ТОП 10:

Состав магистрального нефтепровода



Магистральный нефтепровод и нефтепродуктопровод включают следующие группы сооружений (рисунок 3.1):

- головные, состоящие из головной насосной станции (ГНС), на которой происходит сбор и накапливание нефти и нефтепродуктов, предназначенных для дальнейшей транспортировки по магистральному трубопроводу и подво­дящих трубопроводов, по которым перекачивается нефть с промысла или нефтепродукты с завода в резервуары головной станции;

- линейную часть, состоящую из собственно трубопровода с ответвлениями и лупингами (лупинг – трубопровод, идущий параллельно с основным на некотором участке), запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные преграды, компенсаторами; установок электрохимической защиты; линии технологической связи: кабельных воздушных и радиорелейных; сооружения линейной службы эксплуатации; постоянных вдольтрассовых дорог и подъездов к ним; вдольтрассовых линий электропередач и других объектов. Назначение линейных сооружений –обеспечение заданных режимов перекачки нефти или нефтепродукта;

- промежуточные перекачивающие станции, которые принимают и направ­ляют нефть и нефтепродукты далее по трубопроводу до следующей станции, к конечным и промежуточным распределительным пунктам;

- конечные пункты, которыми при перекачке сырой нефти обычно являются нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ); если в конце трубопровода находится группа заводов, сооружают распределительную нефтебазу, на которой нефть учитывается, хранится и распределяется между заводами; конечным пунктом нефтепродуктопровода, как правило, является крупная нефтебаза, снабжа­ющая нефтепродуктами район или область.

На ГНС размещаются резервуарный парк, основная и подпорная насосные, внутриплощадочные трубопроводы, установка счетчиков, площадка запуска скребкового очистителя (на нефтепродуктопроводах – шаровых раз­делителей), помещение с фильтрами тонкой очистки, системы общего водоснабжения, канализации, электроснабжения, здания административно-бытового и эксплуатационно-хозяйственного назначения, включая лабо­раторию, ремонтно-механическую мастерскую, склад горюче-смазочных мате­риалов. Резервуарный парк предназначается для приемки и сдачи нефти и неф­тепродуктов, разделения нефтепродуктов по сортам, а также для их приемки в случае аварийной остановки нефтепровода или нефтепродуктопровода.

Промежуточные насосные станции отличаются от ГНС меньшим объемом резервуарного парка или его отсутствием.

Конечные пункты включают в основном емкости (резервуары) для приема поступающего продукта и подачи его на НПЗ или нефтебазы районного (об­ластного) значения. Располагаются эти базы обычно в узлах железных дорог, вблизи морских и речных портов. На конечном пункте производят следующие операции, характерные для крупной перевалочной нефтебазы: прием и учет нефтепродуктов, пополнение и хранение необходимых запасов их, перекачка на водный и железнодорожный транспорт, распределение нефтепродуктов районным потребителям.

Первые нефтепродуктопроводы были узкоспециализированными, т. е. служили для перекачки какого-то одного нефтепродукта (кероси­нопровод, бензопровод и т. д.). Поскольку объемы перекачки каждо­го отдельного нефтепродукта были невелики, то и диаметры нефтепродуктопроводов были относительно малы.

 

 

Рисунок 3.1 – Схема сооружений магистрального нефтепровода:

1 – промыслы; 2 – нефтесборный пункт; 3 – подводящие трубопроводы; 4 – головные сооружения (ре­зервуары, насосная, электростанция и др.); 5 – колодец пуска скребка; 6 – линейный колодец; 7 – переход под железной дорогой; 8 – переход через реку; 9 – надземный переход через овраг (ручей); 10 – конечный распределительный пункт нефтепровода (нефтебаза)

 

С развитием трубопроводного транспорта стало ясно, что строить трубопроводы большего диаметра целесообразнее – в этом случае металлозатраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы меньше, также появляется возможность организации перекачки по одному тру­бопроводу сразу нескольких жидкостей в виде следующих друг за другом партий.

Метод последовательной перекачки заключается в том, что раз­личные по свойствам нефтепродукты отдельными партиями опреде­ленных объемов перекачиваются друг за другом по одному трубопро­воду. Периодически повторяющаяся очередность следования нефте­продуктов в трубопроводе называется цикломпоследовательной перекачки.

3.2 Назначение насосных перекачивающих станций и подготовка нефти к транспорту

Насосные перекачивающие станции (НПС) магист­ральных нефтепроводов разделяются на головные и промежуточ­ные.

Головные НПС предназначены для приема нефти с установок по ее подготовке, замера и перекачки ее из резервуаров в магистраль­ный трубопровод.

Промежуточные НПС предназначены для повышения давления перекачиваемой нефти в магистральном трубопроводе. Промежуточные НПС размещают по трассе нефтепровода в соответствии с гидравлическим расчетом через 50 – 200 км.

Из нефтяных скважин в общем случае извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, попутного нефтяного газа, воды и механических примесей (песка, окалины и пр.). В таком виде транспортировать про­дукцию нефтяных скважин по магистральным нефтепроводам нель­зя. Во-первых, вода – это балласт, перекачка которого не приносит прибыли. Во-вторых, при совместном течении нефти, газа и воды име­ют место значительно большие потери давления на преодоление сил трения, чем при перекачке одной нефти. Кроме того, велико сопро­тивление, создаваемое газовыми шапками, защемленными в верши­нах профиля и скоплений воды в пониженных точках трассы. В-третьих, минерализованная пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы механических примесей – абразивный износ оборудования.

Целью промысловой подготовки нефти является ее дегазация, обезвоживание, обессоливание и стабилизация.

Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от неф­ти. Аппарат, в котором это происходит, называется сепаратором, а сам процесс разделения – сепарацией.

Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того же количества пластовой жидкости. Однако при этом увеличиваются капиталовложения в сепараторы. В связи с вышесказанным число ступеней сепарации ограничивают двумя-тремя.

 
 

Рисунок 3.2 – Вертикальный сепаратор: 1 – патрубок ввода газожидкостной смеси; 2 – раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3 – регулятор давления «до себя» на линии отвода газа; 4 – жалюзийный каплеуловитель; 5 – предохранительный клапан; 6 – наклонные полки; 7 – поплавок; 8 – регулятор уровня на линии отвода нефти; 9 – линия сброса шлама; 10 – перегородки; 11 – уровнемерное стекло; 12 – дренажная труба

 

Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроцик­лонные.

Вертикальный сепаратор (рис. 3.2) представляет собой вертикально установ­ленный цилиндрический корпус с полусферическим днищем, снабженный патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода жид­кой и газовой фаз, предохранительной и регулирующей арматурой, а также специальными устройствами, обеспечивающими разделение жидкости и газа.

Вертикальный сепаратор работает следующим образом. Газонефтяная смесь под давлением поступает в сепаратор по пат­рубку 1 в раздаточный коллектор со щелевым выходом 2. Регулято­ром давления 3 в сепараторе поддерживается определенное давле­ние, которое меньше начального давления газожидкостной смеси. За счет уменьшения давления из смеси в сепараторе выделяется раство­ренный газ.

Поскольку этот процесс не является мгновенным, время пребывания смеси в сепараторе стремятся увеличить за счет установ­ки наклонных полок 6, по которым она стекает в нижнюю часть аппарата. Выделяющийся газ поднимается вверх. Здесь он проходит через жалюзийный каплеуловитель 4, служащий для отделения ка­пель нефти, и далее направляется в газопровод. Уловленная нефть по дренажной трубе 12 стекает вниз.

Контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществля­ется с помощью регулятора уровня 8 и уровнемерного стекла 11. Шлам (песок, окалина и т. п.) из аппарата удаляется по трубопроводу 9.

Достоинствами вертикальных сепараторов являются относитель­ная простота регулирования уровня жидкости, а также очистки от от­ложений парафина и механических примесей. Они занимают отно­сительно небольшую площадь, что особенно важно в условиях мор­ских промыслов, где промысловое оборудование монтируется на платформах или эстакадах. Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки: меньшую производительность по срав­нению с горизонтальными при одном и том же диаметре аппарата; меньшую эффективность сепарации.

Горизонтальный газонефтяной сепаратор конструкции ЦКБН (рис. 3.3) состоит из технологической емкости 1, внутри которой расположены две наклонные полки 2, пеногаситель 3, влагоотделитель 5 и устройство для предотвращения образования воронки при дренаже нефти 7. Технологическая емкость снабжена патрубком 10 для ввода газонефтяной смеси, штуцерами выхода газа 4 и нефти 6 и люк-лазом 8. Наклонные полки выполнены в виде желобов с отбортовкой не менее 150 мм. В месте ввода газонефтяной смеси в сепа­ратор смонтировано распределительное устройство 9.

Сепаратор работает следующим образом. Газонефтяная смесь че­рез патрубок 10 и распределительное устройство 9 поступает на полки 2 и по ним стекает в нижнюю часть технологической емко­сти. Стекая по наклонным полкам, нефть освобождается от пузырь­ков газа. Выделившийся из нефти газ проходит пеногаситель 3, где разрушается пена, и влагоотделитель 5, где очищается от капель неф­ти, и через штуцер выхода газа 4 отводится из аппарата. Дегазирован­ная нефть накапливается в нижней части технологической емкости и отводится из аппарата через штуцер 6.

 

Рисунок 3.3 – Горизонтальный газонефтяной сепаратор конструкции ЦКБН: 1 – технологическая емкость; 2 – наклонные желоба; 3 – пеногаситель; 4 – выход газа; 5 – влагоотделитель; 6 – выход нефти; 7 – устройство для предотвращения образования воронки; 8 – люк-лаз; 9 – распределительное устройство; 10 – ввод продукции

 

 

Для повышения эффективности процесса сепарации в горизонталь­ных сепараторах используют гидроциклонные устройства. Го­ризонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа (рис. 3.4) состоит из технологической емкости 1 и нескольких одноточных гидроциклонов 2.

Конструктивно одноточный циклон пред­ставляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с тангенциальным вводом газонефтяной смеси, внутри которого расположены направ­ляющий патрубок 3 и секция перетока 4.

 

Рисунок 3.4 – Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидро-циклонного типа: 1 – емкость; 2 – однотонный гидроциклон; 3 – направляющий патрубок; 4 – секция перетока; 5 – каплеотбойник; 6 – распределительные решетки; 7 – наклонные полки; 8 – регулятор уровня

В одноточном гидроци­клоне смесь совершает одновременно вращательное движение вокруг направляющего патрубка и нисходящее движение, образуя нисходя­щий вихрь. Нефть под действием центробежной силы прижимается к стенке циклона, а выделившийся и очищенный от капель жидкости газ движется в его центре. В секции перетока нефть и газ меняют на­правление движения с вертикального на горизонтальное и поступа­ют раздельно в технологическую емкость. Далее газовый поток прохо­дит каплеотбойник 5, распределительные решетки 6 и выходит из сепаратора. Нефть по наклонным полкам 7 стекает в нижнюю часть емкости. Ее уровень поддерживается с помощью регулятора 8.

Обезвоживанием называется процесс отделения воды от нефти. При извлечении из пласта, движении по насосно-компрессорным трубам в стволе скважины, а также по промысловым трубопроводам смеси нефти и воды образуется водонефтяная эмульсия – механическая смесь нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии жидкостей.

В эмульсиях принято различать дисперсионную (внешнюю, сплош­ную) среду и дисперсную (внутреннюю, разобщенную) фазу. По ха­рактеру дисперсионной среды и дисперсной фазы различают два типа эмульсий: «нефть в воде» и «вода в нефти». Тип образующейся эмуль­сии, в основном, зависит от соотношения объемов фаз, а также от тем­пературы, поверхностного натяжения на границе «нефть-вода» и др.

Одной из важнейших характеристик эмульсий является диаметр ка­пель дисперсной фазы, так как от него зависит скорость их осаждения.

Для разрушения эмульсий применяются следующие методы:

- гравитационное холодное разделение;

- внутритрубная деэмульсация;

- термическое воздействие;

- термохимическое воздействие;

- электрическое воздействие;

- фильтрация;

- разделение в поле центробежных сил.

Гравитационное холодное разделение применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия.

В качестве отстойников периодического действия обычно используются сырьевые резервуары, аналогичные резервуарам для хране­ния нефти. После заполнения таких резервуаров сырой нефтью вода осаждается в их нижнюю часть.

В отстойниках непрерывного действия отделение воды осуществ­ляется при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. Длина отстойника определяется из условия, что от нефти должны отделиться капли заданного размера.

Сущность метода внутритрубной деэмулъсации заключается в том, что в смесь нефти и воды добавляется специальное вещество – деэмульгатор в количестве 15 – 20 грамм на тонну эмульсии. Деэмульгатор разрушает бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния при столкновениях. В последующем эти укрупнившиеся капельки относительно легко от­деляются в отстойниках за счет разности плотностей фаз.

Термическое воздействие заключается в том, что нефть, подвергае­мую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагрева­нии, с одной стороны, уменьшается прочность бронирующих оболо­чек на поверхности капель, а значит, облегчается их слияние, с дру­гой стороны, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли, а это увеличивает скорость разделения эмульсии.

Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах до температуры 45 – 80 °С.

Термохимический метод заключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации.

Электрическое воздействие на эмульсии производится в аппаратах, которые называются электродегидраторами. Под действием электриче­ского поля на противоположных концах капель воды появляются разно­именные электрические заряды. В результате капельки притягиваются друг к другу и сливаются. Затем они оседают на дно емкости.

Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются вещества, не смачивае­мые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, а вода нет.

Разделение эмульсий в поле центробежных сил производится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся с большим чис­лом оборотов ротор. Эмульсия подается в ротор по полому валу. Здесь она под действием сил инерции разделяется, так как капли воды и нефти имеют различные плотности.

При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1 – 2 %.

Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмуль­сию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой и растворены соли. При сме­шении с пресной водой соли распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается.

При обессоливании содержание солей в нефти доводится до вели­чины менее 0,1 %.

Под процессом стабилизации нефти понимается отделение от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.

Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации. При горячей сепарации нефть сначала нагрева­ют до температуры 40 – 80 °С, а затем подают в сепаратор. Выделяющие­ся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и направ­ляются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конден­сируются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод.

При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной стабилизационной колонне под давлением и при повышенных темпера­турах (до 240 °С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и перекачивают на газофракционирующие установки или на ГПЗ для дальнейшей переработки.

К степени стабилизации товарной нефти предъявляются жесткие требования: давление упругости ее паров при 38 °С не должно превы­шать 0,066 МПа (500 мм рт. ст.).

Установка комплексной подготовки нефти

Процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти осуществляются на установках комплексной подготовки нефти (УКПН). Принципиальная схема УКПН с ректификацией приведена на рис. 3.5.

Работает УКПН следующим образом. Холодная «сырая» нефть из резервуаров ЦПС насосом 1 через теплообменник 2 подается в от­стойник непрерывного действия 3. Здесь большая часть минерали­зованной воды оседает на дно аппарата и отводится для дальнейшей подготовки с целью закачки в пласт III. Далее в поток вводится прес­ная вода V, чтобы уменьшить концентрацию солей в оставшейся минерализованной воде. В электродегидраторе 4 производится окон­чательное отделение воды от нефти и обезвоженная нефть через теп­лообменник 5 поступает в стабилизационную колонну 6. За счет прокачки нефти из низа колонны через печь 10 насосом 11 ее тем­пература доводится до 240 °С. При этом легкие фракции нефти испа­ряются, поднимаются в верхнюю часть колонны и далее поступают в

Рисунок 3.2.4 – Принципиальная схема установки комплексной подготовки нефти: 1, 9, 11, 12 – насосы; 2, 5 – теплообменники; 3 – отстойник; 4 – электродегидратор; 6 – стабилизационная колонна; 7 – конденсатор-холодильник; 8 – емкость орошения; 10 – печь; I – холодная «сырая» нефть; II– подогретая «сырая» нефть; III – дренажная вода; IV– частично обезвоженная нефть; V– пресная вода; VI – обезвоженная и обессоленная нефть; VII – пары легких углеводородов; VIII – несконденсировавшиеся пары; IX – широкая фракция (сконденсировавшиеся пары); X – стабильная нефть

 

конденсатор-холодильник 7. Здесь пропан-бутановые и пентановые фракции в основном конденсируются, образуя так называемую широкую фракцию, а несконденсировавшиеся компоненты отводятся для использования в качестве топлива. Широкая фракция откачи­вается насосом 9 на фракционирование, а частично используется для орошения в колонне 6.

Стабильная нефть из низа колонны насо­сом 12 откачивается в товарные резервуары. На этом пути горячая стабильная нефть отдает часть своего тепла сырой нефти в теплооб­менниках 2, 5.

Таким образом, можно увидеть, что в УКПН производятся обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти. Причем для обезвоживания используются одновременно подогрев, отстаивание и электрическое воздействие, т. е. сочетание сразу нескольких методов.

 







Последнее изменение этой страницы: 2016-04-07; Нарушение авторского права страницы

infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 3.228.10.64 (0.014 с.)