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

трубе / в дренажное устройство. Крыши со стенкой корпуса резервуара уплотняются несколькими способами. На рис. 6.5-15,6 показан один из вариантов уплотнения. При этом важно, чтобы по возможности обеспечивалось хорошее уплотнение со стенкой корпуса 4, затвора 3, смонтированного на крыше 2.

6.5.3. ИЗМЕРЕНИЕ ОБЪЕМА НЕФТИ В РЕЗЕРВУАРАХ

До осуществления товаро-транспортных операций резервуары, в которых объем жидкости определяется при измерении их уровней, должны быть откалиброваны. Калибровка резервуаров проводится или расчетным путем, основанном на измерении длины окружности резервуара и его диаметра, или непосредственно путем заполнения резервуара известным объемом жидкости. Из расчетных методов более точен метод, основанный на измерении длины окружности каждого пояса при помощи стальной ленты. В сварных резервуарах независимо от типа сварки измерения необходимо проводить ниже каждого горизонтального сварного шва на /б высоты листа. На рис. 6.5-5 стрелками показаны высоты, на которых необходимо производить обмер клепаных резервуаров. Высота пояса измеряется для каждого пояса постоянного диаметра. Измеряется также толщина листа (принимается среднее значение нескольких измерений). Если длина окружности пояса Sq, а число поясов п, тогда приблизительный объем резервуара на единицу высоты составит

где значения bi и показаны на рис. 6.5-16.

Для точного определения объема резервуара необходимо также знать объемы арматуры, которые могут или уменьшить, или увеличить объем резервуара. Объемы арматуры можно определить расчетным путем по их геометрическим размерам. Объем резервуара уменьшается

Рис. 6.5-16

за счет размеров внутренней лестницы; уголка, соединяющего корпус с днищем, связующих элементов между крышей и днищем; змеевиков для подогрева и т. д. Шарнирные соединения подъемной трубы обычно при расчете не учитываются.

К объему резервуара необходимо отнести объемы люка-лаза, трубных стоек и т. д. Неровности днища резервуара обычно учитываются по объему воды, необходимой чтобы закрыть все неровности.

Обмер резервуаров объемом менее 80 м производится в том случае, если он полностью не заполнен жидкостью, но при полном его заполне-

НИИ жидкостью замеры проводят по меньшей мере не менее одного раза. При обмере резервуаров объемом более 80 м последние должны быть заполнены на /з,

При калибровке резервуаров, заполненных жидкостью, резервуар должен постепенно опорожняться или заполняться водой определенного объема. Полученные результаты интерполируются с целью определения объема резервуара при изменении объема жидкости, приходящейся на каждый сантиметр. Это довольно продолжительная процедура и применяется только в случае необходимости получения точных результатов. В основном таким способом пользуются при калибровке деформированных резервуаров неправильной формы.

Резервуары калибруются: после их монтажа, замены резервуарного оборудования или при деформации резервуара.

Результаты калибровки приводят в виде таблиц, в которых отражается суммарный объем резервуара от днища до верха с интервалом в 1 см. Формулы для определения деформации корпуса вертикального резервуара даны Уитерсом (1970 г.).

Уровень жидкости в резервуаре можно замерять несколькими способами. Раньше для определения уровня жидкости применяли стальную ленту. В настоящее время в США такой способ определений применяют редко. Система ЛАКТ, которая пришла на смену этому способу, будет описана в разделе 6.6.

Наиболее широко распространены два метода определения уровня жидкости - измерение высоты столба нефти и измерение высоты газового пространства. Для определения высоты столба

t ---нефти мерную ленту с грузом опускают до днища

г I резервуара, затем ее поднимают и определяют вы-

соту до метки, на которой лента оказалась смоченной нефтью (/ii, рис. 6.5-17). Объем резервуара, соответствующего высоте hu можно определить по калибровочной таблице. При определении объема резервуара методом измерения высоты газового пространства высота, соответствующая /ii+A2 на рис. 6.5-17, измеряется непосредственно после калибровки резервуара и записывается на замерном Р.ис 6 5-17 люке. Все последующие измерения проводят с этой

высоты. Затем ленту с грузом спускают на высоту Лг, а высоту нефтяного столба определяют по формуле {h\-\-h-i)-h2=h (калибровочная таблица может также составляться по определению объема нефти непосредственно в зависимости от высоты газового пространства) .

Последний метод может оказаться предпочтительным, если на дне резервуара имеются отложения грязи, каких-либо примесей. Уровень отделившейся воды в резервуаре можно определить аналогичным образрм, но для этого нижний конец ленты обмазывают пастой или на нее навещивают мерный лот, на который прикрепляют полоску бумаги. При контакте с водой паста или бумага изменяют свой цвет. Объем воды в резервуаре, соответствующей высоте йз, можно определить по ка-либравочной таблице.

•с; 1

Чтобы найти фактический объем нефти, необходимо к измеренному таким образом объему жидкости внести две поправки. Прежде вСёго в нефти может содержаться диспергированная вода. Кроме того, объём чистой нефти при данной температуре необходимо привести к стандартным условиям.

Чтобы рассчитать содержание воды и других примесей, -а также плотность нефти, отбирают пробы нефти, и эти параметры определяют в лаборатории. Среднюю температуру жидкости в резервуаре можно найти по соответствующим инструкциям. Соответствующие материалы отражены в стандартах АНИ 2543-1548.

6.6. СИСТЕМЫ СБОРА НЕФТИ И ГАЗА

Продукция скважин как нефтяных, так и газовых, по выкидным и сборным коллекторам поступает на центральный пункт сбора. Система, состоящая из трубопроводов, фитингов и оборудования центральных пунктов сбора, позволяет отделять жидкость от газа, измерять их количество, улучшать их качество с таким расчетом, чтобы они удовлетворяли условиям контракта или другим спецификациям для направления потребителям или на нефтеперерабатывающие заводы.

Систему сбора нефти и газа можно подразделить на три группы. Системы всех групп начинаются со скважин и заканчиваются резервуа-

Рис. 6.6-1. Групповая система сбора (Граф, 1957)

Рис. 6.6-2. Схема обора продукции нескольких скважин в один сборный коллектор (Граф, 1957)

рами для хранения товарной нефти или приемными линиями магистральных насосов.

К первой группе относятся средства для обеспечения добычи вы-сокодебитных скважин. У каждой скважины располагается оборудование для сепарации и измерения продукции, а иногда и оборудование