Подготовка нефти и газа к транспорту
Основные виды транспортировки нефти и нефтепродуктов. Преимущества трубопроводного транспорта. Классификация трубопроводов
Основные виды транспорта:
1. Автомобильный
2. Железодорожный (в цистернах)
3. Водный (на танкерах)
4. Воздушный (авиатранспорт)
5. Трубопроводный (ТП-й)
Преимущества ТП-го транспорта:
1. Основной и один из дешевых.
2. Обеспечивает энергетическую безопасность страны, позволяет разгрузить ж/д транспорт для перевозок других грузов.
3. Ритмичность работы поставщиков и потребителей, наибольшая автоматизация технологических процессов.
4. Наименьшие потери нефти.
5. Протяженность ТП постоянно увеличивается, осуществляется модернизация, внедряются современные средства связи и управления, совершенствуются технологии транспорта высоковязких и застывающих нефтей, сооружения и ремонта объектов магистрального трубопровода.
Классификация ТП
Нефтепроводом называют ТП, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов. В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта ТП называют бензино-, керосин-, мазутопроводом и т.д.
По своему назначению нефтепроводы и нефтепродуктопроводы разделяют на группы:
промысловые – соединяющие скважины с различными объектами и установками подготовки нефти на промыслах;
магистральные (МНП, МНПП) – предназначенные для транспортировки товарной нефти и нефтепродуктов (в т.ч. стабильного конденсата и бензина) из районов их добычи (от промыслов), производства или хранения до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива в цистерны, нефтеналивных терминалов, отдельных промышленных предприятий и НПЗ). Они характеризуются высокой пропускной способностью, диаметром ТП от 219 до 1400 мм и избыточным давлением от 1,2 до 10 МПА;
|
|
|
технологические – предназначенные для траспортировки в пределах промышленного предприятия или группы этих предприятий различных веществ, необходимых для ведения технологического процесса или эксплуатации оборудования.
В зависимости от условного диаметра труб (в мм) МНП и МНПП разделяются на 4 класса: I – 1000-1200 включительно, II – 500-1000 включительно, III – 300-500 включительно, IV – 300 и менее.
| Диаметр МНП, мм | 700 | 700 и более |
| Категория МНП при прокладке: |
| |
| подземной | IV | III |
| наземной и подземной | III | III |
Необходимость в классификации отдельных участков ТП объясняется различием условий, в которых будет находиться ТП на тех или иных участках местности. Отдельные участки НП могут относится к высшей категории В (ТП-е переходы через судо- и несудоходные рекипри диаметре ТП 1000 мм и более), категории I (под- и надводные переходы через реки, болота, горные участки, вечномерзлые грунты), категории II (под- и надводные переходы через реки, болота, косогорные участки, переходы под дорогами и т.д.).
|
|
|
Существует классификация технологических ТП в зависимости от опасности транспортируемого вещества (вредные, взрывопожароопасные, трудногорючие или негорючие). При транспортировке нефти (класс опасности II) используют технологические трубопроводы I категории, масел минеральных нефтяных (класс опасности III) – трубопроводы I, II категории, бензина (класс опасноти IV), горючих газов – трубопроводы I, II, III категории.
Состав сооружений магистральных трубопроводов
В состав магистрального нефтепровода входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции и резервуарные парки.
Линейные сооружения включают: трубопровод (ТП) (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной нефти) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций (НПС), узлами пуска и приема очистных устройств и разделителей при последовательной перекачке; установки электрохимической защиты ТП от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики ТП; линии электропередачи, предназначенные для обслуживания ТП, и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой; противопожарные средства, защитные сооружения ТП; емкости для хранения и разгазирования конденсата, здания и сооружения линейной службы эксплуатации ТП; постоянные дороги и вертолетные площадки, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения ТП и т.д.
|
|
|
Основные элементы магистрального трубопровода (МТП) – сваренные в непрерывную нитку трубы (ТП). МТП заглубляют в грунт обычно на 0,8 м до верхней образующей трубы, если нет особых геологических условий или необходимости поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне. Для МТП применяют цельнотянутые или сварные трубы диаметром 300-1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным Р (до 10 МПа) в ТП.
С интервалом 10-30 км (зависит от рельефа) на ТП устанавливают линейные задвижки для перекрытия участка в случае аварии или ремонта.
Вдоль трассы проходит линия связи (диспетчерское назначение).
|
|
|
НПС располагают с интервалом 70-150 км. В начале находится головная НПС (ГНПС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих ТП, если магистральный нефтепровод обслуживает несколько промыслов или один промысел разбросанный на большой территории, ГНПС отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности ТП (0,3-1,5). Если длина ТП превышает 800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100-300 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования.
Тепловые станции устанавливают на ТП, транспортирующих высокозастывающие и высоковязкие нефти и нефтепродукты. По трассе ТП могут сооружаться наливные пункты для перевалки и налива нефти в ж/д цистерны.
Конечный пункт ТП – либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефтебаза.
В состав подземного магистрального газопровода (МГП) входят линейная часть и наземные объекты. На газовом промысле газ от скважин под действием пластового давления по сборным индивидуальным газопроводам (ГП) поступает на газосборные пункты, где его первично замеряют и редуцируют. Далее газ направляется в промысловый газосборный коллектор, а по нему — на головные сооружения — установку комплексной подготовки газа (УКПГ), на которых его очищают, обезвоживают, вторично замеряют и доводят до товарной кондиции. На головной компрессорной станции (КС) газ газодробильными агрегатами компримируется до номинального рабочего давления (7,5 МПа), а затем поступает в линейную часть МГП.
К наземным объектам МГП относятся КС и газораспределительные станции (ГРС). Основные сооружения КС — компрессорный цех, ремонтно- и служебно-эксплуатационные блоки, площадка пылеуловителей, градирня, резервуар для воды, масляное хозяйство, установки охлаждения газа и др. При КС сооружают жилой поселок. КС отстоят одна от другой на 120-150 км. На ГРС газ дополнительно обезвоживают, очищают, редуцируют до высокого давления (1,2 МПа), одоризируют, замеряют и распределяют по ТП отдельных потребителей. Подземные хранилищагазас КС (или без них) предназначены для регулирования сезонной неравномерности потребления газа: летом в них накапливают, а зимой подают потребителям. Газ закачивают либо в водоносные горизонты пористых пород, либо в выработанные нефтяные и газовые месторождения, либо в специально разработанные (вымытые) хранилища в солых отложениях значительной мощности. Подземные хранилища газа сооружают вблизи крупных городов и промышленных центров.
Подготовка нефти и газа к транспорту
Промысловая подготовка нефти необходима не только для обеспечения качества сырья, но и для создания условий, при которых влияние вредных компонентов в нефти не будет оказывать серьезного отрицательного влияния на срок службы нефтепровода.
Процесс сбора и подготовки нефти начинается непосредственно после ее прохождения скважины на нефтесборных установках, включающих автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ), одну или две ступени сепарации и резервуары для сбора нефти, а заканчивается на установках комплексной подготовки нефти (УКПН), составляющих вместе с промысловыми трубопроводами единую технологическую систему.
Системы сбора нефти на промыслах могут быть самотечные (нефть поступает в сборные резервуары самотеком, а газ, выделяющийся из нефти подается компрессором на газоперерабатывающий завод – на УКПН стоят сепараторы, мерники) и напорные, позволяющие транспортировать газонефтяные смеси насосами на расстояния 7-10 км (на УКПН стоят расходомеры).
Отделение газа от нефти осуществляют в сепараторах, в которых может происходить и частичное отделение воды. По конструкции сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные, а по принципу действия — гравитационные, центробежные (гидроциклонные), жалюзийные, ультразвуковые и др. В горизонтальном гравитационном газонефтяном сепараторе при движении нефти по полкам происходит выделение растворенного газа. Пузырьки газа образуют "пену", которая разрушается в пеногасителе. Во влагоотделителе газ очищается от капель нефти. Для повышения эффективности отделения газа от нефти в гидроциклонных сепараторах используют эффект центробежной силы. За счет тангенциального ввода газонефтяной смеси в сепаратор она приобретает вращательное движение, под действием центробежной силы нефть прижимается к стенкам, а выделившийся и очищенный от капель нефти газ движется в центре.
Процесс получения товарной нефти включает ее обезвоживание, обессоливание и стабилизацию. Обезвоживание нефти заключается в разрушении водонефтяных эмульсий (механической смеси нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии нефти и воды). Для разрушения водонефтяных эмульсий применяют: гравитационное разделение (осуществляется в резервуарах — отстойниках при высоком содержании воды); внутритрубную деэмульсацию (добавление специальных веществ, разрушающих экранирующую оболочку на поверхности капель воды и препятствующую слипанию капель нефти при столкновении); термические и термохимические воздействия (нагрев нефти перед отстаиванием с возможным добавлением деэмульгаторов); электровоздействия (поляризация капель воды, способствующая их объединению); фильтрацию (для разрушения нестойких эмульсий) и центрифугование (разделение в поле центробежных сил). Обессоливание нефти — удаление минеральных солей путем смешения предварительно обезвоженной нефти с пресной водой с последующим повторным обезвоживанием. Стабилизация нефти — отделение легких фракций (пропан-бутанов и части бензиновых) для снижения потерь при транспортировке по магистральному трубопроводу и хранении в резервуарах. Стабилизация нефти осуществляется методами горячей сепарации или ректификации.
Подготовка газа к транспорту: 1.Отделение попутного газа от нефти производится в сепараторах. Процесс разделения осуществляется в 2 этапа: разделение нефти и газа, очистка газа от нефтяной пыли. 2.Разделение газа и газоконденсата на промысле. Выход конденсата зависит от температуры и давления. 3.Очистка газа от механических примесей необходима для предотвращения загрязнений и эрозии линейной части ТП и оборудования КС, ГРС, оборудования потребителя. Установки по очистке газа предусматриваются на входе в КС и ГРС и представляют собой аппараты различных конструкций, работающих по принципу сухих и мокрых фильтров. 4.Осушка газа твердыми поглотителями влаги (активная окись алюминия - боксит), жидкими поглотителями (ДЭГ, неполный эфир этиленгликоля С6Н10О3, ТЭГ - сильный влагоотделитель). Осушка низкотемпературной сепарацией основана на снижении температуры с помощью установки искусственного холода. 5.Очистка газа от H2S (твердые (гидрат окиси железа) и жидкие (этаноламиновый и мышьяково-содовый методы) поглотители) и СО2 (водой под давлением, в которой СО2 хорошо растворяется). 6.Одоризация газа для обнаружения утечки. Придают неприятный запах, используя этилмеркаптан C2H5SH, сульфан, метилмеркаптан, пропилмеркаптан и др.
Дата добавления: 2018-04-15; просмотров: 2817; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!