары для нефтепродуктов, выпускаемые предприятием Группы ОМЕУР сертифицированы в системе ГОСТ Р на соответствие требованиям промышленной безопасности. Каждый резервуар для нефтепродуктов имеет индивидуальный паспорт, сертификат соответствия и разрешение на применение Ростехнадзора, также прилагаются к общему пакету документов протоколы и акты о проведенных испытаниях, чертежи, паспорта на навесное оборудование и аттестаты мастеров цеха. Сборочные детали, днища, люки, опоры, строповые устройства, устройства крепления теплоизоляции соответствует действующей нормативно-технической документации. Резервуары для нефтепродуктов обязаны соотвествовать следующим требованиям: устойчивость к механическим повреждениям и коррозийным процессам, герметичность, минимизация потерь от испарения продуктов, экологическая безопасность, высокая надёжность и эргономичность. Кроме этого стоит предусмотреть эффективные меры защиты резервуаров от хищения, техногенных катастроф и террористических действий.

4. Системы сбора природного газа. Система сбора газа на УГКМ

Существующие системы сбора газа классифицируются:

- по степени централизации технологических объектов подготовки газа;

- по конфигурации трубопроводных коммуникаций;

- по рабочему давлению.

По степени централизации технологических объектов подготовки газа различают индивидуальные, групповые и централизованные системы сбора.

Рис.1. Принципиальная схема установки комплексной подготовки нефти: 1, 9,11,12 - насосы; 2,5 - теплообменники; 3 - отстойник; 4 - электродегидратор; 6 - стабилизационная колонна; 7 - конденсатор-холдодильник; 8 - емкость орошения; 10 - печь

I - холодная "сырая" нефть; II - подогретая "сырая" нефть; III - дренажная вода; IV - частично обезвоженная нефть; V - пресная вода; VI - обезвоженная и обессоленная нефть; VII - пары легких углеводородов; VIII - несконденсировавшиеся пары; IX - широкая фракция (сконденсировавшиеся пары); X - стабильная нефть.

При индивидуальной системе сбора (рис. 1 а) каждая скважина имеет свой комплекс сооружений для подготовки газа (УПГ), после которого газ поступает в сборный коллектор и далее на центральный сборный пункт (ЦСП). Данная система применяется в начальный период разработки месторождения, а также на промыслах с большим удалением скважин друг от друга. Недостатками индивидуальной системы являются: 1) рассредоточенность оборудования и аппаратов по всему промыслу, а, следовательно, сложности организации постоянного и высококвалифицированного обслуживания, автоматизации и контроля за работой этих объектов; 2) увеличение суммарных потерь газа по промыслу за счет наличия большого числа технологических объектов и т.д.

При групповой системе сбора (рис. 1 б) весь комплекс по подготовке газа сосредоточен на групповом сборном пункте (ГСП), обслуживающем несколько близко расположенных скважин (до 16 и более). Групповые сборные пункты подключаются к промысловому сборному коллектору, по которому газ поступает на центральный сборный пункт и далее потребителю. Групповые системы сбора получили широкое распространение, так как их внедрение позволяет увеличить мощность и коэффициент загрузки технологических аппаратов, уменьшить число объектов контроля, обслуживания и автоматизации, а в итоге снизить затраты на обустройство месторождения.

При централизованной системе сбора (рис.1 в) газ от всех скважин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому центральному сборному пункту, где осуществляется весь комплекс технологических процессов подготовки газа и откуда он направляется потребителям. Применение централизованных систем сбора позволяет осуществить еще большую концентрацию технологического оборудования, за счет применения более высокопроизводительных аппаратов уменьшить металлозатраты и капитальные вложения в подготовку газа. В каждом конкретном случае выбор системы сбора газа обосновывается технико-экономическим расчетом.

По конфигурации трубопроводных коммуникаций различают бесколлекторные и коллекторные газосборные системы. При бесколлекторной системе сбора газ (подготовленный или нет) поступает на ЦПС со скважин по индивидуальным линиям. В коллекторных газосборных системах отдельные скважины подключаются к коллекторам, а уже по ним газ поступает на ЦСП.

Рис. 2. Системы сбора газа на промыслах;

а) - индивидуальная; б) - групповая; в) - централизованная,

УПГ - установка подготовки газа; ГСП - групповой сборный пункт;

ЦСП - централизованный сборный пункт

Рис. 3. Формы коллекторной газосборной сети: Подключение скважин: а) - индивидуальное; б) - групповое

Различают линейные, лучевые и кольцевые коллекторные газосборные системы.

Система сбора газа на УГКМ.

При разработке газовых и газоконденсатных месторождений с небольшим содержанием углеводородного конденсата и при отсутствии сероводорода в составе пластового газа применяют четыре схемы внутрипромыслового сбора газа: линейную, лучевую, кольцевую и групповую (рис. 61). Название газосборной схемы определяется обычно формой газосборного коллектора.

Линейная схема применяется, как правило, на газовых месторождениях с вытянутой площадью газоносности.

Лучевая схема - при раздельной эксплуатации газовых пластов с различными начальными давлениями и составом газа (при аварии на таких газопроводах большая часть скважин отключается на время ликвидации аварии). нефтегазовый сепаратор эмульсия адсорбционный

Кольцевая схема - на больших по размерам площадях газоносности с большим числом скважин и различными потребителями газа. Кольцевая схема дороже лучевой, но более надежна, так как при аварии на любом участке схемы эта часть отключается на время ликвидации аварии, а газ подается по кольцу большинством работающих скважин.

Групповую схему сбора применяют на больших по размерам площадях газоносности. Она отличается от перечисленных выше раздельным транспортом газа и конденсата от групповых пунктах сбора газа до головных сооружений.

5. Технологическая схема адсорбционной осушки газа

Для осушки газа используются следующие методы:

- охлаждение;

- абсорбция;

- адсорбция.

Пока пластовое давление значительно больше давления в магистральном газопроводе газ охлаждают, дросселируя излишнее давление. При этом газ расширяется и в соответствии с эффектом Джоуля-Томсона охлаждается. Если пластовое давление понижено, то охлаждение газа производится на установках низкотемпературной сепарации. Эти установки очень сложны и дороги. Технологическая схема абсорбционной осушки газа с помощью диэтиленгликоля (ДЭГ), приведена на рис. 17.14. 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 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 не конденсирующихся газов

Рис. 17.14. Принципиальная схема осушки газа методом абсорбции:

1 - абсорбер; 2, 10, 11 - насосы; 3, 9 - емкости; 4, 6 - теплообменники; 5 - выветриватель; 7 - десорбер; 8 - конденсатор - холодильник; 12 - холодильник

Рис. 17.15. Принципиальная схема осушки газа методом адсорбции:

1, 2- адсорберы; 3 - регулятор давления типа "после себя"; 4 - холодильник; 5 - емкость; б - газодувка; 7 - подогреватель газа

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. Работа десорбера основана на различной температуре кипения воды и абсорбента: для ДЭГ она равна 244,5 °С, а для триэтиленгликоля (ТЭГ) 287,4 °С. Диэтиленгликоль понижает точку росы газа на 25...35 градусов, а триэтиленгликоль - на 40...45. Обе жидкости обладают малой вязкостью, неагрессивны в коррозионном отношении, очень слабо растворяют природные газы и имеют низкую упругость паров, что облегчает их регенерацию. Недостатками абсорбционной осушки газа являются унос абсорбента и относительная сложность его регенерации. Технологическая схема осушки газа методом адсорбции приведена на рис. 17.15. Влажный газ поступает в адсорбер 1, где он проходит снизу вверх через слой адсорбента - твердого вещества, 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. Осушку газа адсорбентами проводят, как правило, в тех случаях, когда необходимо достичь точку росы менее - 30 "С. В качестве адсорбентов используют бокситы, хлористый кальций в твердом виде, цеолиты, силикагель и др.

Список литературы

1. Молчанов Г. В., Молчанов А. Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. Учебник для ВУЗов. - М. - 1984. - 464с.

2. Лутошкин Г. С., Сбор и подготовка нефти, газа и воды. Учебник для техникумов. 3-е изд., перераб. и доп. -М. - 1983. - 224с.

3. Тронов В. П., Сепарация газа и сокращение потерь нефти: Казань: «Фэн». - 202. - 408с.

4. Ахметов С. А., Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие для вузов. - Уфа. - 2002. - 672с.

5. Каминский Э.Ф., Хавкин В.А. Глубокая переработка нефти: технологические и экологические аспекты. - М. - 2001. - 384с.

Размещено на Allbest.ru