Нефть и газ в сосуде

Практически любая современная отрасль работает с нефтью и нефтепродуктами – газами, топливом, дистиллятами и т. д. Процесс обеспечения потребностей рынка (частных потребителей и предприятий) данным продуктом строго регламентирован. Причем не только в части транспортировки, но и в плане хранения нефти и нефтепродуктов.

Исполнители, которые работают с химическими соединениями этой группы, – зарегистрированные/лицензированные представители нефтяной и газовой отрасли – обязаны придерживаться установленных правил и требований регламента. Согласно последнему, для транспорта и хранения нефтепродуктов применяются специальные резервуары различной вместимости.

Регламент

Правовую базу учета хранения нефтепродуктов и его организации в РФ составляют Правила технической эксплуатации нефтехранилищ. Данный документ утвержден Минэнергетики России 19.06.2003 под № 232 и обязателен для исполнения всеми участниками отрасли. Именно в нем четко прописаны нормы и условия:

приема на хранение нефти и ее продуктов (светлых/темных фракций);
отгрузки;
собственно, содержания сырья в условиях, минимизирующих аварийные риски.

Регламент определяет сроки, температурный/влажностный режим, атмосферные требования, технические особенности и габариты применяемых парков, а также особенности эксплуатации техники с разными химическими соединениями. Соблюдение его предписаний является обязательным вне зависимости от формы собственности для всех компаний, организаций и предприятий, которые работают с нефтепродуктами, нефтяными газами и нефтью.

Правила хранения нефти и газа

Нефтебаза – парк резервуаров для хранения нефтепродуктов – должна быть оборудована соответствующими контрольными приборами и полностью укомплектована для работы с опасными средами. Согласно Правилам, требования по ее использованию, определены сразу на нескольких уровнях:

В части технического исполнения нефтехранилища (материал исполнения емкости, оснащение, наружные защитные покрытия, термостойкость корпуса и т. д.).
В рамках действий сотрудников, которые работают с сосудами (осуществляют загрузку, разгрузку и содержание сырья, обслуживают нефтебазу и т. д.). Перед получением допуска к работе с хранилищем каждый работник должен пройти аттестацию и проверку на знание планов, схем, алгоритмов действий при аварийных случаях, утвержденным руководством предприятия.

Ключевая цель разработки Правил хранения нефтепродуктов сводится к двум пунктам. Первый – предупреждение происшествий при работе с токсичными легковоспламеняющимися средами. Второй – создание условий для быстрой локализации и устранения последствий проблемных ситуаций.

Для контроля исполнения предписаний Приказа № 232 работа любой нефтебазы (транспортировка, перекачка, прием и хранение нефтепродуктов) в обязательном порядке сопровождается документально. Список документов, которые необходимы для эксплуатации хранилищ, делится на две группы.

Базовая документация – техпаспорт самой нефтебазы, а также:
- оборудования вентиляционных систем (при их наличии);
- каждого резервуара для хранения нефти и нефтепродуктов;
- всех единиц привлекаемого технологического оборудования (могут быть заменены формулярами).
Текущая сопроводительная документация:
- журнал осмотров, ремонтов, технических изменений используемых объектов (оборудования, зданий, сооружений);
- свидетельства поверки емкостей с приложенными градуировочными таблицами;
- журнал распоряжений – актов приемки, перекачки, отгрузки;
- эконормы и регламент сбора, содержания, утилизации отходов, образовавшихся при работе с продукцией нефтяной и газовой промышленности, выбросов и сбросов в атмосферу.

Требования к устройству хранилищ

Ключевое требование к предприятиям, которые осуществляют хранение нефтепродуктов, – грамотный выбор емкостей для соответствующего материала. Он определяется по результатам расчетов с учетом:

условий места установки емкости;
характера хранимого сырья (нефти, газа, иных химических соединений);
ожидаемого снижения объема содержимого емкости в результате естественного испарения и других параметров.

Систему требований к подбору и эксплуатации оборудования различных марки, вида, размера резервуара составляют три группы условий.

Требования к нефтяной базе:
- использование разных емкостей для хранения нефтепродуктов разных классов;
- обязательный регулярный осмотр техники с целью контроля ее технического состояния;
- периодические проверки исправности приборов, герметичности сосудов;
- своевременное принятие мер для защиты нефтебазы от воздействия электричества, попадания молний, других внешних факторов;
- регулярные уборки территории (в зоне размещения парка резервуаров не должно быть легковоспламеняющихся предметов: бумажного и другого мусора, травы, сухой листвы);
- вынос склада с горючими продуктами за пределы резервуарного парка.
Требования к самим резервуарам и их устройству:
- Установка и проверка исправности запорных систем.
- Использование соответствующих материалов люков доступа. Они должны выполняться из материалов, устойчивых к действию агрессивной среды, и в обязательном порядке оснащаются герметичными прокладками.
- Во исполнение правил пожаробезопасности емкости, предназначенные для продуктов, которые относятся к вязким или застывающим, оборудуются системами подогрева, выполняются теплоизолированными. Перекачка таких сред осуществляется с предварительным прогревом с целью сохранения их качества, предупреждения потерь напора из-за высокого гидростатического сопротивления.
Требования к дополнительному оснащению. Измерительные и контрольные приборы, которыми комплектуются резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов на нефтебазе, должны быть исправными и соответствовать стандартам, определяющим условия подбора такой техники.

При разливе нефти и нефтепродуктов область течи должна быть изолирована и очищена. При этом обязательно снятие грунтового слоя в зоне аварии с запасом глубины на 1–2 см относительно участка проникновения среды. Снятая почва помещается в подготовленный для этого блок с соблюдением норм безопасности, а выработка на участке – заполняется чистым грунтом, песком или глинистой почвой.

Перед закачкой в резервуар среды другой группы (отличной от той, что хранилась в нем ранее), емкость необходимо подготовить. В системах с избыточным давлением все контрольные действия – забор пробы, замер уровня/массы – проводятся без разгерметизации.

Классификации нефтебаз

В зависимости от способа организации нефтебаза может быть независимым (самостоятельным) объектом для хранения нефти, газа и нефтяных продуктов или структурным подразделением предприятия нефтяной индустрии:

нефтяного перерабатывающего завода (коротко НПЗ);
станции перекачки нефти и газа в структуре магистрального трубопровода (НПС);
поселкового нефтепромысла и т. д.

Классифицируются объекты для хранения нефтепродуктов по СНиП 2.11.0–93. Согласно Нормам, основные признаки классификации делят базы по 4 признакам – назначению, типу содержимой субстанции, привязке к зоне отгрузки, вместимости.

По назначению хранилище может быть перевалочным, распределительным центром или, собственно, станцией содержания нефти или газа. В зависимости от типа содержимого продукта нефтяные базы делят на смешанные и специальные. Последние предназначены для хранения нефтепродуктов либо светлой фракции, либо темной.

По признаку транспортной составляющей системы различают хранилища водные, глубинные, трубопроводные и ж. д. Наиболее редкий вид – глубинные нефтебазы. Их особенность состоит в размещении на значительном удалении от любых транспортных путепроводов. Такие хранилища работают с собственным транспортным парком (авиа или авто).

По емкости – вместимости – нефтебазы для хранения нефтепродуктов делят на 5 классов.

Хранилище общей емкостью до 2000 куб. м, категория IIIВ. Объем самого большого резервуара в такой базе не может превышать 700 кубометров.
Нефтяная или газовая база на 2–10 тыс. кубометров, категория IIIБ. Предельный объем емкостей парка – 2000 куб. м.
Хранилище на 10–20 тыс. куб. м (отдельный резервуар рассчитан не более, чем на 5000 куб. м), категория IIIА.
Парк вместимостью 20–100 тыс. кубометров относится ко II категории.
Самый вместительный тип нефтебаз – общим объемом оборудования на 100 тыс. кубометров (категория I).

Существует также классификация по объему трафика нефти или газа. Она представлена в таблице ниже.

Классификация нефтебаз по объему резервуарной емкости

Категория нефтебазы	Вместимость одного резервуара, м3	Общая емкость нефтебазы в м3
I	–	Свыше 100000
II	–	От 20000 до 100000
IIIа	До 5000 вкл.	От 10000 до 20000
IIIб	До 2000 вкл.	От 2000 до 10000
IIIв	До 700 вкл.	До 2000 вкл.

Классификация нефтебаз по объему резервуарной емкости

Группа нефтебазы	Грузооборот, тыс. тонн/год
1	Свыше 500
2	100-500 ключительно
3	50-100 включительно
4	20-50 включительно
5	До 20 включительно

Резервуары для хранения нефтепродуктов

Резервуары, которые формируют хранилище нефтепродуктов, нефти, газа, тоже классифицируются по ряду признаков. Основная таблица делит их по способу монтажа, форме и материалам исполнения.

В первом случае различают наземные, подземные и полуподземные резервуары для нефти. Во втором – сферические (многослойные, в основном используют для сжиженных газов и жидкостей), цилиндрические и каплевидные. Цилиндрические хранилища, в свою очередь, делят:

по способу установки на горизонтальные и вертикальные;
по методу производства на монолит и сборные конструкции.

По материалу исполнения нефтяные резервуары разделяют на металлические, железобетонные и специальные подземные. Последние устраиваются методом выщелачивания (размыва солей через скважину) в отложениях каменной соли на глубине от 100 м и применяются для создания резерва топлива в межсезонье.

Металл обычно используется при изготовлении наземных конструкций, железобетон – полуподземных цилиндрических, прямоугольных сосудов или резервуаров траншейного типа. Наибольшей популярностью в России пользуются металлические конструкции вертикальной установки, выполненные сварным методом, и железобетонные полуподземные изделия. Их изготовление регламентируется ПБ 03–6505–03.

Резервуары для газа

Для газа применяют резервуары наземной или подземной установки. Второй вариант пользуется большей популярностью в силу ряда причин:

такие газовые хранилища экобезопасны;
для их изготовления требуется меньше материала (металла);
газовые резервуары отапливаются, за счет чего сглаживают сезонную неравномерность обеспечения газовым продуктом.

Вместимость резервуаров может быть очень большой – от нескольких сот млн кубометров газа до 1 млрд. Устанавливаться они могут в пористых породах или горных зонах. В первом случае речь об устройстве газовой базы в регионе водоносного пласта или истощенных месторождений нефти или газа.

В современной практике подземные газовые хранилища используют:

Как способ ликвидации дефицита газа в холодный сезон (его накапливают в теплое время, а с понижением температуры отбирают в необходимом объеме из подземной установки).
В качестве средства бесперебойного обеспечения газом промышленных регионов. Нагрузка на газовую транспортную систему снижается, а дополнительная подача газа осуществляется через устройство газовых баз рядом с крупными пользователями.
Как аварийный резерв газового сырья.

Заказать резервуары для хранения нефти и газа

НПО «СпецНефтеМаш» – ваш надежный поставщик хранилищ для нефти и газа различных типов. Чтобы обеспечить высокое качество своей продукции, мы автоматизировали производство и сформировали парк качественной импортной техники. Все наши резервуары для транспорта и хранения нефтепродуктов соответствуют госстандарту и международным требованиям к надежности и долговечности аппаратуры для нефтебаз.

Читайте также: Если в газу лопнул сосуд

Заказать проект хранилища или купить емкости для хранения нефти, газа, химических соединений на их основе, вы всегда можете по телефону 8–800–3021–565 или электронной почте marketing@snmash.ru. Мы доставляем свои изделия по России и в страны СНГ, бесплатно предоставляем квалифицированную консультацию, не нарушаем сроков и работаем строго по утвержденному регламенту.

Источник

Экспериментально процесс растворения газа в нефти и выделения газа из нефти можно показать в недеформируемом сосуде с поршнем (рис. 2.2.4).

Рис. 2.2.4. Схема разгазирования пластовой нефти.

В сосуде под поршнем находится нефть с растворенным в ней газом при некотором начальном давлении р0. Не меняя температуру системы, выдвинем поршень вверх. При этом нефть займет больший объем, а давление под поршнем понизится, и при некотором его значении из нефти начнут выделяться пузырьки газа. Этому процессу предшествует процесс зародышеобразования новой фазы, который, вообще говоря, является неравновесным и зависит от темпа падения давления в системе во времени. Очевидно, что при обратном ходе поршня газ начнет растворяться в нефти до полного растворения, когда давление в системе вновь примет значение р0.

Давление, при котором из нефти выделяется первый пузырек газа, назван давлением насыщения нефти газом. Если продолжать выдвигать поршень вверх, то газ, выделившийся из нефти, займет весь свободный объем. Оставшаяся нефть называется дегазированной.

Описанный процесс выделения газа из нефти лежит в основе экспериментального определения давления насыщения. Для этого определенное количество газа и нефти помещают в бомбу высокого давления (бомба PVT), измеряют объем нефти вместе с растворенным в ней газом в зависимости от давления. Затем с помощью измерительного пресса проводят сжатие системы, замеряя давление в системе и ее объем (рис.2.2.5.).

Рис. 2.2.5. Зависимость давления от объема в газожидкостной системе:

1 – жидкая фаза (нефть с растворенным в ней газом); 2 – двухфазная смесь (нефть и выделившийся газ); 3 – экспериментальные точки; рн – давление насыщения.

Когда газ полностью растворен в нефти, изменение ее объема будет происходить по закону сжимаемой жидкости (линия 1 на рис.2.2.5). По мере выделения газа вся смесь становится все более сжимаемой и наклон линии 2, соответствующий этому процессу, будет резко отличаться от линии 1. Точка пересечения этих линий, которые в определенном диапазоне изменения давления можно считать прямыми, и будет соответствовать давлению насыщения рн.

Исходя из описанного эксперимента, дают следующее определениедавления насыщения нефти газом– это то максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия. Давления насыщения зависят от составов нефти и газа (повышенное содержание в газе азота существенно повышает давление насыщения), соотношения объемов нефти и газа в залежи, молекулярной массы нефти, пластовой температуры – чем выше температура, тем больше давление насыщения (рис.2.2.6).

Рис.2.2.6. Зависимость давления насыщения нефти газом от температуры.

В природных условиях давление насыщения может соответствовать пластовому или быть больше него. Экспериментально определенные значения давления насыщения, как правило, в отсутствии пористой среды могут отличаться от реальных пластовых. Это связано с влиянием самой породы – коллектора на процесс разгазирования нефти, а именно некоторому повышению давления насыщения. По-видимому, пузырьки газа вначале образуются у твердой поверхности, т.к. работа, необходимая для образования пузырька у стенки, меньше, чем для его образования в свободном пространстве жидкости.

Дата добавления: 2014-10-31; просмотров: 204; Нарушение авторских прав

Источник

Главная / Блог директора /

Версия для печати

15 Августа 2020 г.

Нефть и газ в сосуде

Этой статьей мы начинаем серию информационных публикаций, посвященных различным этапам добычи, получения и хранения нефти и нефтепродуктов. На эту идею руководство и технических специалистов Саратовского резервуарного завода сподвигли многочисленные звонки и просьбы потенциальных заказчиков, которых часто интересуют вопросы происходящих технических процессов на нефтегазодобывающих предприятиях, а также оборудование нашего производства для обеспечения этих процессов.

Сепарация является первым этапом переработки нефти после ее добычи из скважины. Еще до того, как подготовить добытое сырье к перегонке, его необходимо очистить от “лишних” частиц газа и воды и механических примесей. И только потом можно запустить процесс подготовки к первичной переработке нефтепродуктов.

Состав добываемой нефти

Состав пластовой нефти Сырая нефть имеет многокомпонентную структуру из смеси углеводородов, минеральных частиц и воды. В ее состав входит около 1000 веществ, основную часть которых представляют жидкие углеводороды, органические и металлоорганические соединения, углеводородные газы, вода, соли и, конечно же, механические примеси.

Перед транспортом нефтяной эмульсии к нефтеперерабатывающим заводам ее подготавливают, то есть осуществляют первичную дегазацию – освобождение от газа, а также обезвоживание и обессоливание (см. следующие статьи).

Дегазация нефтяной эмульсии

Кроме того, что в добываемой сырой нефти уже содержатся углеводородные газы, в процессе ее добычи происходит образование нефтяного газа. Для уноса газа устанавливаются нефтегазовые сепараторы различных принципов действия и конструкций в зависимости от газонефтяной жидкости, требований к конечному продукту и технических возможностей на нефтеперерабатывающих предприятиях.

Этапы сепарации сырой нефти

Использование сепарационного оборудования перед транспортом нефти способствует защите внутренней поверхности магистральных трубопроводов, а именно, препятствует образованию отложений на стенках, уменьшает образование пены, снижает гидравлическое сопротивление и пульсацию. Все это, в свою очередь, положительно влияет на стабильную работу установок предварительной подготовки нефти.

Унесенный газ в дальнейшем перерабатывается на газоперерабатывающих заводах для его последующего применения в качестве сырья или топлива.

Технология и техника сепарации нефти основывается на многоступенчатом методе, при котором выделение газа происходит следующим образом: на первой ступени выделяются легкие углеводороды (метан и этан), на следующих – более тяжелые фракции. Каждая ступень характеризуется понижением давлением с 0,6 МПа до атмосферного в концевых сепараторах. Количество дегазированной нефти напрямую зависит от количества ступеней: чем их больше, тем увеличивается объем очищенной нефти.

Эффективность нефтегазовых сепараторов

Нефтегазовые сепараторы Эффективность эксплуатации сепараторов в каждом конкретном случае, конечно, зависит от многих факторов, например, от фракционного состава исходного сырья, конструкции и задач самого оборудования и т.д. Но выделяют основные показатели, на значения которых следует ориентироваться при выборе нефтегазового сепаратора – это объем капельной взвеси в потоке выделенного газа и объем газа в дегазированной нефти: чем меньше содержится воды в газе и газа в нефти, тем лучше справляется сепаратор со своей задачей. Кроме того, на качественную оценку работы также влияет размер капельной жидкости: чем меньше диаметр, тем больше ее осаждается в корпусе и на стенках, тем чище выделяемый газ.

На некоторых производствах для повышения эффективности сепарации нефти ее нагревают, в результате чего уже на первой ступени уносится большое количество пузырьков газа.

Принцип работы и устройство нефтегазовых сепараторов

Разделение нефти и газа происходит под действием гравитационных, инерционных и центробежных сил. В гравитационных сепараторах более легкие фракции, а именно, газ, поднимаются наверх, а более тяжелые (нефть с растворенными частицами воды) опускаются вниз. В инерционных сепараторах за счет разной плотности жидкости и газа, первая осаждается на стенках и днище корпуса, а газовые частицы выводятся из емкости. Центробежные сепараторы сходны с инерционными тем, что движение газожидкостного потока осуществляется благодаря вихревому эффекту по спирали, за счет чего жидкость, имея большую плотность по сравнению с газом, продолжает движение по инерции, в то время как газовые частицы отделяются и отводятся из емкости.

Вне зависимости от типа в сепараторах выделяются три секции (четыре, если предусмотрен сброс воды), в каждой из которой происходит процесс сепарации при постепенном понижении давления и повышении температуры. Оптимальный температурный режим для сепарации составляет от -10°С до +10°С. Сначала сырая нефть попадает в основную сепарационную секцию, где осуществляется интенсивная сепарация основного (свободного) объема газа под действием гравитационной и центробежной силы.

В осадительной секции отделяются растворенные пузырьки газа, которые не отделились от нефтяной эмульсии в первом отсеке. В остальных двух секциях осуществляются сбор и вывод нефти и улавливание взвешенной влаги в газе (секция сбора нефти и каплеуловитель, соответственно).

Конструктивно сепаратор представляет собой цилиндрический корпус, который внутри разделен перегородками на отсеки. Устанавливаются вертикально или горизонтально на опоры. Вертикальные сепараторы обычно применяются при малых объемах поступающей рабочей среды. Удобны для очистки корпуса от отложений парафинов и других примесей с днища, а также отличаются минимально необходимым местом для эксплуатации.

Горизонтальное размещение характерно при большом потоке жидкости. Принцип работы горизонтальных нефтегазовых сепараторов обеспечивает более высокую степень сепарации, для чего дополнительно могут устанавливаться гидроциклонные устройства.

В днищах корпуса размещаются патрубки и штуцеры для входа газонефтяного потока, установки технологического оборудования, обеспечивающего безопасную работу и выполняющее регуляторную и контрольно-измерительные функции. Вывод очищенной нефти и газа, а также воды в трехфазных сепараторах, происходит через штуцеры в разных отсеках.

Саратовский резервуарный завод производит весь спектр нефтегазовых сепараторов* объемом до 200 м3 для многоступенчатой сепарации нефти:

горизонтальные и вертикальные нефтегазовые сепараторы
нефтегазовые сепараторы со сбросом воды (так называемые, трехфазные сепараторы)
буферы-дегазаторы нефти и др.

Благодаря грамотным техническим расчетам сепараторы нефти нашего производства отличаются высокой эффективностью и производительностью от 1000 до 700000 м3/сутки (в зависимости от типа).

*особенности и технические параметры каждого типа нефтегазового сепаратора Вы можете посмотреть в соответствующем разделе Каталога продукции

Источник