Ахметов А. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа

Подождите немного. Документ загружается.

371

ползучести, то ресурс сосуда может быть определен по следующей за-

висимости:

где а

— скорость установившейся ползучести, %/год.

Остаточный ресурс сосуда в этом случае определяется по формуле

п п э

Т Т Т= −

где Т

— продолжительность эксплуатации от начала до последнего

обследования.

Скорость установившейся ползучести определяется по формуле

( ) ( )

( )

1 2

1 1 2

100

ф ф

L t L t

L t tK K





−





∆

где L

), L

) — фактический диаметр сосуда или другой фиксиро-

ванный линейный размер в кольцевом направлении при первом

и втором обследованиях соответственно

, мм; ∆t — время между

первым и вторым обследованиями

, лет; К

— коэффициент, учи-

тывающий отличие средней ожидаемой скорости ползучести от

гарантированной скорости ползучести с доверительной вероят

ностью γ = 0,7…0,95; К

— коэффициент, учитывающий погреш-

ность определения скорости ползучести по линейному закону, от

скорости ползучести, рассчитанной по более точным нелинейным

законам изменения контролируемого параметра.

Значения коэффициентов

и К

следует принимать в пределах:

= 0,5…0,75; К

= 0,75…1,0. При этом большие значения К

, К

принима-

ются при незначительной скорости ползучести

(меньше 0,05 % в год)

и при общей остаточной деформации меньше 0,5 %; меньшие значе

ния

, К

принимаются при значительной скорости ползучести (более

0,05 % в год) и при общей остаточной деформации, превышающей 0,5 %.

Если после проведения очередного диагностирования имеются три

значения контролируемого параметра

), L

), полученные

в моменты времени

, t

, то для определения скорости ползучести а

проводятся следующие вычисления. Вычисляются величины:

( ) ( )

3 3 3 3

1 2 1 2

1 1 1 1

; ; ; .

ф i ф i i i i

i i i i

L L t L L t t X t X t

= = = =

∑ ∑ ∑ ∑

372

После этого скорость ползучести определяется по формуле

( )

1 1 2

1 2 1 2

100 3

L X L

L X X K K

−

Если число измерений N контролируемого параметра L

) больше

или равно четырем (

N ≥ 4), то расчет остаточного ресурса проводится

в соответствии с нормативно-технической документацией.

Прогнозирование остаточного ресурса при циклических нагрузках

в условиях ползучести проводится, если аппарат работает при темпера

турах, вызывающих ползучесть, и при этом нагружается повторными те

пловыми или механическими усилиями. В этом случае элементы аппа

рата должны быть рассчитаны на длительную циклическую прочность.

Расчеты на длительную циклическую прочность проводятся по

нормам ПНАЭГ

–7–002—86 с помощью тех же формул, что и расчеты

на циклическую прочность при температурах

, не вызывающих ползу-

чести. При этом в формулах вместо кратковременных механических

характеристик материала используются механические характеристики

полученные при испытаниях на длительную статическую прочность

( , Z

, A

). — предел длительной прочности при максималь-

ной температуре цикла нагружения за время t;

— равномерное сужение

поперечного сечения при длительном статическом разрушении;

— отно-

сительное удлинение образца при длительном статическом разрушении.

2.9.5.5. Прогнозирование ресурса сосудов

по критерию хрупкого разрушения

Определение остаточного ресурса по критерию хрупкого разруше-

ния (трещиностойкости) проводится в следующих случаях.

1. Минимальная температура стенки сосуда при рабочих режимах экс

плуатации или при гидроиспытании может быть меньше минималь

ной температуры, предусмотренной для применения стали в Пра

вилах устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих

под давлением (ПБ 10–115—96).

2. Сталь или сварные соединения при рабочих режимах эксплуата-

ции или испытаний имеет ударную вязкость ниже значений, пред

усмотренных табл. 8 Правил устройства и безопасной эксплуатации

сосудов, работающих под давлением (ПБ 10–115

—96), например,

в результате наводораживания сталей.

3. При проведении дефектоскопии сосуда обнаружены дефекты, вы

ходящие за пределы норм, установленных Правилами проектирова

373

ния, изготовления и приемки сосудов и аппаратов стальных сварных

(ПБ 03–384—00) и ОСТ 24.201.03

—90 «Сосуды и аппараты стальные

высокого давления. Общие технические требования». При этом про

ведение ремонта дефектных мест связано с большими техническими

трудностями.

4. При проведении дефектоскопии выявлены отдельные трещины, ко

торые после выборки были заварены и места ремонта проконтроли

рованы на отсутствие дефектов.

Условие сопротивления хрупкому разрушению проверяется выпол

нением следующего соотношения:

≤ [К

] ,

где К

— коэффициент интенсивности напряжений; [К

] — допускае-

мый коэффициент интенсивности напряжений.

Коэффициент интенсивности напряжений определяется в соответ

ствии с нормами, изложенными в ПНАЭ Г–7–002—86.

При отсутствии информации о дефекте для определении

при-

нимается условная поверхностная трещина глубиной

а = 0,25S и по-

лудлиной С = 1,5а.

При оценке хрупкой прочности можно провести расчет по критерию

«течь перед разрушением». Использование критерия «течь перед разру

шением» предусматривает выполнение условия, при котором процессу

неконтролируемого роста трещины (хрупкому разрушению) предше

ствует образование сквозного дефекта на стадии ее медленного подрас

тания, то есть значение критического размера дефекта

кр

больше, чем

толщина стенки S элемента сосуда, в котором имеется дефект:

кр

> S .

Критический размер дефекта рассчитывается по формуле

кр

где K

— критический коэффициент интенсивности напряжений

в материале сосуда;

М — параметр, зависящий от конструкции

сосуда, формы трещины и напряженного состояния;

— макси-

мальное напряжение в зоне дефекта.

Параметр М определяется по справочной литературе.

Условие трещиностойкости по критерию «течь перед разрушением»

может быть записано в следующем виде:

кр

≥ Sn

где n

— коэффициент запаса по критическому размеру дефекта.

374

Учитывая, что коэффициент запаса прочности по коэффициенту ин-

тенсивности напряжений равен

2, значение коэффициента n

следует

принимать n

= 4.

Если снижение температуры по сравнению с требованиями Пра

вил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под

давлением (ПБ 10–115

—96), не более 20 °С, то проверку на хрупкое

разрушение можно провести на основании выполнения расчетов на

прочность при пониженных допускаемых напряжениях. При толщине

стенки меньше

36 мм и проведении термообработки сосуда допускае-

мое напряжение, определяемое по ГОСТ 14249, должно быть понижено

в 1,35 раза. При отсутствии термообработки допускаемое напряжение

снижается в 2,85 раза.

Если в процессе дефектоскопии обнаружены недопустимые один или

несколько дефектов, расчет проводится для трещиноподобного дефекта.

Размеры дефекта и глубина его залегания определяются по результатам

дефектоскопии. Учитывая, что коэффициент интенсивности напряжений

зависит от размеров дефекта и величины напряжений, в расчете (при на

личии нескольких дефектов) рассматривается наихудшее их сочетание

и определяется максимальная возможная интенсивность напряжений.

Для случая, когда в процессе дефектоскопии обнаружены отдельные

трещины, расчет коэффициента интенсивности напряжений проводит

ся для фактических размеров трещины, обнаруженной в сосуде.

Допускаемый коэффициент интенсивности напряжений определя

ется по формуле

[ ]

кр

где К

1кр

— критический коэффициент интенсивности напряжений;

— коэффициент запаса прочности по трещиностойкости. Для

рабочих условий

= 2; для условий испытаний n

= 1,5.

Критический коэффициент интенсивности напряжений может

определяться на основании результатов испытания материала на хруп

кое разрушение в соответствии с требованиями ГОСТ

25.506—85 для

рабочих условий эксплуатации или условий испытаний. Если прове

дение таких испытаний невозможно, то значение допускаемого коэф

фициента интенсивности напряжений рекомендуется определять по

ПНАЭ Г

–7–002—86. При определении допускаемого коэффициента ин-

тенсивности напряжений по ПНАЭ Г

–7–002—86 за критическую тем-

пературу хрупкости материала следует принимать минимальную тем

пературу применения сталей, предусмотренную Правилами проектиро

375

вания, изготовления и приемки сосудов и аппаратов стальных сварных

(ПБ 03–384–00) и ОСТ 24.201.03—90 «Сосуды и аппараты стальные

высокого давления. Общие технические требования».

Определение остаточного ресурса

Остаточный ресурс определяется в зависимости от первоначального

расчетного срока

нр

, объема контроля при техническом диагностиро-

вании и вероятности хрупкого разрушения сосуда.

Остаточный ресурс определяется по формуле

хр

= bТ

нр

где Т

нр

— расчетный срок службы сосуда. Если в паспорте сосуда срок

не указан, то принимается

20 лет; b — коэффициент, определяе-

мый по рис. 2.2

29 в зависимости от объема контроля V

при тех-

ническом диагностировании.

Определение гарантированного

(гамма-процентного) и среднего

остаточных ресурсов сосудов и аппаратов

В заключении, подготавливаемом по результатам диагностирования

сосудов и аппаратов, должен указываться допускаемый срок их безо-

пасной эксплуатации или гарантированный остаточный ресурс.

Этот ресурс должен рассчитываться для возможного наименее бла

гоприятного режима предстоящей эксплуатации с учетом максималь

ной возможной погрешности контроля параметров, определяющих

техническое состояние сосуда (аппарата).

В тех случаях, когда указанные факторы определяются в детерми

нированных значениях (однозначно), то гарантированный остаточный

ресурс определяется по минимальным (либо максимальным) значени

ям установленных при диагностировании сосуда параметров.

Например, если при периодическом контроле скорости коррозии

стенок сосуда установлены максимальная скорость коррозии

mах

, ми-

нимальная толщина стенки сосуда

min

, определенная при последнем

диагностировании, расчетная толщина стенки

, то в этом случае оста-

точный гарантированный ресурс сосуда по критерию коррозионной

стойкости определяется по формуле

ог

= (S

min

– S

) / a

max

. (2.9)

В тех случаях, когда прогнозирование ресурса осуществляют по

результатам выборочного контроля параметров, имеющих некоторый

естественный разброс, то при определении остаточного ресурса рас

считывают средний и гамма-процентный остаточные ресурсы.

376

Средний ресурс представляет собой наиболее вероятное (ожида-

емое) значение ресурса сосуда, по которому можно планировать не

обходимые затраты на ремонт или замену сосуда. Гамма-процентный

ресурс определяет минимальное значение ресурса, которое способен

отработать сосуд при обеспечении нормативных запасов прочности

с доверительной вероятностью

γ, достаточно близкой к единице. При

этом остается некоторая вероятность (1 –

γ) выхода контролируемых

параметров за пределы нормативных значений; при реализации этой

вероятности потребуется остановка сосуда для проведения внеплано

вого диагностирования.

В соответствии с Методическими указаниями по определению оста

точного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Гос

гортехнадзору России (РД

09–102—95), при определении гамма-про-

центного ресурса рекомендуется принимать значение γ ≥ 90 %.

Формулы для вычисления гамма-процентного и среднего остаточ

ного ресурса сосудов и аппаратов для различных вариантов исходных

данных по параметрам технического состояния приведены в Методике

прогнозирования остаточного ресурса безопасной эксплуатации сосу

дов и аппаратов по изменению параметров технического состояния.

Если в процессе эксплуатации исходные характеристики материа

ла сосуда могут изменяться под воздействием среды или минусовых

температур, то предельное состояние сосуда определяется с учетом

хрупкого разрушения или трещиностойкости.

Рис. 2.229. Определение

коэффициента b

для нахождения

остаточного ресурса

377

Глава 3

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ТЕХНОЛОГИЯ

ПРОЦЕССОВ ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗОВ

3.1. Научные основы и технология процессов

подготовки нефти и горючих газов к переработке

3.1.1. Сбор и подготовка нефти на промыслах

Нефть, извлекаемая из скважин, всегда содержит в себе попутный

газ, механические примеси и пластовую воду, в которой растворены

различные соли, чаще всего хлориды натрия, кальция и магния, реже —

карбонаты и сульфаты. Обычно в начальный период эксплуатации

месторождения добывается безводная или малообводненная нефть,

но по мере добычи ее обводненность увеличивается и достигает до

90…98 %. Очевидно, что такую «грязную» и сырую нефть, содержа

щую к тому же легколетучие органические (от метана до бутана)

и неорганические (H

S, CO

) газовые компоненты, нельзя транспор-

тировать и перерабатывать на НПЗ без тщательной ее промысловой

подготовки.

Присутствие пластовой воды в нефти существенно удорожает ее

транспортировку по трубопроводам и переработку. С увеличением

содержания воды в нефти возрастают энергозатраты на ее испарение

и конденсацию (в 8 раз больше по сравнению с бензином). Возрас

тание транспортных расходов обусловливается не только перекачкой

балластной воды, но и увеличением вязкости нефти, образующей

с пластовой водой эмульсию. Так, вязкость ромашкинской нефти

с увеличением содержания в ней воды от 5 до 20 % возрастает с 17 до

33,3

сСт, то есть почти вдвое. Механические примеси нефти, состоя-

щие из взвешенных в ней высокодисперсных частиц песка, глины,

известняка и других пород, адсорбируясь на поверхности глобул

воды, способствуют стабилизации нефтяных эмульсий. Образование

устойчивых эмульсий приводит к увеличению эксплуатационных за

трат на обезвоживание и обессоливание промысловой нефти, а также

оказывает вредное воздействие на окружающую среду. Так, при от

делении пластовой воды от нефти в отстойниках и резервуарах часть

нефти сбрасывается вместе с водой в виде эмульсии, что загрязняет

сточные воды. Та часть эмульсии, которая улавливается в ловушках,

собирается и накапливается в земляных амбарах и нефтяных прудах,

378

образуя так называемые «амбарные» нефти, которые не находят ра-

ционального применения или утилизации. При большом содержании

механических примесей усиливается износ труб и образование отло

жений в нефтеаппаратах, что приводит к снижению коэффициента

теплопередачи и производительности установок.

Еще более вредное воздействие, чем вода и механические примеси,

оказывают на работу установок промысловой подготовки и переработки

нефти хлористые соли, содержащиеся в нефти. Хлориды, в особеннос-

ти кальция и магния, гидролизуются с образованием соляной кислоты

даже при низких температурах. Под действием соляной кислоты про

исходит разрушение (коррозия) металла аппаратуры технологических

установок. Особенно интенсивно разъедается продуктами гидролиза

хлоридов конденсационно-холодильная аппаратура перегонных уста

новок. Кроме того, соли, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах –

мазуте, гудроне и коксе, ухудшают их качество.

При переработке сернистых и высокосернистых нефтей, в результате

разложения сернистых соединений, образуется сероводород, который

в сочетании с хлористым водородом является причиной наиболее силь

ной коррозии нефтеаппаратуры:

Fe + H

→

FeS + H

FeS + 2HCl

→

FeCl

S .

Хлористое железо переходит в водный раствор, а выделяющийся

сероводород вновь реагирует с железом.

Таким образом, при совместном присутствии в нефтях хлоридов

металлов и сероводорода во влажной среде происходит взаимно ини

циируемая цепная реакция разъедания металла. При отсутствии или

малом содержании в нефтях хлористых солей интенсивность корро

зии значительно ниже, поскольку образующаяся защитная пленка

из сульфида железа частично предохраняет металл от дальнейшей

коррозии.

Для оценки товарных качеств подготовленных на промыслах нефтей

в 2002 г. был разработан применительно к международным стандартам

и принят новый ГОСТ России Р 51858

—2002, в соответствии с которым

(табл. 3.1) их подразделяют (классифицируют):

— по содержанию общей серы на четыре класса;

— по плотности при

20 °С на пять типов;

— по содержанию воды и хлористых солей на три группы;

— по содержанию сероводорода и легких меркаптанов на три вида.

379

Таблица 3.1. — Классификация и требования

к качеству подготовленных на промыслах нефтей

по ГОСТ Р 51858—2002

Показатель Класс Тип

Группа

Вид

1 2 3 1 2 3

Массовая доля серы, %:

до 0,6 — малосернистая

0,6…1,8 — сернистая

1,8…3,5 —высокосернистая

более 3,5 — особо высокосер-

нистая

Плотность при 20 °С, кг/м

до 830 — особо легкая

830,1…850,0 — легкая

850,1…870,0 — средняя

870,1…895,0 — тяжелая

более 895,0 — битуминозная

0 (0

)

1 (1

)

2 (2

)

3 (3

)

4 (4

)

Массовая доля воды, %, не более

Концентрация хлористых солей, мг/дм

не более

Содержание механических примесей, % мас

не более

Давление насыщенных паров:

кПа

мм рт. ст.

0,5

100

0,05

66,7

500

0,5

300

0,05

66,7

500

1,0

900

0,05

66,7

500

Массовая доля, %, не более

сероводорода

метил- и этилмеркаптанов

100

Кроме того, тип нефти, поставляемой на экспорт, определяется поми-

мо плотности при 15 °С дополнительно по следующим показателям:

Выход фракции, в %,

не менее

До температуры:

200 °С

30 27 21 — —

300 °С

52 47 42 — —

400 °С

62 57 53 — —

Массовая доля парафина,

%, не более

6,0 6,0 6,0 — —

Условное обозначение марки нефти состоит из четырех цифр, со-

ответствующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти. На

пример, нефть марки 2,2

,1,2 означает, что она сернистая, поставляется

на экспорт, средней плотности, по качеству промысловой подготовки

380

соответствует 1-й группе и по содержанию сероводорода и легких мер-

каптанов — 2-му виду.

Подготовленную на промыслах нефть далее на НПЗ подвергают

вторичной, более глубокой очистке до содержания солей менее 5 мг/л

и воды менее 0,1 % мас.

На нефтепромыслах эксплуатируются различные системы сбopa

и подготовки нефти. На смену негерметизированным схемам, эксплуа

тация которых была связана с потерями газа и легких фракций нефти,

пришли экологически более безопасные герметизированные системы

сбора, очистки и хранения. Сырая нефть из группы скважин поступа

ет в трапы-газосепараторы, где за счет последовательного снижения

давления попутный газ отделяется от жидкости (нефть и вода), затем

частично освобождается от увлеченного конденсата в промежуточных

приемниках и направляется на газоперерабатывающий завод (или за

качивается в скважины для поддержания в них пластового давления).

После трапов-газосепараторов в нефтях остаются еще растворенные

газы в количестве до 4 % мас. В трапах-газосепараторах одновременно

с отделением газа происходит и отстой сырой нефти от механических

примесей и основной массы промысловой воды, поэтому эти аппара

ты называют также отстойниками. Далее нефть из газосепараторов

поступает в отстойные резервуары, из которых она направляется на

установку подготовки нефти (УПН), включающую процессы ее обез-

воживания, обессоливания и стабилизации.

В основе процесса обезвоживания лежит разрушение (дестабилиза

ция) нефтяных эмульсий, образовавшихся в результате контакта нефти

с водой, закачиваемой в пласт через нагнетательные скважины.

При обессоливании обезвоженную нефть смешивают с пресной

водой, создавая искусственную эмульсию (но с низкой соленостью),

которую затем разрушают. Вода очищается на установке и снова зака

чивается в пласт для поддержания пластового давления и вытеснения

нефти.

Стабилизацию нефти осуществляют на промыслах с целью сокраще

ния потерь от испарения при транспортировке ее до НПЗ. Кроме того,

присутствие в нефтях газов способствует образованию в трубопроводах

газовых пробок, которые затрудняют перекачивание.

Для стабилизации промысловой нефти с малым содержанием рас

творенных газов применяют одноколонные установки. Двухколонные

установки используют для стабилизации нефтей с высоким содержани

ем газов (более 1,5 % мас.), где вторая колонна служит для стабилизации

газового бензина.