Печь трубная блочная ПТБ-10

Блочная трубчатая печь ПТБ-10 предназначена для нагрева нефтяных эмульсий и нефти при их промысловой подготовке и транспортировании.

Блочная трубчатая печь ПТБ-10 представляет собой комп­лекс, состоящий из двух основных блоков: печи трубчатой ПТ-10 и блока управления и сигнализации БУС-10.

Трубчатая печь ПТБ-10 поставляется и транспортируется к месту ее монтажа в разобранном виде. В комплект поставки входят два крупногабаритных блока: камера теплообменная и блок основания печи, а также соединяющие их элементы тру­бопроводов нефти, воздуха, отопления, монтажные детали про­кладки, крепежные и другие изделия.

Теплообменная камера, или собственно печь устроена сле­дующим образом. Корпус теплообменной камеры образован кар­касом и двумя коробами. Каркас теплообменной камеры пред­ставляет собой пространственную металлическую сварную кон­струкцию из профильного проката, имеющую с внутренней сто­роны две металлические стенки, пространство между которыми заполнено теплоизоляционным материалом. Короба снабжены гляделками для осмотра внутренней части камеры при работе печи. Наружная стенка выполнена из обычной листовой углеро­дистой стали, внутренняя стенка (обшивка)—из жаростойкой стали. Внутренняя обшивка служит для защиты теплоизоляци­онного материала от разрушения. В качестве теплоизоляционно­го материала использована вата каолинового состава выдержи­вающая рабочую температуру до 1100°С.

В верхней части теплообменной камеры расположены два откидывающихся предохранительных взрывных клапана.

Внутри теплообменной камеры расположены четыре змееви­ка, состоящие из стальных бесшовных труб диаметром 159 мм со спиральным оребрением и двойников (калачей). Змеевики расположены парами, симметрично, слева и справа от продоль­ной осп теплообменной камеры. Змеевиковые трубы по концам и в середине опираются на трубные доски из жаростойкой стали.

На нижней стенке (полу) теплообменной камеры установле­ны четыре сопла-конфузора для ввода продуктов сгорания в ка­меру и направляющие аппараты для улучшения инжекции рециркулируемых дымовых газов. Для выхода дымовых газов из камеры в нижней части боковых стенок каркаса предусмотрены дымоходы, к фланцам которых крепятся дымовые трубы.

Принцип работы теплообменной камеры заключается в том, что от горячих продуктов сгорания теплота через стенки труб змеевиков передается подогреваемой среде.

Рабочий процесс в теплообменной камере проходит следую­щим образом. Раскаленные продукты из камер сгора­ния через четыре сопла-конфузора в виде плоских струй посту­пают во внутреннее пространство теплообменной камеры.. Ско­рость струй у устья сопел-конфузоров составляет 100—120 м/с, температура струй достигает 1600—1700°С. Струи инжектируют уже охлажденные дымовые газы обменной камеры, создавая интенсивную рециркуляцию продуктов сгорания, смешиваются с ними и охлаждаются.

Таким образом, трубы змеевика омываются охлажденными продуктами сгорания с температурой 700—900 °С.

Блок основания печи представляет собой конструкцию, пред­назначенную для установки на нем теплообменной камеры, мон­тажа камер сгорания, горелок, трубопроводов топливного газа, дутьевых вентиляторов, воздуховодов, приборов контроля и ре­гулирования.

Рама-основание блока представляет собой пространственную металлическую конструкцию, сваренную из профильного прока­та. На верхние блоки правой части рамы-основания устанавли­вается теплообменная камера и крепится к ним болтами.

В пролетах правой части основания на кронштейнах уста­новлены четыре камеры сгорания, к которым крепятся горелки. Здесь же располагаются воздуховоды и трубопроводы подачи топливного газа к основным и запальным горелкам.

Левая часть рамы основания служит для размещения утеп­ленного укрытия, состоящего из отдельных стеновых панелей и панелей крыши, в котором размещаются узел регулирования топливного газа, регулятор соотношения «газ — воздух», щит ма­нометров. На раме-основании блока размещены два вентилято­ра ВВД № 11.

Камера сгорания является источником-генератором тепловой энергии для технологического процесса подогрева за счет высо­коскоростного потока продуктов сгорания с высокой температурой.

открыть вентили, установленные на импульсных трубах, и уравнительный вентиль дифференциального манометра, затем вентили на трубах его плюсовой: и минусовой камер;

закрыть уравнительный вентиль дифференциального мано­метра;

проверить наличие циркуляции нефти через змеевики печи по показаниям вторичного прибора (дифференциального мано­метра), установленного на пульте управления;

продуть на свечу трубопровод подачи газа к основным и за­пальным горелкам камер сгорания;

открыть заслонки на воздуховодах перед камерами сгорания и зафиксировать их в открытом положении; степень открытия заслонок должна быть различной с таким расчетом, чтобы рас­ход воздуха и его давление перед каждой камерой сгорания были одинаковыми;

открыть задвижку и вентили на коллекторах подачи газа к основным и запальным горелкам;

подать напряжение на блоки управления электродвигателя­ми вентиляторов и включить поочередно в работу электродвига­тели дутьевых вентиляторов; после включения в работу вен­тиляторов розжиг запальных и основных горелок осуществляет­ся автоматически;

после розжига визуально через гляделки камер сгорания не­обходимо визуально убедиться в наличии пламени запальных и основных горелок.

Остановка

Для остановки трубчатой печи необходимо:

понизить точку настройки регулятора температуры с тем, чтобы снизилась температура нагрева среды в змеевиках печи;

понизить точку настройки регулятора давления газа с тем, чтобы понизить скорость горения топливного газа до минимума;

по показаниям термометра убедиться в постепенном сниже­нии температуры нагрева нефти;

уменьшить расход подогреваемой нефтяной эмульсии, при­крывая задвижку на трубопроводе ввода ее в печь;

закрыть полностью вентили на коллекторе подачи газа к го­релкам камер сгорания и вентили на трубопроводах подачи газа к запальным горелкам;

остановить вентиляторы;

закрыть задвижку на трубопроводе топливного газа;

открыть вентили и сбросить остатки газа из газопровода на продувочную свечу;

закрыть задвижку на трубопроводе ввода нефти в печь;

после снижения температуры нефти закрыть задвижку на трубопроводе вывода ее из печи;

отключить от сети питания блоки управления электродвигаелями и пульт управления.

 

Аварийная остановка

Работа блочной трубчатой печи должна быть немедленно прекращена и следующих случаях:

а) если давление в змеевиках печи поднимется выше разрешенного, несмотря на соблюдение всех требований и принятие мер, указанных в инструкции по безопасному обслуживанию;

б) при неисправности взрывных предохранительных клапанов;

в) при неисправности манометров и невозможности опреде­лить давление по другим приборам;

 г) если в змеевиках, коллекторах, трубопроводах будут об­наружены течи, потения  в сварных швах, фланцевых, резьбо­вых соединениях;

д) при неполном комплекте крепежных деталей фланцевых соединений;

е) при неисправности в системе защиты и блокировки печи;

ж) в случае пожара, непосредственно угрожающего печи;

з) в других случаях, предусмотренных в инструкции по без­ опасному обслуживанию печи.

При аварийной остановке печи необходимо:

перекрыть задвижку на трубопроводе подачи газа к печи и вентили к горелкам каждой камеры сгорания;

открыть вентили на продувочную свечу;

остановить двигатели привода вентиляторов:

уменьшить подачу нефти к змеевикам постепенным перекры­тием задвижки на трубопроводе подачи нефти в печь;

после охлаждения змеевиков полностью закрыть задвижки на трубопроводах ввода и вывода нефти из печи.

 

Теплообменные аппараты

Теплообменные аппараты делятся на следующие группы:

1) погружные холодильники;

2) теплообменники типа «труба в трубе»;

3) кожухотрубчатые теплообменники;

4) аппараты воз­душного охлаждения;

5) теплообменники непосредственного смешения.

Погружные теплообменники представляют собой заполненные водой металлические ящики, в которых располо­жен один или несколько змеевиков. По змеевикам движутся охлаждаемые пары или жидкость. Эти аппараты занимают мно­го места, имеют низкий коэффициент теплопередачи. Погруж­ные теплообменники применяются в качестве конденсаторов па­ров ректификационных колонн и концевых холодильников, на установках, запроектированных и построенных в начале 50-х го­дов. В частности, такие аппараты в настоящее время есть в со­ставе установок комплексной подготовки нефти в объединении «Башнефть». Впоследствии эти аппараты будут полностью за­менены более совершенными конструкциями.

Теплообменники типа «труба в трубе» легко разбираются для чистки и используются при любой разно­сти температур теплообменивающихся сред. Эти аппараты кон­структивно предельно просты и состоят из двух труб большего и меньшего диаметра, расположенных концентрически.

Такие теплообменники широко применяются в практике благодаря следующим преимуществам перед другими устрой­ствами:

1) позволяют осуществить полный противоток;

2) допускают работу при больших скоростях движения по­
токов, что обеспечивает более высокие коэффициенты теплопередач;

3) устойчивы при работе с агрессивными и загрязненными
рабочими средами.

Теплообменники типа «труба в. трубе» применяются обычно в составе установок подготовки нефти небольшой мощности — до 3 млн. т нефти в год.

Наибольшее распространение получили кожухотрубчатые теплообменники. Существуют кожухотрубчатые теп­лообменники жесткотрубного типа и с плавающей головкой.

1. Теплообменники кожухотрубчатые жест­кого типа, выполняемые в вертикальном и горизонтальном, одноходовом или многоходовом вариантах. Особенность таких теплообменников — приваренные к корпусу аппарата трубные
решетки. Трубки развальцовывают в решетках. Во избежание температурных напряжений в корпусе и трубках область при­менения этих теплообменников ограничивается разностью тем­ператур между средами в 50^СС. К числу недостатков следует также отнести невозможность чистки наружной поверхности
трубок, т. е. теплообменники жесткого типа можно использовать
лишь в средах, которые не загрязняют стен трубок.

2. Теплообменники кожухотрубчатые жесткого типа с лин­зовым компенсатором, отличающиеся от предыдущих тем, что на корпусе монтируется линзовый компенсатор (иногда два и три в зависимости от температурных удлинений).

Линзовые компенсаторы устанавливают при высоких терми­ческих напряжениях трубок. Теплообменники с линзовым ком­пенсатором ограничены по давлению.

3. Основными теплообменными аппаратами в установках подготовки нефти являются теплообменники с пла­вающей головкой. Они используются для подогрева сырой нефти за счет теплоты отходящей подготовленной нефти, а так­же в качестве водяных конденсаторов-холодильников и подо­гревателей нефти перед ректификационными колоннами на ус­тановках стабилизации нефти. Благо даря, подвижной решетке (иначе она называется плавающей головкой) в корпу­се исключены температурные напряжения. Кроме того, труб­ную решетку вместе с пучком в, любое время можно извлечь из корпуса или заменить при износе. Возможна также замена отдельных трубок пучка.

На установках подготовки нефти применяются теплообмен­ники с плавающей головкой, имеющие поверхность теплообмена 300—900 м² и длину трубок 6 и 9 м. Коэффициент теплопе­редачи в этих аппаратах равен 400—600 кВт/(м^2*ч* °С).

Для охлаждения нефти и конденсации паров легких углево­дородов используется сырая нефть, поступающая с промыслов, а также вода. Качество воды при этом, как правило, невысокое, в ней содержатся посторонние примеси, она достаточно минера­лизована. Поэтому в трубках теплообменников отлагаются на­кипь и органические осадки, трубки подвержены коррозии. Эти недостатки полностью устраняются при использовании аппара­тов воздушного охлаждения. Строящиеся и проектируемые в настоящее время установки стабилизации нефти оснащаются в основном конденсаторами и холодильниками воздушного охлаж­дения.

 

Компрессоры

При однотрубных системах сбора нефти и газа отделение таза осуществляется на ЦПС. Во многих случаях на ЦПС стро­ит установки по сепарации и подготовке нефти на одной площадке с установкой подготовки газа. При этом основные ком­прессорные мощности обычно располагаются на установках подготовки газа. На прием этих компрессоров под собственным давлением 0,3—0,5 МПа поступает газ первой ступени сепарации. Газы второй и третьей ступеней при давлениях соответственно 0,2—0,3 МПа и 0,1—0,2 МПа при близком расположении установки подготовки газа можно также под собственным дав­лением транспортировать на прием компрессоров установки подготовки газа. Если давления второй и третьей ступеней сепара­ции недостаточно для транспортирования газа до компрессор­ной станции установки подготовки газа, то строят компрессорную линию непосредственно у пункта сепарации, и газы второй и третьей ступеней при помощи компрессоров можно закачивать и газопровод первой ступени сепарации или по самостоятельному газопроводу транспортировать до установки подготовки газа.

Для жирных газов концевой или горячей ступеней сепарации необходима установка компрессоров непосредственно у сепа­раторов. В некоторых случаях с этих ступеней сепарации газ отбирают под вакуумом, и требуется установка у сепараторов вакуум-компрессоров.

На многих нефтяных месторождениях возникает необходи­мость в компрессорных станциях для компримирования газа первой ступени сепарации и транспортирования его до ближай­шего газобензинового завода или другого потребителя. На не­которых месторождениях компрессорные станции высокого дав­ления необходимы в связи с внедрением газлифтной добычи нефти.

Наибольшее распространение на нефтяных месторождениях получили компрессоры следующих типов: газомоторные, турбо­компрессоры и ротационные с электроприводом. В стадии широ­кого внедрения находятся винтовые компрессоры.

Газомоторными называются компрессоры поршневого типа, соединенные в один агрегат с двигателем (газомотором), использующим в качестве топлива перекачиваемый газ.

Основными узлами газомоторного компрессора являются блок силовых цилиндров с поршнем, шатуны двигателя и компрессора, крейцкопф, поршень компрессора со што­ком, цилиндр компрессора, приемные и выкидные клапа­ны. Коленчатый вал и картер являются общими для дви­гателя и компрессора.

Для пуска газомоторных компрессоров используют сжатый воздух, который дает первоначальный толчок поршню двига­теля. Вращательное движение коленчатого вала преобразуется кривошипно-шатунным механизмом и крейцкопфом в возвратно-поступательное движение штока и поршня.

Газ поступает в полость рабочего цилиндра компрессора че­рез приемные клапаны, установленные в верхней части цилинд­ра, сжатый газ выходит через выкидные клапаны, расположен­ные внизу.

Подачу газомоторных компрессоров регулируют вручную
(перепуском газа с выхода на прием, дросселированием газа
на приеме и изменением величины мертвого пространства) или
автоматически (регулятором давления на приемной линии, ко­торый поддерживает постоянным установленное для компрессо­ра давление).      

Из газомоторных компрессоров на нефтяных месторождениях широко применяются компрессоры типа 8ГК, 10ГК и ГМ-8. Последний является автономной и моноблочной машиной, и в настоящее время им укомплектовываются блочные компрессор­ные станции типа КС-550. Все эти компрессоры выпускаются в основном с четырьмя рабочими цилиндрами, реже с тремя или пятью, с различным сочетанием числа цилиндров на первой, вто­рой и третьей ступенях в зависимости от условий. В табл. 6 приведены основные технические данные газомоторных компрес­соров.

Если газ перекачивают на небольшие расстояния, т. е. не требуется высокого давления, то применяются турбокомпрессоры или ротационные компрессоры с приводом от электродвигателя. Турбокомпрессор — это центробежная машина с часто­той вращения до 14 000 мин-¹. Число оборотов турбокомпрессо­ра увеличивается при помощи редуктора, в то время как рота­ционные машины могут непосредственно подсоединяться к низкооборотному двигателю.

Ротационный компрессор и отличие от турбо­компрессора работает по прин­ципу поршневых машин, но от­личается от них тем, что сжа­тие газа происходит не при возвратно-поступательном дви­жении поршня, а в результате вращательного движения ци­линдрического поршня, назы­ваемого ротором. Вращающийся ротор имеет выдвижные пластинки, кото­рые скользят по внутренней поверхности цилиндрического корпуса, называемого статором. Ротор расположен эксцентрич­но по отношению к статору, так что между ними образуется серповидное пространство. При вращении ротора пластин­ки под действием центробежной силы выдвигаются по своим пазам до соприкосновения с внутренней поверхностью статора.

Объем, заключенный между двумя соседними пластинками, при вдвинутых в ротор пластинках равен нулю, а при выдвину­тых — максимальному значению. Таким образом, между плас­тинками образуются камеры с изменяющимися при вращении объемами. Камеры во время сообщения с приемным патруб­ком 6 постепенно увеличиваются в объеме и заполняются газом. Достигнув максимума своего объема, камеры перекрываются цилиндрической поверхностью статора, и при дальнейшем пово­роте ротора их объем начинает постепенно уменьшаться, а газ, находящийся в камерах,— сжиматься. По достижении миниму­ма объема камер сжатый газ, находящийся в них, поступает в выкидной патрубок. Все это обеспечивает большую плавность подачи газа в ротационных компрессорах по сравнению с порш­невыми. Ротационные компрессоры — низкооборотные (до 500 мин-¹).

На нефтяных месторождениях применяются в основном тур­бокомпрессоры ГТК-7/5 и ротационные компрессоры РСК-50/7.

К преимуществам турбокомпрессоров и ротационных ком­прессоров перед поршневыми относятся малые габариты и мас­са, простота конструкции, уравновешенность машины, прямоточность процесса и равномерность подачи газа, к недостат­кам — повышенные требования к точности изготовления и экс­плуатации.

В последнее время для компримирования газов концевых ступеней сепарации или горячей вакуумной сепарации все боль­шее применение получают винтовые компрессоры (в основном используются компрессоры 7ВКГ-30/7 и 7ВКХ-50/7). По принци­пу действия они относятся к объемным (поршневым) машинам, позволяющим перекачивать газожидкостные смеси, т. е. газ с некоторым содержанием жидкой фазы.

В винтовом компрессоре подача газа осуществляется вра­щающимися ведущим и ведомым винтами, которые находятся в зацеплении друг с другом и заключены в обойму корпуса ма­шины. В компрессорах 7ВК.Г сжатый газ охлаждается путем принудительного впрыскивания масла или нефти в рабочую по­лость компрессора в процессе сжатия. Компримируемый газ и нефть (масло) движутся поступательно, и равномерное враще­ние винтов обеспечивает непрерывную подачу газа и нефти без завихрений и пульсаций. Помимо охлаждения газа впрыскивае­мая в рабочую полость нефть (масло) смазывает подшипники качения и шестерни связи. На базе компрессора 7ВКГ разработаны блочные автоматизированные компрессорные станции для сбора и транспортирования газа концевых ступеней и горячевакуумной сепарации. В комплект поставки входят элементы системы авто­матики: щит дистанционного управления, реле давлении и др. В целом компрессорная установка является автономной и транс­портабельной.

Обслуживающему персоналу, работающему на установках подготовки нефти, приходится иметь дело также с воздушными компрессорами.

Воздушные компрессоры применяются на объектах подготовки нефти в качестве генераторов сжатого воздуха, не­обходимого для управления работой приборов и средств авто­матики, регулирующих технологические параметры в процессах сепарации, обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти.

 

Промысловые резервуары

Для сбора и хранения нефти в нефтедобывающей промыш­ленности применяются резервуары. Они используются для хранения как «сырой» нефти, т. е. обводненной нефти, поступающей с промыслов, так и нефти подготовленной, т. е. обезво­женной и обессоленной, так называемой товарной нефти. Резер­вуары бывают стальные и железобетонные.

Резервуар состоит из плоского днища, цилиндрического корпуса и покрытия (крыши).

Днище р е з е р в у а р а монтируется на специальных фун­даментах, состоящих из трех слоев: грунтовой подсып­ки, песчаной подушки и гидрофобного слоя, предотвра­щающего поступление вод к днищу резервуара и затрудняю­щего воздухообмен под днищем. Гидрофобный слой состоит из песка или песчаного грунта, пропитанного битумом, гудроном или вязкой нефтью. Основное назначение гидрофобного слоя – предотвращение коррозионного разрушения днищ резервуаров. Толщина гидрофобного слоя составляет 8-10 см, песчаной подушки – 30 см. слой уплотняют катком или вибратором. Днище укладывают на основание или горизонтально (для резервуаров вместимостью до 1000 м³), либо с уклоном 1:100 от центра к стенке. Минимальная толщина листов центральной части 4 мм. Для резервуаров вместимостью от 5 до 20 тыс.м³ толщина днища составляет 5 мм, а для резервуаров 20 тыс.м³ и более – 6 мм.

 Окрайки днищ резервуаров вместимостью до 5000 м³ свора­чивают на машиностроительном заводе в один рулон вместе с центральной стойкой. Толщина окрайки днища 4 мм (для ре­зервуаров вместимостью 1000 м³) либо на 2—3 мм больше тол­щины листов центральной части (для резервуаров вместимостью 5000 м³). Для резервуаров вместимостью более 5000 м³ окрайки изготовляют сегментными из отдельных -заготовок толщиной не менее 8 мм.

Толщину днища определяют, руководствуясь предполагаемой скоростью коррозии и прочностью конструкции узла сопряжения днища с корпусом.

Толщина днища малых резервуаров 4—5 мм, а для резер­вуаров диаметром более 15 м листы днища имеют толщину 6—8 мм и более (0,8—1 от толщины листов нижнего пояса). Листы днища сваривают встык и внахлестку со сплошным про­варом. К герметичности сварных соединений днища предъявля­ются особые требования, поскольку в процессе эксплуатации они недоступны осмотру.

Покрытие резервуара служит для восприятия избыточного внутреннего давления и вакуума в резервуаре, возни­кающих при его эксплуатации, а также для предотвращения по­падания атмосферных осадков (дождя и снега) внутрь резер­вуара. Конструктивно покрытие, рассчитанное на 2 кПа, прива­ривают к кольцевому угольнику сплошным наружным и преры­вистым внутренним швом, а к несущим элементам покрытия (стропилам) — прихватками. При давлении 0,2 кПа покрытие приваривают только наружным сплошным швом.

Конструкция стационарной крыши и крепление ее к верхнему поясу по расчету должны обеспечивать отрыв крыши без пов­реждения стенки в случае взрыва и газовом пространстве. Уклон стационарной крыши резервуара емкостью до 5000 м³ должен быть не менее 1 : 20 и не более 1 : 8. Покрытие опирается, как правило, на стенки корпуса, а в резервуарах большой вмести­мости — на дополнительную стойку в центре резервуара.

Корпус резервуара сваривают из отдельных поясов. Расположение поясов бывает следующее: встык (при изготовле­нии резервуаров из рулонных заготовок, свариваемых под слоем флюса в заводских условиях), телескопическое (при сооружении резервуаров полистовым методом в отдельных районах, в ко­торые по транспортным условиям невозможно доставить крупно­габаритные рулонные заготовки), ступенчатое (применяется ред­ко в резервуарах специальной конструкции). Вертикальные швы корпуса, воспринимающие гидростатические нагрузки, должны быть особо прочными. Их выполняют встык и проваривают с обе­их сторон. Тонкие листы резервуаров малой вместимости свари­вают внахлестку, при этом наружные швы выполняют сплош­ными, внутренние — сплошными или прерывистыми. Величина нахлестки должна быть не менее 86 (б — толщина листа). Толщина листов корпуса резервуара изменяется от 4 до 14 мм в зависимости от типоразмера резервуаров.

Оборудование резервуаров

Оборудование резервуаров предназначено для обеспечения их правильной и безопасной эксплуатации и, в частности, для проведения операций по приему, хранению и отпуску нефтепро­дуктов, замеру уровня жидкости, отбору проб, зачистке и ре­монту резервуара, удалению подтоварной воды, поддержанию в резервуаре требуемого давления и вакуума, предотвращению аварий от ударов молнии, от накопления зарядов статического электричества. Кроме того, резервуары укомплектовывают спе­циальными устройствами для борьбы с пожарами. Для подъема на крышу резервуар оборудуется лестницей. На кры­ше резервуара расположены замерный люк, дыхательные и пре­дохранительные  клапаны, огневые предохранители и световые люки.

Замерный люк предназначен для измерения уровня нефтепродукта и подтоварной воды в резервуаре, а так­же для отбора проб пробоотборником. Он состоит из крышки с рычажной педалью, корпуса, маховичка и нажимного откидного болта. Герметичность люка обеспечивается прокладкой. В це­лях повышения точности измерения уровня жидкости в конст­рукции люка предусмотрено направляющее устройство для спус­ка лота, закрепленного на металлической ленте рулетки. Чтобы исключить искрение при движении ленты, устройство изготовляют из цветного клапана.

Дыхательные клапаны устанавливают на резервуарах над огневыми предохранителями для поддержания в газовом пространстве расчетного давления над вакуумом. Они предназначены для сокращения потерь нефтепродуктов от испарения, что достигается ограничением выхода газов при закачивании и изменением температуры, давления и упругости паров нефтепродуктов в резервуаре в течение суток.

Дыхательные клапаны рассчитаны на рабочее давление до 2 кПа и вакуум 0,25 кПа.

Дыхательный клапан типа ДК состоит из корпуса, внутри которого находятся седла и тарелки, образующие два затвора: один для работы на давление (верхний), а другой для работы на вакуум (нижний). При работе клапана тарелки перемещает­ся по направляющим штокам.

При повышении давления внутри резервуара клапан поднимается и лишний газ выходит в атмосферу, а при понижении давления внутри резервуара открывается клапан и в резервуар поступает воздух. Клапаны могут быть отре­гулированы на определенное давление и поднимутся только в том случае, когда давление или разрежение внутри резервуара достигнет определенной величины. Над клапанами имеются съемные крышки, через которые вынимают клапаны для ос­мотра и ремонта.

В целях обеспечения работоспособности клапанов в зимнее время разработаны и широко применяются непримерзающие мембранные дыхательные клапаны типа НДКМ, обладающие высокой пропускной способностью. В них для разобщения пространства над и под тарелкой служат мембраны. Набор сменных дисков в конструкции клапана позволяет изменять пре­делы срабатывания при вакууме и избыточном давлении в ре­зервуаре. Малое гидравлическое сопротивление клапана и боль­шая высота подъема тарелки над седлом обусловили значитель­ное увеличение его пропускной способности.

Клапаны предохранительные гидравличе­ские предназначены для регулирования давления в газовом пространстве резервуара при неисправности, дыхатель­ного клапана, а также в случае, если проходное сечение дыха­тельного клапана окажется недостаточным для быстрого про­пуска газа или воздуха. Предохранительные клапаны устанав­ливают параллельно с дыхательными (механическими). Предо­хранительные клапаны рассчитаны на избыточное давление 2,5 кПа и вакуум 0,33 кПа. Их устанавливают на крыше резер­вуара над огневым предохранителем. Клапан имеет фланец, центральный патрубок, корпус, снабженный кольцевым карма­ном. Крышка клапана с приваренной к ней внутренней перего­родкой опирается на болты и имеет сетку. В кольцевом прост­ранстве между патрубком и корпусом создают гидравлический затвор, для чего используют соляровое или другое масло, имею­щее плотность 0,86—0,88 г/см³. Масло заливают в корпус клапана через воронку. Наличие масла контролируется щупом. Уровень залитого масла должен совпадать с риской на щупе. Клапаны работают по принципу вытеснения жидкости гидрозатвора из внутреннего кольцевого пространства во внешнее при повыше­нии давления внутри резервуара. После понижения уровня до нижнего обреза колпака газовоздушная смесь барботирует через жидкость и выходит в атмосферу.

Огневые предохранители служат для предохранения от вспышки или взрыва паров нефтепродуктов внутри резер­вуара в. Случае проникновения огня, искр через дыхательный или предохранительный клапан. Принцип действия огневых пре­дохранителей основан на том, что пламя при взрыве газовых смесей не проникает через отверстия с малым поперечным се­чением. В качестве огнепреградительного материала применяют алюминиевую фольгу (0,3—0,5 мм), металлические сетки, гоф­рированные листы и т. п.

Кроме оборудования, расположенного на крыше, резервуар имеет следующие устройства.

Измерители уровня жидкости в резервуаре типа УДУ предназначены для оперативного контроля за заполнением и опорожнением резервуара. Указатели УДУ-5 предназначены для измерения уровня нефти и нефтепродуктов. К ука­зателям УДУ-5 подсоединяют датчики для передачи показаний на диспетчерский пункт. Указатели выпускают в двух модифи­кациях: 1) УДУ-5М — с местным отсчетом уровня и 2) УДУ-5П с дистанционной потенциометрическои приставкой.

Принцип работы прибора основан на следящем действии по­плавка, плавающего на поверхности- жидкости и перемещающе­гося вместе с ее уровнем. Поплавок, выполненный из нержа­веющей стали, подвешен на перфорированной ленте и при своем движении скользит вдоль направляющих струн. Струны поддер­живаются в натянутом состоянии натяжными устройствами. Мерная лента по роликам проходит через гидрозатвор и всту­пает в зацепление с мерным шкивом показывающего прибора. Отсчетный механизм представляет собой обыкновенный десятич­ный счетчик с тремя цифровыми барабанами и одним диском. Цена деления цифрового диска 1 мм, предел измерения до 12 м. В узел гидрозатвора входят три угловых ролика, соединенных защитными трубами и образующих колено, которое на 200—300 мм заливается незамерзающей жидкостью. Жидкость и колене образует затвор, который не позволяет парам продукта из резервуара про­никать в полость показывающего прибора при избыточном дав­лении в резервуаре до 2 кПа.

Для дистанционной передачи показании и сигнализации крайних положений уровня в указателях уровня УДУ-5П к спе­циальному фланцу, расположенному на корпусе показывающего прибора, крепится дистанционная потенциометрическая пристав­ка, входящая с пультом контроля и сигнализации ПКС-2 в комп­лект дистанционного указателя уровня для резервуаров. Испол­нение приставки взрывозащищенное, погрешность измерения при местном отсчете ±5 мм, при дистанционной передаче по­казаний ±15 мм.

Пробоотборник типа ПСР-4 представляет собой гер­метизированное устройство, предназначенное для полуавтомати­ческого отбора средних проб нефтепродуктов из вертикальных резервуаров, определения их качества и измерения плотности. Прибор включает верхний люк, пробоотборную колонку с сис­темой клапанов и сливное устройство пробы в объеме 150 см³ .

В конструкции пробоотборника предусмотрено устройство для постоянного разобщения прибора с нефтепродуктами, хра­нящимися в резервуаре, что исключает возможность попадания вовнутрь жидкого нефтепродукта из резервуара при случайном открытии клапанов в узле отбора пробы. Верхний люк пробоот­борника расположен' на крыше резервуара. Он предназначен для закрепления пробоотборной колонки и сообщения ее с газовым пространством резервуара. Пробоотборная колонка с системой клапанов размещена внутри резервуара. Узел слива пробы, в котором осуществляется управление операциями отбора и слива, смонтирован на отдельной панели и размещен на на­ружной стенке резервуара в его нижней части. Для предохранения от атмосферных осадков, пыли и ме­ханических повреждений узел слива имеет защитный кожух. Для успешного использования пробоотборника давление в резервуаре не должно превышать 0,3 кПа, а максимальная высоте резервуара — 12 м.

Пробоотборные системы типа ПОР работают следующим образом. Проба отбирается и отделяется от остальной массы нефтепродукта вертикальной пробоотборной колонкой, собран­ий из отдельных трубок из нержавеющей стали. Колонка включает две пли три клапанные секции, соединительные грубы и концевую трубу с прокладками. Число секции и соединительных труб зависит от высоты резервуара. Пробоотборная колонка присоединяется к верхнему люку и узлу слива пробы. Воздуш­ные полости клапанных секций соединены воздушной трубкой между собой полости и с насосом узла слипа пробы.

Пробоотборник ПСР-5 в отличие от ПСР-4 оборудован пневмокамерой, позволяющей выталкивать пробу вверх при помощи насоса. Панель управления отбором и сливом пробы из резер­вуара расположена на крышке люка. Пробоотборник ПСР-6 конструктивно аналогичен ПСР-5, однако в нем .учтены особен­ности вязких нефтепродуктов: высокая вязкость, вызывающая необходимость подогрева нефтепродукта до 60—80 °С для уве­личения его текучести, и слабая коррозионная активность, поз­воляющая использовать для изготовления пробоотборника угле­родистую сталь вместо нержавеющей, применяемой в ПСР-5

П е н о с л и в н ы е камеры предназначены для подачи пе­ны в резервуар с горящим нефтепродуктом. Для разобщения га­зового пространства с атмосферой устанавливают мембрану, ко­торая разрушается при подаче пены. Мембраны делают из цел­лулоида и тонкого картона, пропитанного олифой.

Для резервуаров большой единичной вместимости применяют установки типа ГВПС-600 и ГВПС-2000. Такая установка скомпонована из пеногенератора высокократной пены и пенной камеры боль­шой производительности. Важ­ный элемент конструкции пенокамеры — герметизирующая крышка, предотвращающая потери нефтепродуктов от ис­парения в окружающую среду. Герметичное крепление крыш­ки к корпусу пенокамеры вы­полняется стяжками, снабжен­ными замками, состоящими из двух частей, спаянных легко­плавким сплавом (температу­ра плавления сплава не более 120^СС). Замки стяжек при повышении температуры внутри ре­зервуара расплавляются, и герметизирующая крышка под дей­ствием собственного веса падает, освобождая проход пены к горящему нефтепродукту,

Установку ГВПС-2000 обслуживают с металлической пло­щадки, сооружаемой со стационарными вертикальными стре­мянками. Сама установка смонтирована на верхнем поясе ре­зервуара; она обеспечивает равномерную подачу пены на поверх­ность жидкого нефтепродукта.

Сифонный кран типа СК предназначен для спуска из резервуара отстоявшейся подтоварной воды. Кран представляет собой трубу с сальником, пропущенную через стен­ку корпуса резервуара. Снаружи труба снабжена, сальниковым муфтовым краном. Сифонные краны устанавливают в первом

X л опушка предназначена для предотвращения утечек нефтепродуктов из резервуара при повреждении трубо­проводов или неисправностях задвижек. Ее устанавливают вну три резервуара на конце приемно-раздаточного патрубка. Хло­пушка состоит из корпуса и крышки, связанной с системой уп­равления тросом.

При сливо-наливных операциях хлопушку поднимают при помощи механизма бокового управления. В случае неисправно­сти механизма управления хлопушку поднимают при помощи запасного троса.

Плотность прилегания крышки хлопушки к корпусу обеспе­чивается полимерным покрытием затвора. Преимущества поли­мерных покрытий состоят прежде всего в том, что они более стойки к коррозии и для обеспечения герметичности требуют меньшего давления.

В зависимости от размеров хлопушек применяются механиз­мы управления: в виде барабана, вращающегося на валу и с упором на корпус сальника —для хлопушек типа Х-80, Х-100, Х-150, Х-200 и в виде барабана на валу, имеющего самостоя­тельное дополнительное упорное устройство,— для хлопушек типа Х-250, Х-300, Х-350; механизм управления хлопушкой смонтирован над_: приемо-раздаточным патрубком.

Люки-лазы размещают в первом поясе стенки резервуа­ра. Через них рабочие проникают в резервуар при ремонте. Люки-лазы используют также для очистки резервуара от грязи и твердых отложений и для вентиляции резервуара, поэтому их располагают диаметрально противоположно верхним световым люкам.

Подъемная труба при помощи шарнира устанавливает­ся на приемо-раздаточном трубопроводе резервуара, предназна­ченного для мазутов и масел. Она служит для отбора нефтепро­дукта из верхних слоев, где он наиболее чист и имеет наиболь­шую температуру. Труба поднимается тросом ручной лебедки, установленной снаружи на корпусе резервуара. От лебедки к подъемной трубе трос направляется роликом, смонтированным на крыше резервуара. Опускание подъемной трубы происходит под действием собственного веса. Поднятая выше уровня жид­кости в резервуаре подъемная труба предотвращает потери  нефтепродуктов в случае повреждения задвижки приемо-раздаточного трубопровода.

Борьба с потерями нефти

Основные потери нефти и нефтепродуктов в нефтяной про­мышленности складываются из потерь от испарения в резервуа­рах, потерь от уноса газом капельной нефти из сепараторов, потери нефти при закачке сточных промысловых вод в пласты и потери от утечек.

Большинство нефтей, добываемых на промыслах СССР, от­носятся к легким, содержащим большие количества легких низкокипящих фракций и растворенного газа. При сборе, транспор­тировании и хранении этих нефтей в промысловых условиях растворенные в них газы часто полностью теряются; кроме того, значительны потери легких нефтяных фракций, так как при ис­парении таких компонентов, как метан, этан и частично пропан, из нефти улетучиваются и более тяжелые углеводороды (бутаны, пентаны и высшие). Необходимо отметить, что чем продол­жительнее периоды транспортирования и хранения нефти и чем чаще она контактирует с атмосферой, тем больше потери угле­водородов.

Этих потерь можно избежать при полной герметизации пути движения нефти от скважин до нефтеперерабатывающих заво­дов. Как правило, легкие фракции нефти теряются в промысло­вых мерниках, резервуарах с неисправными крышами или от­крытыми люками. Существующие резервуары рассчитаны на пе­репад в 2000 Па и оборудуются дыхательными клапанами. При наличии дыхательных клапанов на резервуарах потери будут лишь при заполнении нефтью, которая вытеснит объем газовоздушной смеси над ней, при так называемых больших дыханиях резервуаров.

Потери нефти из резервуара прямо пропорциональны упруго­сти паров нефти, находящейся в резервуаре, и обратно пропор­циональны техническому уровню герметизации самих резервуа­ров. Следовательно, чем больше число перевалок нефти по пути ее движения (чем больше операций по наливу), тем больше бу­дут потери от испарения. Поэтому для снижения потерь легких фракций необходимо так организовать движение нефти, чтобы число перевалок ее в «атмосферных» резервуарах было мини­мальным при максимальной их герметизации.

Данные исследований показывают, что более половины (по массе) теряемых углеводородов составляют этан и пропан -бутановые фракции, являющиеся исходным сырьем для производст­ва синтетического каучука, спиртов, эфиров, уксусной кислоты, полипропилена, полиэтилена, синтетических волокон и множест­ва других продуктов.

Исследования состава потерь от испарения нефти показали, что эти потери на пути от промысла до нефтеперерабатывающе­го завода существенно уменьшают ресурсы нефтехимического сырья.

Ликвидация потерь нефти и газа в герметизированных одно­трубных системах сбора обеспечивается применением только герметичного оборудования по всей технологической цепочке этой системы и жесткой технологической связью системы сбора с установками по подготовке нефти и газа (подача продукции скважин непосредственно на установку подготовки нефти без использования сырьевых резервуаров).

В связи с внедрением герметизированных однотрубных си­стем сбора нефти и газа обычно общее давление в системе воз­растает и соответственно увеличивается и давление на устье нефтяных скважин. Поэтому особое внимание должно быть уде­лено герметичности сальников полированных штоков на сква­жинах, оборудованных штанговыми насосами. С целью сокра­щения потерь в сальниках в настоящее время разработаны раз­личные сальниковые уплотнения с применением новых материа­лов, которые надежно, без пропусков работают при давлениях до 4 МПа.

На фонтанных скважинах и скважинах, оборудованных по­гружными электроцентробежными насосами, широко использу­ются при добыче парафинистых нефтей футерованные насосно-компрессорные трубы, применение которых практически исклю­чает операции по спуску и подъему скребков и соответственно пропуски нефти и газа через сальники лубрикаторов.

Потери нефти из-за несовершенства сепарационного оборудо­вания в основном связаны с тем, что в сепараторах не всегда удается снизить унос газа вместе с нефтью до минимума, в ре­зультате чего часть газа вместе с нефтью может поступать в резервуары. При выделении газа из нефти в резервуарах обычно вместе с газом уносятся и более тяжелые углеводороды, что увеличивает потерн нефти. Усовершенствование сепараторов с целью сведения к минимуму уноса газа вместе с нефтью обычно проводится путем улучшении внутренних устройств, способст­вующих наиболее полному выделению газа из нефти, а также за счет выбора соответствующего объема сепаратора, чтобы вре­мя пребывания нефти в нем было достаточным для отделения максимального количества газа.

Наиболее серьезный источник потерь нефти — использование резервуаров в качестве отстойников для отделения воды и хра­нения нефти. Потери нефти при этом возрастают прямо пропор­ционально температуре подогреваемой нефтяной эмульсии.

С целью ликвидации потерь нефти при ее подготовке во всех
современных установках применяется герметичное оборудование
с отбором газа после нагрева нефти в печах или подогревате­лях-деэмульсаторах и горячей сепарацией под вакуумом с пос­ледующим охлаждением нефти перед поступлением в товарные
резервуары.                                                                                    

При сепарации под вакуумом давление паров нефти стано­вится ниже атмосферного и потери нефти в резервуаре, рабо­тающем под атмосферным давлением, будут сведены к миниму­му. Поэтому внедрение горячей сепарации нефти под вакуумом перед ее поступлением в товарные резервуары — одно из дейст­венных мероприятий по сокращению потерь на нефтяных место­рождениях.

При хранении нефти в резервуарах товарных парков возмож­ны потери наиболее ценных фракций нефти от больших и малых дыханий резервуаров.

Большими дыханиями резервуаров называют процес­сы вытеснения паров нефти при заполнении резервуара и впуска воздуха при его опорожнении.

Малые дыхания в резервуарах возникают в результате изменения суточной температуры и барометрического давления наружного воздуха. Днем при нагревании резервуара давление паров нефти в нем может превысить расчетное давление дыха­тельных клапанов и часть паров нефти через дыхательный кла­пан выйдет в атмосферу. В ночное же время, когда температура окружающего воздуха понизится, часть паров нефти в газовом пространстве резервуара сконденсируется, давление упадет и при достижении расчетного вакуума наружный воздух начнет поступать в газовое пространство резервуара.

Уменьшение потерь от малых дыханий может быть достигнуто сокращением суточных колебаний температуры в газовом пространстве резервуара в результате применения предохрани­тельной окраски резервуаров в светлые тона и использованием железобетонных резервуаров.

Наиболее экономичной считается окраска резервуара в бе­лый цвет. Белизна краски зависит от вида красителя. Наилуч­шим красителем считается двуокись титана.

Однако в работе резервуарных парков трудно добиться одновременного заполнения одних резервуаров и опо­рожнения других. В этих случаях в газоуравнительную систе­му подключают резервуары-компенсаторы или резервуары с подъемными (плавающими) крышами.

Для уменьшения испарения нефти в резервуарах за рубежом особенно широкое распространение получили экраны из пласт­массовых полых шариков и пластмассовых пленок. Применение экрана из пластмассовых шариков позволяет уменьшить испаре­ние нефти в 5—6 раз.

Наиболее эффективным методом борьбы с потерями нефти от больших дыханий является отказ от использования резервуа­ров для приемо-сдаточных операций и переход к системам безрезервуарной откачки нефти в нефтепровод. При этом резер­вуары могут лишь подключаться к насосу в качестве буферных емкостей, в которых уровень нефти колеблется в незначительных пределах. Таким образом большие дыхания резервуара сводят­ся к минимуму и соответственно снижаются потери нефти.

Большое значение в сокращении потерь нефти в резервуарах имеет поддержание в исправном состоянии резервуарного обо­рудования, внедрение непримерзающих дыхательных клапанов, дисков-отражателей. В настоящее время ведутся работы по ис­пытанию понтонов из синтетических материалов, которые дают возможность резко сократить потери нефти при больших дыха­ниях резервуаров.

Наиболее эффективным мероприятием по ликвидации потерь легких фракций нефти от испарения является абсолютная гер­метизация пути движения нефти по трубопроводу, минуя трап­ные установки, сборные пункты и товарные парки.

Если известны основные источники потерь в промысловом хозяйстве (негерметизированные мерники, технически неисправ­ные атмосферные резервуары), борьба с ними сводится к умень­шению мест, в которых происходят эти потери (сокращение чис­ла резервуарных парков, ликвидация мерников), а также к технической реконструкции промысловых сооружений, заключающейся: а) в применении резервуаров повышенного давления с плавающими крышами, устраняющи­ми воздух из газового пространства резервуара; б) в оснаще­нии резервуаров герметизированными крышами с дыхательны­ми клапанами; в) в применении специального оборудования для улавливания продуктов испарения с извлечением тяжелых фракций из них; г) в покрытии поверхности нефти в резервуа­рах изолирующими от атмосферы слоями жидкости, пены, плавающих шариков.

За последние годы в нефтяной промышленности выполнены крупномасштабные работы, направленные на снижение потерь нефти. Это позволило практически исключить источники потерь на участке скважина — промысловый резервуарный парк. Наи­более сложно ликвидировать основной источник потерь нефти — испарение из резервуаров.

Для решения данной проблемы разработана и в промышлен­ных условиях апробирована технология улавливания легких фракций из резервуаров, предусматривающая отбор избыточно­го количества легких фракций из газового пространства ре­зервуаров газодувками (компрессорами), отделение конденсата, подачу газа в напорный газопровод.

Нефть после концевой ступени сепарации посту­пает в резервуары. Для обеспечения отбора свободного газа, выделяющегося в приемных нефтепроводах, перед резервуарами устанавливаются газоотделители. Резервуары оборудуются газоуравнительной обвязкой, при помощи которой легкие фрак­ции перераспределяются между ними, а излишек поступает на прием газодувки (компрессора) и далее в напорный газопро­вод. Подготовка газа к транспортированию осуществляется применительно к конкретным условиям объекта (сепарация, смещение с газом, имеющим в своем составе меньшее количе­ство тяжелых углеводородов, охлаждение, осушка, подача в нефтяную зону газонефтяных сепараторов и т. д).

Для предотвращения образования вакуума и исключения по­падания воздуха на резервуарах установлены сигнализаторы давления, подающие электрический сигнал на отключение комп­рессора при достижении минимально допустимого давления. Дублирующий сигнал на отключение компрессора поступает от сигнализатора давления, установленного на конденсатосборнике. Для этой же цели устанавливаются сигнализаторы давле­ния, подающие сигналы на открытие клапанов подпитки и ре­циркуляции газа.

Согласование подачи компрессоров с расходом газа из ре­зервуаров осуществляется при помощи системы регулирования давления в конденсатосборнике, газопроводах и резервуарах, включающей сигнализаторы давления, регулирующие клапаны, газопроводы и запорную арматуру.

Потери от утечек относятся к категории чисто количествен­ных потерь. Утечки происходят через неплотности соединений трубопроводов, резервуаров, задвижек, сальников насосов и т. д., при коррозионных разрушениях трубопроводов и резервуа­ров, при переливах резервуаров и других емкостей.

Предотвращение потерь от утечек зависит от своевременного проведения профилактических ремонтов и специальных органи­зационно-технических мероприятий, разрабатываемых в каждом отдельном случае.

⇐ Предыдущая3456789101112Следующая ⇒

Поделиться: