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

определения объема потерь легких углеводородов от испарения в больших резервуарах предложена методика, не требующая тех измерений, которые упомянуты выше (ОБрайн, 1951). На рис. 6.5-1 приведены кривые изменения давления паров для различных углеводородов в зависи-

Рис. 6.5-3. Изменение потерь нефти лри «больших дыханиях» резервуара (ОБрайэн,

1956)

мости от температуры. При этом следует учитывать, что потери от испарения нефти в основном зависят от температуры на поверхности.

По статистическим данным США, температура испарения нефти превышает среднегодовую температуру в среднем на 5,5 °С. На рис. 6.5-2 приведены данные о потерях нефти при различных давлениях паров при малых дыханиях в течение года в зависимости от объема резервуара. В процессе построения этих кривых предполагалось, что резервуары окрашены в серебряный цвет и заполнены наполовину. Расширение парового пространства предполагалось на 20%. На рис. 6.5-3 приведены кривые изменения потерь нефти при различных значениях упругости паров рп в процессе заполнения резервуара в зависимости от его объема Vp. Предполагается, что содержание газолина в объеме паро-

вой фазе, теряемой при заполнении резервуара, то же, что и в паровом пространстве. Резевуар окрашен в серебряный цвет, заполнение его принято наполовину, и потери нефти определялись в течение продолжительного времени.

Пример 6.5-1. Необходимо определить по методике ОБрайна потери нефти в течение одного года в зависимости от «малых дыханий» резервуара при заполнении 10* м жидкости в резервуар объемом 8700 м В резервуаре хранится газолин при давлении паров по Рейду 90 кПа и средней температуре жидкости у поверхности, равной 25°С.

По рис. 6.5-1 давление в паровом пространстве равно р2 = 63 кПа. Соответственно, потери от «малых дыханий» в течение года составят 485 м (см. рис. 6.5-2). По графику на рис. 6.5-3 коэффициент потерь составит 0,00162 (потери на 10* составят 1620 м).

Потери в вертикальных цилиндрических резервуарах могут быть сокращены следующим образом:

а) за счет поддержания колебаний температуры в определенных пределах: 1) применения защитных покрытий (из серебра или алюминия) для резервуаров; потери нефти плотностью 0,837 кг/м в резервуарах, окрашенных в различные цвета, приведены в табл. 6.5-1; 2) использования теплоизолирующих покрытий резервуаров, при частичном покрытии необходимо теплоизолировать крышу; 3) охлаждения резервуара за счет испарения слоя воды на крыше или орошением последней водой, за счет водяного слоя на крыше потери от испарения можно сократить от 25 до 40%, при орошении - более чем на 50%; 4) применения подземных резервуаров.

При засыпке резервуара слоем земли от 30 до 40 см можно ликвидировать все потери от малых дыханий;

б) путем герметизации резервуара. При этом резервуар должен выдерживать внутреннее давление, превышающее давление паров нефти или нефтепродукта; потери от испарения прекратятся, если давление на поверхности жидкости больше давления паров жидкости; в) путем создания специальных конструкций крыш; г) путем использования установок по улавливанию продуктов испарения.

Таблица 6.5-1

Влияние окраски резервуара на объемы потерь при малых дыханиях (плотность нефти 837 кг/м)

6.5.2. РЕЗЕРВУАРЫ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТИ

Нефтяные резервуары на промыслах устанавливаются при групповых замерных устанойках или центральных пунктах сбора. Изготавливаются они из стальных листов или из бетона. Большинство резервуаров наземные, но применяют и подземные.

Земляные амбары, являющиеся простыми средствами для хранения жидкости, можно применять только как временные сооружения, при открытых фонтанах или освоении разведочных скважин. Амбары долж-

ны рыться по возможности на ровной площадке. Днище и стены их следует покрывать утрамбованной глиной (рис. 6.5-4). Чтобы уменьшить фильтрацию нефти в грунт, в нижней части амбара необходим слой воды высотой 10-15 см. Амбары, служащие для хранения бурового раствора или жидкости гидроразрыва, сначала заливаются силиконовой смесью, а затем полимером, расширяющимся в воде. В таких амбарах

Рис. 6.5-4. Земляной амбар для хранения нефти

фильтрация составляет менее 0,1% от объема хранимой жидкости. При такой обработке амбаров также снижается фильтрация нефти.

На промыслах наиболее распространены вертикальные резервуары, изготавливаемые из стальных листов. .Листы обычно гладкие, редко рифленые. Стальные листы соединяются между собой при помощи болтов, заклепок или путем сварки. Резервуары, собранные на болтах или заклепках, могут быть разобраны и собраны на новом месте. Сварные резервуары сооружаются быстрее, и потребность в металле для такой конструкции резервуара будет меньше, чем для других. Виды сварки поясов резервуара показаны на рис. 6.5-5; сварка впритык (а), сварка

1 X,

Рис. 6.5-5. Виды сварки лоясов резервуара

телескопическая внахлестку (б) и сварка чередующаяся внахлестку (в). Днище резервуара плоское, крыша - обычно коническая. Необходимая толщина стенки корпуса вертикального резервуара определяется по ожидаемому максимальному давлению:

идоп

где г - радиус; h - максимальная высота столба жидкости в резервуаре; Рж - максимальная ожидаемая плотность жидкости; Одоп - максимально допустимое напряжение; k - коэффициент на сварной шов.