Способ улавливания легких фракций из резервуаров и установка для его осуществления

ЛЕГКИХ СТАНОВ(2 ) 4949712/26 (2 ) 27,06,91 (4 ) 30,08.93, Бюл. М 32 (7 ) Татарский государственный научно-иссле овательский и проектный. институт нефтя ой промышленности (7 ) В,П.Метельков, В.П.Тронов, А.В.Трон, Р.С.Гайнутдинов и А,В.Метельков ( Татарский государственный научно-иссл овательский и проектный институт нефт ой промышленности ( Ткачев О,А. и Тегунов П.И, Сокращение и ерь нефти при транспорте и хранении. М Недра, 1988, с. 110 - 111, ( СПОСОБ УЛАВЛИВАНИЯ Ф АКЦИЙ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ ИУДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ( Сущность изобретения: изобретение отн ится к нефтегазовой промышленности, в ч тности к сбору, подготовке и транспорту н ти и газа. Цель изобретения - снижение м ериальных затрат и защита окружающей с ды, Установка включает трубопровод,ервуар с приемными и выкиднымилиния и, соединенные газоуравнительной обкой; подключенной к паровым обьемам ервуаров через огнепреградители, развные диафрагмы, газопровод, соединяющ й газоуравнительную систему с к денсатосборником, конденсатопроводы. насос откачки конденсата, газопровод от конденсатосборника до подключения к нисходящему участку сифона. На газопроводе установлен газорегуляторный пункт (ГРП) с выходными и входными регулирующими клапанами, соединенными функционально с помощью датчиков давлений с паровыми объемами резервуаров и обьемом, заключенным между внутренней и наружной трубами нисходящего участка сифона, Верхняя часть нисходящего участка сифона соединена с объемом внутренней трубы с помощью воронки, конец которой пропущен в трубе на 0,4 - 0,5 м, Внутренняя труба снабжена диафрагмами, установленными через 1 м и имеющими квадратные и треугольные отверстия. Установка снабжена также нефтерегуляторными пунктами (НРП), расположенными соответственно на подключении трубопровода к восходящей линии сифона, на байпасной линии последнего и на приемных линиях резервуаров, причем НРП соединены функционально с датчиками давлений на конденсатосборниках- на резервуарах, и гидродинамическим .трубным абсорбером. Последний включает приемный патрубок, корпус с установленными в нем перегородками, трубопровод с регулируемыми вентилями, перфорированными трубами и выкидной патрубок. 2 с.п.ф-. лы,5 ил., 2 табл.азовой сбору, газа, и ах принефти, ющихся Изобретение относится к нефте мышленности, в частности к готовке и транспорту нефти и жет быть использовано в систем , обработки, хранения и отпуска тепродуктов, а также испаряретения - снижение материи защита окружающей среды. цель достигается описывае. включающим ввод жидких жидкостеи в различныххозяйства.Цель.изобальных затратУказаннаямым способом слях народногоуглеводородов в резервуары, перераспределение паров нефти между резервуарами и утилизацию их избытков.Установка для осуществления способа включает резервуары, подводящие и отводящие нефтепроводы, газоуравнительную обвязку, конденсатосборник, запорную и регулирующую арматуру, датчики давления газа в паровых объемах резервуаров и на конденсатосборнике,На фиг. 1 изображена предлагаемая установка; на фиг, 2 - узел на фиг, 1; на фиг, 3 - разрез Б-Б на фиг. 1; на фиг. 4 - разрез В - В на фиг, 1; на фиг, 5 - гидродинамический трубный абсорбер.Установка включает трубопровод 1, резервуары 2 с приемными 3 и выкидными 4 линиями, соединенные газоуравнительной обвязкой 5, подключенной к паровым объемам резервуаров через огнепреградители 6, разрывные диафрагмы 7, газопровод 8, соединяющий газоуравнительную обвязку с конденсатосборником 9, конденсатопроводы 10, насос откачки конденсата 11, газопровод 12 от конденсатосборника до подключения к нйсходящему участку сифона 13, На газопроводе 12 установлен газо. регуляторный пункт(ГРП) 14 с входным 15 и выходным 16 регулирующими клапанами, соединенными функционально-с помощью датчиков давлений 17 и 18 - с паровыми объемами резервуаров и объемом, заключенным между внутренней 19 и наружной 20 трубами нисходящего участка сифона (см,узел А), Верхняя часть нисходящего участка сифона соединена с объемом внутренней трубы 19 с помощью воронки 21, конец которой пропущен в трубу 19 на 0,4-0,5 м. Внутренняя труба 19 снабжена диафрагмами 22 и 23, установленными через 1 м и имеющими квадратные 24 и треугольные 25 отверстия, Установка снабжена также нефтерегуляторными пунктами (НРП) 26, 27, 28. 29, расположенными соответственно на подключении трубопровода 1 к восходящей линии сифона 13, на байпасной линии последнего и на приемных линиях резервуаров, причем НРП соединены функционально с датчиками давлений 30 и 31 на конденсатосборнике, 32, 33 - на резервуарах, и гидродинамическим трубным абсорбером 34, Последний (фиг. 2) включает приемный патрубок 35, корпус 36 с установленными в нем перегородками 37, трубопровод 38 с регулируемыми вентилями 39, перфорированными трубами 40 и выкидной патрубок 41.Система работает следующим образом, В начальный момент нефть по трубопроводу 1 под избыточным пьезометриче 40 тосборнике давления (400 - 600 Па) (величина последнего определяется из условия оптимального распределения перепадов давлений между резервуарами, конденса 50 тосборником и подключением к нисходящему участку сифона, обеспечивающему минимальные затраты на сооружение и эксплуатацию системы), по сигналам от датчиков давлений 30, 31 открывается регулирующий клапан в нефтерегуляторном пункте 26 и одновременно прикрывается регулирующий клапан в нефтерегуляторном пункте 27, Благодаря этому часть поступающей из трубопровода 1 неФти направляется по восходящей линии сифона, а затем, ми 5 10 15 20 25 30 35 ским напором, создаваемым предыдущей насосной станцией (глубинными насосными установками скважин, кустовыми насосными станциями системы поддержания пластового давления, дожимными насосными станциями нефтяных месторождений или нефтеперекачивающими станциями магистральных нефтепроводов), равным 0,2- 0,6 МПа, через нефтерегуляторный пункт 27 поступает в гидродинамический трубный абсорбер 34, выполняющий в начальный момент функции трубопровода,и далее по приемным линиям 3 через нефтерегуляторные пункты 28, 29 в резервуары 2, оснащенные сигнализаторами напора 17, 32, 33, обеспечивающими функциональную связь с газо- и нефтерегуляторными пунктами (14, 26, 27, 28, 29),Выделившиеся в резервуарах 2 легкие фракции по газоуравнительной обвязке 5 перераспределяются между паровыми объемами, а их избытки поступают в газопровод 8. Под воздействием изменяющихся термодинамических параметров происходит конденсация основного. объема тяжелых углеводородов (С 4, С 5+) и влаги, Конденсат из газопроводов стекает в конденсатосборник 9, откуда по конденсатопроводам 10 и насосом 11 откачивается в трубопровод 1, Осушенный от конденсата и влаги газ по трубопроводу 12 поступает на прием газорегуляторного пункта 14. Дальнейшему пути уловленных легких фракций предшествуют следующие .операции. Вместо перешедших из газовой в жидкую фазу молекул углеводородов в газоуравнительную обвязку 5 и газопровод 8 из паровых объемов резервуаров поступают новые порции легких фракций. Процесс охлаждения иконденсации непрерывно повторяется с каждой новой порцией легких фракций, Тяжелые углеводороды (С 4, С 5+8) и влага переходят в конденсат, а осушенный от них газ направляется в газопровод 12.По достижении заданного в конденса 183793210 15 авлений в газопроводе от конденсатосборика до сифона. При рабочем давлении в аровых объемах резервуаров в 2000 Па ивелении в конденсэтосборнике 400 - 600 Па 20 ерепад давлений в газоуравнительной си 35 лапан 16 газорегуляторного пункта 14, че ез который газ из газопровода 12 поступат в кольцевой зазор, образуемый трубами 19 и 20 сифона, а затем в жидкостной поток, роходящий по внутренней трубе 19. В поледнем легкие фракции диспергируют в 5 О ефти; для чего во внутренней трубе 19 ниходящего участка сифона создают турбуентный режим движения (йе 2000), беспечивающий пульсации, направленные нуя перевальную точку, через воронку 21 поступает во внутреннюю трубку 19 нисхоящего участка, В последнем осуществляетя перевод избыточного пьезометрического апора в скоростной, При этом пьезометриеский напор снижается до 50-100 Па, изб. збыточный пьезометрический напор в труопроводе 1 составляет, в зависимости от словий эксплуатации 0,2-0,6 МПа. Для ромысловых резервуэрных парков харакерен нижний, а для резервуаров нефтепеекачивающих станций магистральных ефтепроводов - главным образом верхний редел. Перевод пьезотермического в скоостной напор на нисходящем участке сиона обеспечивает необходимый перепад теме резервуарного парка составляет 400-1600 Па, а между конденсатосборниом и сифоном при давлении в последнем О - 100 Па, 300-550 Па, Благодаря этому оздаются необходимые газодинамичекие условия для реализации предложенного способа улавливания легких ракций, По достижении пьезометрическоо напора в межтрубном пространстве ниходящего участка сифона 50 - 100 Па, изб, ( еличина последнего определяется изуслоия оптимизации затрат на сооружение гаопровода от конденсатосборника до ифона и обеспечения безопасной эксплуаации, исключающей возможность вакуума,одсоса воздуха и образования взрывоо-асной смеси, при увеличении пьезометричекого напора в этой области значительно озрастают затраты нэ сооружение и эксплутацию газопроводов, а при уменьшении повляются осложнения с обеспечением езопасной эксплуатации), по сигналу от атчика давлений 18 открывается выходной од прямым углом к движению потока, скоость которых, согласно теории Тейлора, и редел я ется ка к фун кци я средней скорои потока и коэффициента гидродинамичекото сопротивления; 25 30Р =10-Н у,(2) где Н - высота взлива нефти,м;у - ее удельный вес, кг/м,зПри повышении давления в первом походу резервуаре до величины рабочего давления по сигналу от датчика давления газа32 в паровом объеме осуществляется прикрытие клапана нефтерегуляторного пункта28 на его приемной линии и переключениепотока нефти на другой резервуар. По достижении давления в паровом объеме этогорезервуара до максимально допустимогоклапан; нефтерегуляторного пункта 29 наприемной линии второго резервуара закрывается, юрием нефти в него прекращаетсяПредложенный способ и система дляего осуществления были испытаны на опытно-промышленном полигоне Ромащкинскогоместорождения, в состав которого входилидва резервуара РВС, оснащенные газоуравнительной обвязкой, конденсаторосборником и новыми элементами (сифоном,гидродинамическим трубным абсорбером идр,), обеспечивающими реализацию предлагаемого технического решения.Удельный вес нефти составлял 860 кг/м,плэстовой воды - 1098 кгlм, а эмульсии -3,50, зВ резервуары поступала отсепарированная на установках 1 и И ступеней сепарагде асср - средняя скорость потока:а - коэффициент гидравлического сопротивления.Для этой цели внутреннюю трубу 19 нисходящего участка сифона оборудуют диафрагмами 22, 23 с квадратными 24 и треугольными 25 отверст 1 чми, в углах. которых создаются вихревые потоки, способствующие дополнительному дис-. пергированию газообразных легких фракций в нефти, Из нисходящего участка сифона нефть с газом поступает в трубопровод 1, в котором обьединяются два потока, а затем - в гидродинамический трубный абсорбер 34 (фиг. 2), в котором, благодаря многократному прохождению легких фракций через слой нефти, обеспечивается эффективная абсорбция их и растворение. Затем газожидкостная эмульсия по приемному трубопроводу 3 через нефтерегуляторный пункт 28 поступает в резервуар. В нем продолжается процесс растворения газообразных легких фракций в нефти, обеспе" чиваемого за счет давления нефтяного столба:. ции нефть в количестве 4800 т/сут. Обводненность нефти составляла 77-850/:В резервуарах осуществлялось предварительное обезвоживание нефти. Обводненность на выходе из последних составляла 512-17%Обработанная в резервуарах нефть направлялась на установку комплекснойподготовки,. где осуществлялись обезвоживание, обессоливание и стабилизация. 10В резервуарах выделялось 2-5 нм лег- .3ких фракций на тонну нефти. Углеводородныйсостав последних. перед пуском системыулавливания приводится в табл. 1,Температура нефти в резервуарах и начальная температура выделяющихся о нихлегких фракций составляла 301 К (28 С). Молекулярный вес был равен 48,42 кг/кмоль, аплотность - 2,010 кг/нм .зКак видно из табл. 1, в составе легких 20фракций, выделяющихся в резервуарах,находилось более 50% мас тяжелых углеводородов (С 4+8), бтносящихся, при нормальных условиях, к жидкостям. В их составе. было более 30% пропана, занимающего 25промежуточное положение между жидкостью и газом.Испытания приводились в зимний и летний периоды при температуре наружного.воздуха соответственно 250-258 К ( - 23 - 30-15 С) и 295-288 К(15-22 С).Высота вэлива в резервуарах находилась о пределах 7,2-11,5 м, уровень разделафаз неФть-вода - 4-6 м,Углеводородный состав легких фракций 35нефти, выделившихся в резервуарах при работающей системе улавливания, приводится в табл. 2.Молекулярный оес газа составлял45,85 кг/кмоль, аплотность 1,910 кг/нм . В их 40составе несколько менее 500 тяжелых углеводородов (Сд+в) 46,74% масс,), о то времякак количество легких компонентов, по сравнению с аналогичными данными до пускасистемы, несколько возросло. Последнее объясняется влиянием герметизации паровыхобъемов резервуаров, удаления из них воздуха и его насыщением легкими компонен, тами легких углеводородоо, переходящих изнефти в паровой обьем резервуаров. 50 Формула изобретения 1. Способ улавливания легких фракций из резервуаров, включающий воод жидких углеводородоо в резервуары, перераспределение паров нефти между резервуарами и утилизацию их избытков, о т л и ч а ющ и й с я тем, что, с целью снижения материальных затрат и защиты окружающей среды, перед вводом жидких углево- дородов в резервуары их разделяют на доа потока, в одном из которых снижают избыточный пьезометрический напор до 50-100 Па и вводят в него легкие фракции из газоуравнительной системы, причем при вводе их диспергируют, затем оба потока объединяют и абсорбируют легкие фракции нефтью,2. Установка улавливания легких фракций иэ резервуаров, включающая резервуары, подводящие и отводящие нефтепроводы, .газоуравнительную обвязку, конденсатосборник, запорную и регулирующую арматуру, датчики давления газа в паровых объемах резервуаров и на конденсатосборнике, о т л и ч а ю щ а я с я тем, что, с целью снижения материальных затрат и защиты окружающей среды, она снабжена установленными на подводящем нефтепроводе в резервуары сифоном и соединенным с его нисходящим участком гидродинамическим трубным абсорбером,нисходящий участок сифона снабжен датчиком давления газа и соединен с газовой зоной конденсатосборника посредством трубопровода, снабженного газорегуляторным пунктом, регулирующие клапаны которого соединены функционально с датчиками давления газа в паровых объемах резервуара и на нисходящем участке сифона, восходящая и байпасная линии сифона снабжены нефтерегуляторными пунктами, исполнительные механизмы, которых соединены функционально с датчиком давления газа на конденсатосборнике, а подводящие нефтепроводы перед резероуарами снабжены нефтерегуляторными пунктами, исполнительные механизмы которых функционально соединены с датчиками давления газа в паровых обьемах резервуаров., ул.Гагарина,аказ 2881 ВНИИП Тираж Подписноесударственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ ССС 113035, Москва, Ж, Раушская наб., 4/5