- •Предисловие
- •1. Роль нефти и газа в жизни человека
- •1.1. Современное состояние и перспективы развития энергетики
- •2. Краткая история применения нефти и газа
- •3. Нефть и газ на карте мира
- •3.1. Динамика роста мировой нефтегазодобычи
- •3.3. Месторождения-гиганты
- •4. Нефтяная и газовая
- •промышленность России
- •5. Основы нефтегазопромысловой геологии
- •5.4. Состав нефти и газа
- •5.5. Происхождение нефти
- •5.6. Происхождение газа
- •6. Бурение нефтяных и газовых скважин
- •6.1. Краткая история развития бурения
- •6.4. Буровые установки, оборудование и инструмент
- •6.5. Цикл строительства скважины
- •б.б. Промывка скважин
- •6.7. Осложнения, возникающие при бурении
- •6.8. Наклонно направленные скважины
- •6.9. Сверхглубокие скважины
- •6.10. Бурение скважин на море
- •7. Добыча нефти и газа
- •7.1. Краткая история развития нефтегазодобычи
- •7.2. Физика продуктивного пласта
- •7.3. Этапы добычи нефти и газа
- •7.4. Разработка нефтяных и газовых месторождений
- •7.5. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин
- •7.8. Установка комплексной подготовки нефти
- •7.9. Системы промыслового сбора природного газа
- •7.10. Промысловая подготовка газа
- •7.11. Система подготовки и закачки воды в продуктивные пласты
- •7.12. Защита промысловых трубопроводов и оборудования от коррозии
- •7.14. Проектирование разработки месторождений
- •8.2. Продукты переработки нефти
- •8.3. Основные этапы нефтепереработки
- •8.4. Типы нефтеперерабатывающих заводов
- •8.5. Современное состояние нефтепереработки
- •9.1. Исходное сырье и продукты переработки газов
- •9.3. Отбензинивание газов
- •9.4. Газофракционирующие установки
- •Ю. Химическая переработка углеводородного сырья
- •10.1. Краткие сведения
- •10.2. Основные продукты нефтехимии
- •11. Способы транспортировки нефти, нефтепродуктов и газа
- •11.1. Краткая история развития способов транспорта энергоносителей
- •11.2. Современные способы транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа
- •11.3. Область применения
- •различных видов транспорта
- •12.1. Развитие нефтепроводного транспорта в России
- •12.3. Классификация нефтепроводов
- •12.4. Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода
- •12.5. Трубы для магистральных нефтепроводов
- •12.8. Насосно-силовое оборудование
- •12.9. Резервуары и резервуарные парки
- •12.10. Оборудование резервуаров
- •12.11. Системы перекачки
- •12.12. Перекачка высоковязких
- •13.1. Развитие нефтепродуктопроводного транспорта в России
- •13.3. Краткая характеристика нефтепродуктопроводов
- •13.4. Особенности трубопроводного транспорта нефтепродуктов
- •14. Хранение и распределение нефтепродуктов
- •14.1. Краткая история развития нефтебаз
- •14.2. Классификация нефтебаз
- •14.3. Операции, проводимые на нефтебазах
- •14.4. Объекты нефтебаз и их размещение
- •14.5. Резервуары нефтебаз
- •14.6. Насосы и насосные станции нефтебаз
- •14.8. Нефтяные гавани, причалы и пирсы
- •14.9. Установки налива автомобильных цистерн
- •14.10. Подземное хранение нефтепродуктов
- •14.11. Автозаправочные станции
- •15. Трубопроводный транспорт газа
- •15.1. Развитие трубопроводного транспорта газа
- •15.2. Свойства газов, влияющие на технологию их транспорта
- •15.3. Классификация магистральных газопроводов
- •15.4. Основные объекты и сооружения магистрального газопровода
- •15.5. Газоперекачивающие агрегаты
- •15.6. Аппараты для охлаждения газа
- •15.7. Особенности трубопроводного транспорта сжиженных газов
- •16. Хранение и распределение
- •16.1. Неравномерность газопотребления и методы ее компенсации
- •16.2. Хранение газа в газгольдерах
- •16.3. Подземные газохранилища
- •16.4. Газораспределительные сети
- •16.5. Газорегуляторные пункты
- •16.6. Автомобильные газонаполнительные компрессорные станции
- •16.7. Использование сжиженных углеводородных газов в системе газоснабжения
- •16.8. Хранилища сжиженных углеводородных газов
- •17. Трубопроводный транспорт твердых и сыпучих материалов
- •17.1. Пневмотранспорт
- •17.2. Контейнерный транспорт
- •17.3. Гидротранспорт
- •18.1. Проектирование магистральных трубопроводов
- •18.2. Особенности проектирования нефтебаз
- •18.3. Использование ЭВМ при проектировании трубопроводов и хранилищ
- •19. Сооружение трубопроводов
- •19.2. Состав работ, выполняемых при строительстве линейной части трубопроводов
- •19.3. Сооружение линейной части трубопроводов
- •19.5. Строительство морских трубопроводов
- •20.1. Состав работ, выполняемых при сооружении насосных и компрессорных станций
- •20.2. Общестроительные работы на перекачивающих станциях
- •20.3. Специальные строительные работы при сооружении НС и КС
- •Основные понятия и определения
- •Список литературы
- •Предметно-алфавитный указатель
- •Указатель рисунков
- •Указатель таблиц
- •Приложение.
16.7.Использование сжиженных углеводородных газов в системе газоснабжения
Наряду с природным газом, в системе газоснабжения широ ко используются сжиженные газы (пропан, бутан и др.)
В зависимости от расхода газа, климатических условий и вида потре бителей системы их снабжения сжиженными газами подразделяются на следующие типы:
1)индивидуальные и групповые баллонные;
2)групповые резервуарные с естественным или искусственным испарением;
3)групповые резервуарные установки по получению взрывобезопасных смесей газа с воздухом.
Индивидуальной баллонной установкой называют установку, имею щую не более 2-х баллонов со сжиженным газом. Данные установки предназначены, в основном, для газоснабжения потребителей с неболь шим расходом газа, например, отдельных квартир, садовых домиков и т. п. Сжиженный газ в данном случае хранится в баллонах объемом 5, 27 или 50 литров, которые размещаются либо на улице (в специальных шкафах), либо в помещении.
Групповые баллонные установки используются для газоснабжения жилых малоквартирных зданий, мелких коммунально-бытовых и про мышленных предприятий. В их состав входит более 2-х баллонов сжи женного газа. Суммарный объем баллонов не должен превышать 600 л при расположении шкафа с ними около зданий и 1000 л —при размеще нии шкафа вдали от зданий.
Групповые баллонные установки оснащаются регулятором давления газа, общим отключающим устройством, показывающим манометром, сбросным предохранительным клапаном.
Групповые резервуарные установки с естественным испарением состоят из нескольких емкостей, соединенных между собой уравнитель ными парофазными и жидкостными трубопроводами. Резервуары обору дуются арматурой для их заполнения сжиженным газом, средствами за мера уровня жидкой фазы, предохранительными клапанами, регулятора ми давления.
Резервуары устанавливаются на земле или под землей стационарно или регулярно завозятся к месту размещения. При стационарной уста новке резервуаров сжиженный газ для них доставляется автоцистернами.
Емкость резервуаров в групповых установках достигает 50 м3, а сум марный объем резервуаров в установках—300 м3.
К сожалению, на работу установок с естественным испарением сжи женного газа существенное влияние оказывает температура окружающей среды: в соответствии с ее колебаниями изменяются производительность по паровой фазе и теплота сгорания газа.
Для больших промышленных объектов и крупных населенных пун ктов используют групповые резервуарные установки с искусственным испарением. Их отличительной деталью является наличие специально го теплообменного аппарата—испарителя. Расход жидкой фазы, подавае мой в испаритель, зависит от потребности в паровой фазе.
Недостатком установок с искусственным испарением сжиженных га зов является то, что при температурах ниже (ГС требуется использовать газы, пары которых не будут конденсироваться в трубопроводах.
Свойства природного газа и паровой фазы сжиженных углеводород ных газов неодинаковы. Последняя имеет большие плотность и теплоту сгорания. Это создает определенные проблемы в тех случаях, когда сжи женный газ используется в качестве резервного топлива на случай пре кращения подачи природного газа или его нехватки. Поэтому получили распространение групповые резервуарные установки по получению го рючих см есей газа с воздухом для газоснабжения. Для замены природ ного газа целесообразны смеси следующего состава:
1)47 % бутана + 53 % воздуха;
2)58 % пропана + 42 % воздуха.
16.8. Хранилища сжиженных углеводородных газов
Все хранилища для сжиженных углеводородных газов по сво ему назначению делятся на 4 группы:
1)хранилища, находящиеся на газо- и нефтеперерабатывающих заводах, т. е. в местах производства СУГ;
2)хранилища, обслуживающие базы сжиженного газа и резервуарные парки газонаполнительных станций, где осуществляется налив СУГ в транспортные средства и газовые баллоны;
3)хранилища у потребителей, предназначенные для их газоснабжения;
4)хранилища для сглаживания неравномерности газопотребления.
Сжиженные углеводородные газы хранят в стальных резервуарах,
подземных хранилищах шахтного типа и в соляных пластах.
Стальные резервуары бывают горизонтальные цилиндрические
и сферические, а в зависимости от способа установки—надземные, под земные и с засыпкой (рис. 16.8).
Горизонтальные цилиндрические резервуары имеют объем 25, 50, 100, 160, 175 и 200 м3. Каждый резервуар оборудован запорной армату рой, термометром, указателем уровня жидкой фазы, предохранительным клапаном, сигнализатором предельного уровня, вентиляционным люком и люком для внутреннего осмотра резервуара.
Надземная установка резервуаров наиболее дешева, но давление в них изменяется в соответствии с температурой окружающей среды: рас тет днем и уменьшается ночью. Подземная установка резервуаров обес печивает стабильность температуры и соответственно давления в них, но требует дополнительных затрат. Близкий результат достигается, если ре зервуар установить надземно и присыпать грунтом, но он дешевле под земной установки.
Размещаются горизонтальные цилиндрические резервуары группами. Сферические резервуары по сравнению с цилиндрическими тре буют меньшего расхода металла на единицу объема емкости, благодаря
меньшей площади поверхности и меньшей толщине стенки резервуара. Сферические резервуары рассчитаны на давление 1,8 МПа, имеют
объем до 4000 м3 и толщину стенки до 34 мм. Устанавливаются они толь ко на поверхности земли.
Внешний вид сферического резервуара объемом 600 м3 для хранения сжиженного пропана показан на рис. 16.9. Резервуар сварен из блоков-ле пестков 1 и днищ 2 заводского изготовления. Опирается он на трубчатые стойки 5, соединенные крестовыми связями 6. Для подъема на резервуар служит маршевая лестница 3, а для его обслуживания—площадка 4.
Конструкции хранилищ шахтного типа и в соляных пластах идентич ны аналогичным хранилищам, применяемым для хранения нефтепродуктов.
В последнее время все большее применение получает хранение сжи женных углеводородных газов в низкотемпературных изотермических резервуарах при атмосферном давлении. Для этого температура СУГ должна составлять не более (°С): н-бутана—минус 0,6; изобутана—минус 12; пропана—минус 42,1; этана—минус 88,5.
Принципиальная схема поддержания низкой температуры СУГ в ре зервуаре показана на рис. 16.10. Она включает резервуар 1, снабженный тепловой изоляцией, теплообменник 3, компрессор 4, холодильник 5 и дроссельный вентиль 6. Работает система следующим образом. Испаря ющийся в результате притока тепла извне газ проходит теплообменник 3 и поступает на всасывание компрессора 4, где сжимается до 0,5... 1 МПа, а затем подается в холодильник 5, где конденсируется при неизменном давлении. Сконденсированная жидкость дополнительно переохлаждает-
w/J) t'/M/tf |
МУ7Ш)//J/ЛЛШ |
Рис. 16.8. Схемы установки цилиндрических резервуаров:
а) надземный резервуар; б) подземный резервуар; в) резервуар с засыпкой
Рис. 16.9. Сферический резервуар объемом 600 мэдля хранения сжиженного пропана: 1—лепестки оболочки резервуара; 2 —днище оболочки резервуара; 3—маршевая лестница; 4 —площадка для обслуживания резервуара; 5—трубчатые стойки; 6—крестовые связи
6 |
3 |
4 |
5 |
Рис. 16.10. Принципиальная схема поддержания низкотемпературного режима сжиженного газа в резервуаре:
1—резервуар; 2 —сжиженный газ; 3 —теплообменник; 4 —компрессор; 5—холодильник; 6—дроссельный вентиль
ся встречным потоком газа в теплообменнике 3 и затем дросселируется в вентиле 6 до давления в резервуаре 1. Получаемый при этом холод обес печивает поддержание необходимой низкой температуры в нем.
Подсчитано, что при низкотемпературном хранении 0,5 млн т СУГ за счет уменьшения толщины стенки экономия металла составляет 146 тыс. т, а эксплуатационные расходы уменьшаются на 30...35 %.