Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 [ 15 ] 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121

Рис. 2.2. Схема раскладки труб на перегоне между станциями

2.4. ТРУБОПРОВОДЫ С ПЕРЕМЕННОЙ ТОЛЩИНОЙ СТЕНКИ

Если толш,ина стенки будет переменная, изменяющаяся в соответствии с изменением давле1П1я по длине, то для нефтепроводов может быть достигнута существенная экономия металла. Для газопровода давлерше в конечной точке перегона может быть равно среднему (при остановке перекачки). Поскольку различие между давлением в начале перегона и средним невелико, /азопроводы обычно не сооружают с переменной толщиной стенки.

Уменьшение толщины стенки нефтепровода осуществляется ступенчато. Число ступеней для каждого перегона обычно принимают равным трем.

Размещение труб с различными толщинами стенок но длине перегона называется раскладкой труб. Она может быть осуществлена следующим образом: сначала надо на профиле трассы для каждого перегона построить линии гидравлического уклона. Эти линии должны соответствовать наи.меньшему расходу, возможному при эксплуатации (перекачка через станцию, начальный период при вводе в строй нефтеперекачивающих станций по очередям.) Далее измеряем расстояние от точки на профиле в конце перегона до линии гидравлического уклона (напор). На рис. 2.2 - это отрезок ВС. Затем вычисляем давление, соответствующее напору ВС, и определяем толщину стенки трубопровода. Округлив полученную величину в большую сторону до ближайшего значения по ГОСТ, получим наименьшую толщину стенки бд, которая должна быть принята для раскладки труб на рассматриваемом перегоне. После этого определяем напор, который .может выдержать труба с такой толщиной стенки. Отложим этот напор от точки А но вертикали вниз (отрезок A3). .Между толщинами стенок для начального участка (б) и бд выбираем по ГОСТ промежуточное значение б,. Определяем напор, соответствующий б., и откладываем напор А2, соответствующий 6.3. От точек <?, 2 и / проводим линии 33, 22 и , параллельные линии гидравлического уклона АВ. В точках пересечения линии 33 с профилем напор будет равен A3. На участках, где линия профиля расположена выше линии 33, напор будет меньше A3. Здесь надо укладывать трубы с толщиной стенки б.,. На участках, где линия профиля находится между линиями 33 и 22, толщина стенки должна быть равна Ь- На участках, где линия профиля проходит ниже линии 22 (т. е. между линиями 22 и И), должна быть наибольшая толщина стенки, т. е. б].

Глава 3

ПОДГОТОВКА НЕФТИ И ГАЗА К ТРАНСПОРТУ

Начальный период разработки нефтяных месторождений, как правило, характеризуется безводной добычей нефти из фонтанируюш,их скважин. Однако на каждом месторождении наступает такой период, когда из пласта вместе с нефтью поступает вода сначала в малых, затем все в больших количествах. Примерно 60-75 % всей нефти добывается в обводненном состоянии.

Пластовые воды, гюступающие из скважин различных месторождений, могут значительно отличаться по составу и концентрации растворенных в них минеральных солей, содержанию газа и наличию микроорганизмов. При извлечении смеси нефти с пластовой водой образуется эмульсия, которую следует рассматривать как механическую смесь двух нерастворимых жидкостей (нефти и воды), одна из которых распределяется в объеме другой в виде капель различных размеров. Наличие воды в нефти приводит к удорожанию транспорта в связи с возрастающими объемами транспортируемой жидкости и увеличением ее вязкости. Присутствие в нефти даже 0,1 % воды приводит к интенсивному ее вспениванию в ректификационных колоннах нефтеперерабатывающих заводов, что нарушает технологические режимы переработки и, кроме того, загрязняет конденсационную аппаратуру.

Легкие фракции нефти (углеводородные газы от этана до пентана) являются ценным сырьем, из которого получают такие продукты, как спирты, синтетический каучук, растворители, жидкие моторные топлива, удобрения, искусственное волокно и другие продукты органического синтеза, широко применяемые в промышленности. Поэтому необходимо стремиться не только к снижению потерь легких фракций из нефти, но и к сохранению всех углеводородов, извлекаемых из нефтеносного горизонта, для последующей их переработки.

Качество вырабатываемой продукции во многом зависит от качества исходного сырья, т. е. нефти. Если в недалеком прошлом на технологические установки нефтеперерабатывающих заводов шла нефть с содержанием минеральных солей (100-500 мг/л), то в настоящее время требуется нефть с более глубоким обессоливанием, а зачастую перед переработкой нефти приходится полностью удалять из нее соли.

Наличие в нефти механических примесей (частиц песка и глины) вызывает абразивный износ трубопроводов, нефтеперекачивающего оборудования, затрудняет переработку нефти, повышает зольность мазутов и гудронов, образует отложения в холодильниках, печах и теплообменниках, что приводит к уменьшению коэффициента теплопередачи и быстрому выходу их из строя. Механические примеси способствуют образованию трудноразделимых эмульсий. Наличие мине-

Гл. 3 написана с участием В. М. Михайлова.

ральных солей в виде кристаллов в нефти и раствора в воде вызывает ус1[ленную коррозию металла как нефтеперерабатывающего, так и нефтеи.ерекачиваюихего оборудования и трубопроводов, увеличивает устойчивость эмульсий, затрудняет переработку нефти.

При соответствующих условиях часть хлористого магния и хлористого кальция, находящихся в пластовой воде, гидролизуется с образованием соляной кислоты. В результате разложения сернистых соединений при переработке нефти образуется сероводород, который в присутствии воды вызывает усиленную коррозию металла. Хлористый водород, растворенный в воде также разъедает металл. Особенно интенсивно идет коррозия при наличии в воде сероводорода и соляной кислоты.

Причины, приведенные выше, указывают на необходимость подготовки нефти к транспорту. Собственно подготовка нефти включает: обезвоживание и обессоливание нефти и полное или частичное ее раз-газирование.

Качество подготовки нефти к транспорту регламентирует ГОСТ. Основные требования к качеству приведены в табл. 3.1.

Природный газ, получаемый с промыслов, содержит посторонние примеси: твердые частицы (песок и окалину), конденсат тяжелых углеводородов, водяные пары и часто сероводород, углекислый газ и инертные газы. Присутствие твердых частиц в газе приводит к быстрому износу соприкасающихся с газом деталей компрессоров. Твердые частицы засоряют и портят арматуру газопроводов и контрольно-измерительные приборы; скапливаясь на отдельных участках газопровода, они сужают его поперечное сечение, ухудшают работу газо-горелочных устройств. Жидкие частицы, оседая в пониженных участках трубопровода, также вызывают уменьшение площади его поперечного сечения. Они, кроме того, оказывают корродирующее действие на трубопровод, арматуру и приборы. Влага в определенных условиях приводит к образованию гидратов, выпадающих в газопроводе в виде твердых кристаллов. Гидратные пробки могут полностью закупорить трубопровод.

Сероводород - весьма вредная примесь. В количествах, больших 0,01 мг на I л воздуха рабочей зоны, он ядовит. При промышленном