Студопедия

Главная страница Случайная страница

КАТЕГОРИИ:

АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника






Резервуарные парки




В составе ДНС чаще всего используются 2 группы резервуаров: для нефти и

для подтоварной воды.

Назначение нефтяных резервуаров:

1. Завершение подготовки нефти, связанное с ее дополнительной сепарацией

и отделением воды.

2. Сбор товарной нефти после ее подготовки.

3. Резервирование свободного объема для временного складирования товар-

ной нефти при аварии в системе ее транспорта.

Завершающая стадия промысловой подготовки нефти состоит в том, что

нефть выдерживается в резервуаре около суток, в течение этого времени происходит до-

полнительное отделение газа и воды от нефти.

В товарных резервуарах производится сбор готовой продукции, отбор проб

для определения ее качества, после чего из этих резервуаров нефть откачивается насо-

сами внешней перекачки в систему магистральных нефтепроводов.

В соответствии с нормами технологического проектирования в парке преду-

сматривается объем резервуаров, соответствующий трехсуточной производительности

установки. Этот объем распределяется следующим образом: заполнение резервуаров при

нормальном протекании процессов подготовки и транспорта нефти соответствует суточ-

ному объему товарной нефти. Объем резервуаров, соответствующий двухсуточной про-

изводительности установки должен оставаться свободным для возможности накопления

нефти при возникновении аварийного режима в системе ее откачки.

Работа резервуаров в парке организуется по одному из трех режимов:

1. Последовательное движение нефти по резервуарам, при котором происхо-

дит 2–3 ступенчатый отстой воды от нефти. В этом режиме нефть перетекает из резерву-

ара в следующий резервуар, где происходит отделение воды. В результате последова-

тельного отстоя в последнем резервуаре собирается нефть с наименьшим количеством

воды. Эта нефть насосами внешней перекачки откачивается в систему магистральных

нефтепроводов.

2. Циклическая работа резервуаров, при которой в каждом резервуаре пооче-

редно реализуется один из следующих процессов: прием нефти, отстой от воды с кон-

тролем качества, откачка нефти внешнему потребителю. Этот режим характеризуется

малым объемом резервуаров, способным принять товарную нефть при возникновении

аварии в системе ее откачки.

- 22 -

3. Стационарный режим, при котором резервуары работают с постоянным

уровнем нефти при заполнении 45–50 % объема. В этом режиме все процессы (приема, от-

стоя и откачки) протекают одновременно в каждом резервуаре.

Недостатком первого режима является необходимость передачи обводненной

нефти из резервуара в резервуар, при которой происходит перемешивание компонентов



смеси при повышенной скорости ее движения в трубопроводе. Недостатком второго ре-

жима является малый запас свободного объема резервуаров для приема нефти в аварийной

ситуации. Наиболее эффективным является третий режим работы резервуаров, так как он

обеспечивает наилучшие показатели при решении всего комплекса задач резервуарного

парка.

При анализе режимов работы резервуарного парка необходимо иметь в виду

то обстоятельство, что около половины объема резервуарного парка заполнено "мертвым

остатком" – смесью воды, шлама и нефти. Нефть ниже отметки указанного заполнения

не возможно откачать насосами внешней перекачки, так как происходит срыв работы

насоса из-за недостаточного подпора на всасе насосов. Приходится мириться с тем об-

стоятельством, что объем резервуаров используется приблизительно на 50 %. Для увели-

чения полезного объема резервуаров необходимо поднять их над насосами на высоту

требуемого подпора (4–6 м), или заглубить насосы до отметки минус 4–6 м. Решения, по-

добные указанным, в практике строительства объектов обустройства нефтяных месторож-

дений обычно не применяются.

Статистикой установлено, что при возникновении пожара в нефтяном ре-

зервуаре обычно происходит полное выгорание нефти. Средства автоматического пожа-

ротушения в виде пеногенераторов весьма неэффективны, так как они уничтожаются по-

жаром в самом начале его развития. Наиболее тяжелые последствия возникают при по-

жаре в резервуаре, имеющем внизу слой отстоявшейся воды. В процессе выгорания в ре-

зервуаре образуется прогретый слой нефти, который имеет температуру, значительно



превосходящую температуру кипения воды. По мере снижения уровня нефти в резервуа-

ре этот прогретый слой достигает отметки воды. При быстром подъеме ее температуры

происходит мгновенное вскипание, образуется паровая пробка, которая выталкивает пере-

гретую нефть наружу. В процессе выброса происходит дробление нефти на мелкие капли,

она разбрасывается на значительной площади, поражая все живое.

Резервуары для подтоварной воды решают задачи, аналогичные нефтяным ре-

зервуарам. В них производится окончательная подготовка воды для закачки в нефтяной

пласт. Наиболее эффективным режимом работы водяных резервуаров также является

третий режим, так как он, помимо указанных положительных моментов, обеспечивает

надежное удаление нефтяной пленки с поверхности воды.

В состав насосной внешней перекачки обычно включается узел коммерческо-

го учета нефти.

К товарной нефти предъявляются требования по количеству примесей воды

и давлению насыщенных паров (ДНП).

Давление насыщенного пара – это давление, при котором паровая фаза веще-

ства находится в состоянии равновесия с его жидкой фазой при определенной температу-

ре.

Зависимость давления насыщенных паров от температуры совпадает с зави-

симостью внешнего давления от температуры кипения вещества. Для смесей веществ

давление паров является функцией не только температуры, но и состава фаз.

Давление насыщенных паров товарной нефти в соответствии с ГОСТ [2] явля-

ется одним из основных показателей качества ее подготовки. Этот показатель определя-

ется в результате лабораторных исследований нефти в бомбе Рейда [4], оно может быть

определено также и расчетным путем на основе констант фазового равновесия (КФР)

многокомпонентной смеси углеводородов, образующих нефть.

С этим показателем косвенно или прямо связываются такие инженерные про-

блемы, как взаимная увязка отметок нефтяного резервуара и насоса, перекачивающего

нефть, защита резервуара от завышения давления, испарение пролитой нефти, расчет пара-

метров взрыва и пожара при аварийной разгерметизации оборудования.

- 23 -

Подготовка нефти на промысловых объектах производится методом ступен-

чатой сепарации при переменных параметрах (давлении и температуре). В конечном ито-

ге ДНП товарной нефти, поступающей с концевой ступени сепарации (КСУ) в товарный

резервуар, определяется давлением и температурой этой ступени сепарации. В обычной

практике давление и температура сепарации составляют соответственно 103 кПа и 35–45

оС.

В соответствии с термодинамикой многокомпонентной смеси углеводородов

давление насыщенных паров нефти, полученной на КСУ, равно давлению сепарации

при ее температуре. Эти значения ДНП подтверждаются расчетом на основе КФР. Ла-

бораторный анализ дает существенно заниженный результат, не превышающий 66,7

кПа. Обнаруживается значительное различие между расчетным значением ДНП и ре-

зультатом лабораторного определения этого параметра.

Возникает вопрос, какому из этих результатов следует доверять, например, при

проектировании товарного парка резервуаров нефти? На какую высоту необходимо под-

нять резервуар над осевой линией насоса, производящего откачку нефти из резервуара в

напорный нефтепровод?

В соответствии с технической характеристикой насосу необходим подпор на

всасе не менее 4–6 м сверх упругости паров перекачиваемой жидкости.

Если истинное значение ДНП товарной нефти составляет 98,1 кПа, то снижение

уровня в резервуаре ниже 4–6 м становится невозможным. Из практики известно, что

полное опорожнение резервуара насосами внешней перекачки является весьма сложной

проблемой. Здесь требуется значительный опыт оператора, организующего работу насо-

са на минимально возможной производительности.

Если при разработке компоновки товарного парка основываться на данных

лабораторного анализа нефти, то можно использовать более 50 % объема резервуаров.

Полагаем, что результат лабораторного исследования нефти по ГОСТ [4] не

является показателем ДНП. В дальнейшем эту проблему рассмотрим более детально.


mylektsii.ru - Мои Лекции - 2015-2019 год. (0.011 сек.)Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав Пожаловаться на материал