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

продукта при использовании дыхательных клапанов могут сократиться потери нефти при ее испарении от 15 до 20%.

На рис. 6.5-11 показаны два вида указателя уровня жидкости. Конструкция а позволяет приблизительно определять уровень жидкости в резервуаре. Замерная лента 2, на которой подвешен поплавок /, проходит через гидрозатвор 3 и далее движется вдоль калиброванной ленты. По указателю 5 можно приблизительно определить уровень жид-

Рис. 6.5-10. Гидравлический предохранительный клапан

Рис. 6.5-11. Указатели уровня жидкости в резервуарах (Чилинджер и Бисон, 1969)

кости в резервуаре. Такие указатели уровня предназначены только для оперативного учета нефти. В конструкции б раскачивание поплавка 1 ограничивается двумя направляющими тросами 2, что позволяет осуществлять измерения более точно. Перфорированная лента, прикрепленная к ленте поплавка, навивается на измерительный барабан 3, число оборотов которого соответствует уровню жидкости в резервуаре. Шкала 4 калибрована в единицах объема жидкости. Натяжение троса 2 и перфорированной ленты осуществляется контргрузом 5.

Автоматический уровнемер, позволяющий замерить уровни жидкости с точностью до 1 мм и легко встраиваемый в систему телеизмерения, описан Уайфельман (1969 г.).

При помощи подъемной трубы нефть может откачиваться из резервуара с любой высоты. Это позволяет отделить слои нефти с различной загрязненности, или слой нефти, содержащий воду и другие загрязняющие вещества.

На приемных линиях некоторых резервуаров устанавливаются хлопушки-обратные клапаны, позволяющие осуществить замену задвиж-

ки на приемной линии без откачки нефти из резервуара. Управление хлопушкой осуществляется снаружи резервуара (рис. 6.5-12).

В случае необходимости подогрева нефти резервуар может быть оборудован нагревательными элементами. Для нагрева нефти обычно используется пар. Нагревательные элементы могут быть плоскими, спиральными и устанавливаться ближе к днищу резервуара или около выкидной линии для подогрева только откачиваемой нефти (Пентимиров, 1951).

На рис. 6.5-13 показана обвязка трех резервуаров. Заполнение резервуаров 3 осуществляется через приемные линии 1 я 2. Любой резервуар может быть поставлен на замер открытием задвижек 4 и 5. Опорожнение резервуаров осуществляется по линии 6, а сброс воды - через дренажную линию 7. При ручном управлении процессом откачки нефти резервуары должны быть оборудованы средствами для предотвращения попадания нефти в дренажную линию.

Газовое пространство резервуаров при помощи вертикальных патрубков 8 подключается к газоуравнительной трубе 9. Вытесняемые пары при заполнении одного из резервуаров поступают в два других резервуара, а в случае откачки нефти из одного из резервуаров происходит отсос газа из двух других. Если давление в газоуравнительной системе превысит определенный уровень, заданный регулятору давления 10, избыток газа по трубе 11 направляется в газосборную линию. Если же давление в газоуравнительной системе упадет ниже предельного, за-

Рис. 6.5-13. Обвязка резервуаров

Рис. 6.5-12. Хлопушка, установленная на приемной линии

данного регулятору давления 12, тогда через этот регулятор часть газа из линии 13 поступит в газоуравнительную систему. В случае, если регуляторы 10 и 12 не обеспечивают поддержание необходимого давления в паровом пространстве резервуаров, в работу включаются дыхательные клапаны 14.

Дальнейшая защита резервуара осуществляется при помощи аварийных предохранительных клапанов 15, которые могут быть или гидравлическими или другой конструкции.

Важно, чтобы пропускная способность по газу регуляторов давлений, а также пределы регулирования давлений соответствовали проектным показателям. На рис. 6.5-14 представлены пределы давлений, регулируемых с помощью различных средств выщеприведенной системы. Заштрихованная ширина в каждой колонке (/, , /, IV) пропорциональна длине хода клапана.

При конструировании предохранительных клапанов необходимо учитывать, что в процессе горения углеводородов объем их увеличива-

Ряс. 6.5-14. Пределы регулирования рабочих давлений в резервуарах при помощи регулирующих средств (по Чи-линджеру и Бисону)

Рис. 6.5-15. Плавающая крыша конструкции МкКенна

ется приблизительно в 15 раз. На выпуск этого объема газа и должен рассчитываться предохранительный клапан.

Система улавливания легких углеводородов на центральном пункте сбора месторождения описана Литлом (1963 г.). Влажный газ поступает в скруббер на приеме центробежного компрессора, имеющего привод мощностью 22 кВт. Система окупила себя за 76 дней.

При хранении нефти (в основном легких нефтепродуктов) применяют резервуары с крышами, предназначенными для уменьшения испарения продукции. Известно несколько конструкций, из которых наибольший интерес представляют резервуары с плавающими крышами. Такие крыши плавают на поверхности нефти и не закрепляются к корпусу резервуара. В такой конструкции отсутствует газовое пространство и отсюда потери от испарения нефти сводятся к минимуму или к нулю. Имеется несколько видов плавающих крыш. На рис. 6.5-15, а показана конструкция кругового понтона. Дождевая вода с крыши отводится по