Система улавливания паров нефти и нефтепродуктов из резервуаров

СОЮЗ СОВЕТСКИХСОЦИАЛИСТИЧЕСКИХРЕСПУБЛИК 19) (11) 743 А 51) 4 В 65 Р 90 ПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССРПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ ОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВ(71) Уфимский нефтяной институт(56) Авторское свидетельство СССР906822, кл. В 65 Р 90/32, 1980.Тронов В. П. и др. Оценка эффективности технологии улавливания легких фракций нефти на промыслах. - Нефтяное хозяйство, 1983,1, с. 3437.Авторское свидетельство СССР1113320, кл. В 65 Р 90/30, 1984.МсСц(Ьап К. С. 5 ос)-(ап)с Уарог-гесоегу вуэепь 01 апд бак,)., 1960, ч. 58, )х 43, р.12 - 115.Норе Т. НудгосагЬоп чарог-гесочегу еавес). - 01 апд (агав ,)., 1974, ч. 72,25,р. 146 - 150.Сопе-гоо 1 апйаде, - 01 апд 1.)аь .)., 1958, у. 56,33, р. 222 - 224.(54) СИСТЕМА УЛАВЛИВАНИЯ ПАРОВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ(57) Изобретение относится к хранению нефти и нефтепродуктов. Цель изобретения повышение эффективности отбора паров и повышение надежности системы. Система включает дополнительный контур из компрессора высокого давления, холодильника и накопительного трубопровода с встроенными нагревателями и линией сброса конденсата. Дополнительный контур связан с буферносепарационной емкостью. Накопительный трубопровод (газгольдер) имеет встроенные нагреватели и связан с линией сброса конденсата. Система работает в двух режимах: режиме закачки углеводородных газов в резервуары при снижении давления в их газовом пространстве ниже 100 Па и режиме отбора паров углеводородов при повышении давления в газовом пространстве резервуаров свыше 900 Па. 3 ил., 1 табл.Изобретение относится к ранению нефти и нефтепродуктов при трубопроводном транспорте и может быть использовано в любой отрасли промышленности при ранении нефти и нефтепродуктов. Цель изобретения - увеличение дффективности отбора паров и повышение надежности работы системы.В изобретении уловленные пары нефти или нефтепродуктов после первой ступени компремирования и прохождения через буферно-сепарационную емкость напрдвпяются в дополнительный контур, включающий компрессор высокого давления, хололильник и накопительный трубопровод с встроенными нагревателями и датциками температуры, имеющий линию сброса конденсата.Использование дополнительного контура позволяет значительно повысить эффективность отбора паров за счет практически полной их конденсации, перевести работу системы на режим самообеспечения углеводородным газом, устраняет зависимость системы от сезонных колебаний темпера. тур и пиковых колебаний заполнения и, особенно, опорожнения резервуаров, что увеличивает належность ее работы.На фиг. 1 изображена технологическая схема системы улавливания паров нефти и нефтепродуктов из резервуаров; на фиг. 2 и 3 - графики отношения массы образующегося в трубопроводе - газгольдере конденсата к массе исходной газовой смеси при переменном давлении и постоянной температуре и переменной температуре и постоянном давл ен и и соответствен но.Тенологическая схема системы улавливдни паров нефти и нефтепродуктов из резервуаров (СУЛФ) содержит группу резервуаров 1 4, оборудованных дыхательными 5 и предохранительными 6 клапанами с сырьевыми трубопроводами 7 и 8 лля приема и отпуска нефти и нефтепродуктов и газоурдвннтельную систему 9, соединенную с газовым смесителем 10. На последнем установлены латцики 11 и 12 давления. Газовый смеситель соединен газопроводом 13 через отсекатель 14 и регулятор 15 давления с буферно-сепдрдционной емкостью 6 Другим газопроводом 17 через отсекатель 8 смеситель соединен с приемом компрессора 19 низкого давления, выкид которого соелиняется с вхопом буферно-сепардционной емкости 16. Откачка конденсата из буферно-сепарационной емкости осуществляется насосом 20 через конденсатосборник 21 по конденсатопроводу 22 с отсечным клапаном 23. На оуферно-сепарационной емкости установлены датчики 24 и 25 давления. Второй выход буферно-сепарционной емкости через компрессор 26 высокого давления и холодильник 27 газа соединен с приемом газонакопнтельного трубопровода (газгольдера) 28. Перед газгольдером устднов 5 1 О 15 20 25 30 35 40 45 50 55 лен регхлятор 29 давления ло себя, Выкил газгольдера через регулятор 30 давления после себя и отсечной клапан 31 соединен с буферно-сепдрационной емкостью. В газгольдер вмонтированы подогреватели 32 газа и подогреватели 33 конденсата. На входе подогревателей газа и конденсата установлены отсецные клапаны 34 и 35 прямого лействия соответственно. Газгольдер конленсатопроволом 36 с отсечным клапаном 37 соелинсн через конленсатосборник 21 с приемом насоса откачки конденсата. На газгольдере хстановлены датчик 38 давления, латчик 39 температуры конденсата, датчик 40 температуры газа, датчик 41 уровня лля сброса избыпгков конденсата и датчик 42 урони лля сброса не испарившихся остатков конденсат. Ьуферно-сепдрационная емкость 16 и емкость лля сбора конденсата 21 оборулонаны лтчиками 43 и 44 уроння соответственно. Трубцатый газгольдер 28 содержит линию 45 сброса газа на собственные нужды перекачивающей станции.(:истемд работает в двух режимах: режиме закачки углеводородных газов в резервуары при снижении давления в их газовом пространстве ниже 100 Па и режиме отбора паров углеводородов при повышении давления в газовом пространстве резервуаров свыше 900 Па.В первом режиме при снижении давления в резервуарах в 4 (когда откачка по объему превышает закачку) ниже 100 Пд (нижний предел) латчик 12 давления ползет сигнал нд открытие клапана 14 на линии 13. После открытия клапана гдз из буферносепарационной емкости6 пол избыточным давлением 0,05 МПа, поддерживаемом ре. гулятором 15 давления, поступает через гд. зоуравнительную систему 9 в газовое пространство опорожнемых резервуаров. При достижении давления в резервуарах и смесителе 10 600 Па клапан 14 закрывдется по сигналу датчика 2 (верхний предел).;1 двление в емкости 16 поддерживается в пределах 0 2- 0 5 МГ 1 а 3 ерез датчики 24 и 25 давления, полающих сигнал нд огкрытие клапана 3 или вклкчение компрессора 26 высокого лавлени на откачку. Гри снижении давления в буферно-сепарационной емкости ниже 0,2 МГ 1 подается сигнал на открытие клапана 3 по сигналу датчика 24 давления (нижний предел) и газ начинает поступать из накопительного грубопровола 28 в емкость 16 и лдлее после очистки от ка. цельной влаги в газоурдвнительнх к) систему 9. Гополнение системы газом осуществляется за счет принудительного испарения конленста в газгольлере 28 первонацдльно зд счет снижения двления, затем зд счет подогрев конденсата пологревдтелями 33, включенными в работу по сигналу латчикд 39 температуры за сцет открытия клапана 35 (нижний предел 1 О - 20(,. При снижении гемпердтх)ы гдз в гдзгольлере нн133743 же сре,ней расчетнои температуры здзового и рост рз нствд резс рвуа ров вкл к)чается по- дГ)грев)тель 32 газа, встроенный в газовое прострднст)ЗГ) трбчдтГ)г газгольдера 28, открытием клапана 34 по сигналу ддтчика 40 5 темперг)туры. )то условие необходимо для предотнрдщения обратного конденсдтообразования при переохлаждении газа при его дросселировднии в регуляторах 30 и 15 давления. 11 роцесс принудительного испарения конденсата ведется до достижения давле 1 О ния в газгольдере 28- 0,3 МПа при температуре газовой фазы, равной расчетной, с учетом понижения температуры газа при дросселировании во время подачи его в газовые пространства резервуаров. Темпера тура подаваемого в газовое пространство резервуаров газа должна быть ниже температуры в газовых пространствах, но выше 0 С по условию конденсации паров.Во втором режиме при повышении давления в газовом пространстве резервуаров 20 свыше 900 Га датчик 11 давления (верхний предел) ползет сигнал на открытие клапана 18 и включение в работу компрессора 19 низкого давления, откачивающего избытки газа из газоуравнительной системы и емкости 10 (объемы закачиваемой в резервуары 1 - 4 нефти преобладают над объемами откачки) в буферно - сепарационную емкость 16. Откачка газа ведется до сниКомпоненты объема7 ресат.)ата Времяотбо- , тбрарагробыпробы со, Г( О, Г с, с, ( р, Л 1 .с,с, е ,у0 19 ,36 0 00 )З 59 56 76 . 36 1 78 3 02 ),Г О 09 0,13 3,77 О,ОО 8,91 59,53 5, 16,19 5,03 9,28 1,9 0,22 1,908 1(ЛОЬ Ч ч1) мич 0,16 а,90 0,68 8,18 38,7 а 8,) ,9 6,63 5 7" 0,1 а 1 ,08 )ч (мин 2,129 О, 9,80 33,36 9, 1 28,28 9,3 а 8,0) 3,89 О, 30 О,6 3,67 0,( 12,83 55,а 9,51 1),;7 3,6 3,62 1,78 О, 1 Л 1 Я,Г)3 7 чО) мин 1,963 0,2 2,18 О,ОС 8,7 1,85 5,5 16,95 5,90 5,53 3, 0,38 Г),а 6,37 О,О 11,9 Г 56,89 9,3" 1, Г 3,22 2,65 1,01 0,08 О 2259 О 00 95 3 ; 39 15 7092 а 05 1 Ва Р 19 15,08 1195 мии 1, 966 а,5 (1,99 ,а 7 6,17 5,00 0,2 1 И, 1 О 3, 3 1 Г,;)т) и,(В 8чнн 2,013 0,91 1,9 О,О) ,.9 .,3 ,.Л Ь Ос 6,66 6,2 3,56 С,.В При этих условиях обеспечивается максимальная поверхность для испарения кон денсата при переходе системы на работу впервом режиме.Одной из особенностей предлагаемой системы является постоянное накопление нестабильного бензина в составе конденсата, что приводит к снижению испаряемости конденсата при оптимальных параметра работы системы. С целью устранения этого недостатка по мере ухудшения качества конденсата производят сброс его остатков из В таблице приведены состав и плотностьуглеводородной части паровоздушной смесив ГП резервуаров. Накопление конденсата в трубчатом газгольдере происходит до 2/3 его диаметра. При этом уровне срабатывает датчик 41 уровня, выддк)щий сигнал на откачку избытков конденсата через трубопровод 36 с отсечным клапаном 37 в конденсатосборник 21. Сброс конденсата осуществляется до половины диаметра (середины) газгольдера. жения давления в газовом пространстве резервуаров до 200 Па. Остановка кГ)м)рессора и закрытие клапана 18 осущетвляется по сигналу датчика 11 (нижний п)ндел). Если в процессе откачки давление в буферно-сепарационной емкости возрастает свыше 0,5 МПа, датчик 25 давления подает сигнал на включение компрессора 26 высокого давления, связанного через олодильник 27 газа и регулятор 29 давления типа до себя с накопительным трубопроводом 28. Под действием давления и снижения температуры газа в холодильнике основная масса газа конденсируется и скапливается в нижней части накопительного трубопровода. Наиболее оптимальным является поддержание режима: давление в пре. делах 1,8 - 2,0 МПа, температура от 20 до 30 С. При этих условиях процесс конденсации идет наиболее эффективно для составов паров, характерных для условий хранения нефти на нефтеперекачивающих станциях (фиг. 2, 3). Как видно из фиг. 2 и 3, при этих параметрах конденсируется от 90 до 950/О и выше всех уловленных паров нефти (для нефтепродуктов процент конденсации выше 95 г при данных условиях). Расчеты произведены по известной методике. Для расчета взят типовой состав паровой смеси, характерный для нефтяных резервуаров головных сооружений.Кг= 1,3 - 1,5 10 15 20 25 30 35 40 Формула изобретенин 45 50 55 Кг Кз Ч- Н газгольдера церез конденсатосборник на прием насоса 20 откачки конденсата. Сброспроизводят в начальный период работы системы во втором режиме после откачки всейнефти из резервуаров (период начала запол.нения резервуаров) по сигналу датчика 42уровня. Если в течение длительного периодавремени полная откачка нефти из резервуаров не производилась, то такую ситуацию по мере необходимости создают ггскусственно,Необходимое количество газа на собственные нужды перекачивающей станцииотбирается из газгольдера по трубопроводу 45 (для работы котельной). Конденсат из конденсатосборника 21 подается посигналу датчика 44 уровня на прием насоса 20, а затем на прием подпорных насосов перекачивающей станции.В обоих режимах клапаны 5 и 6 нарезервуарах являются предохранительными - предотвращающими аварийное (свыше2000 Па) повышение давления в их газовых пространствах.Основным требованием к системе при еепроектировании является предотвращение попадания в газовое пространство резервуароввоздуха при их полном опорожнении. Длявыполнения этого требования должно соблюдаться условиеЧ. (1 - К-)К,Чнгде Ч максимальный объем нефти, откациваемый из резервуарного парка,нм;К- - удельный объем паров, выделяющийся в резервуарах из нефти завремя откачки, нм/м;К.с. - удельный объем испарившегося конденсата при его принудительном испарении, нм/м;Ч полезный объем накопительноготрубопровода (объем жидкой фазы).По опытным данным для нефти Татарии Ко = 0,2 0,4 нм/м. Так как ирипринятых параметрах работы системы происходит в основном испарение пропан-бутановой фиакции, принимают Кисл = 222290 нм/м .Определяют из этих условий полезныйобъем жидкой фазы в накопительном тру.бопроводе для группы из шести резервуаров. Максимальный объем откачки нефтипо анализу журналов приема - сдачи равен25000 м. Приняв Кон = 0 2 нм /м,Крисп = 222 нм/м, получают Ън. = 100 м.Полный объем накопительного трубопровода должен быть в этом случае где К = 0,5 - коэффициент заполнения накопительного трубопровода жидкой фазой; коэффициент, учитывающий содержание испаряющихся бензиновых фракций в конденсате;Кг = 1,5- - 2,0 -- коэффициент запаса,учитывающий точность расчетов и повышенную надежность.С учетом этих данных получают для нашего случая Чнс = 560 м.Таким образом, расчетная длина накопительного трубопровода, выполняемого из труб большого диаметра, например 1220 мм, составляет порядка 500 м, цто вполне приемлемо с точки зрения размещения его на территории резервуарного парка и затрат на строительство. Применение накопительного трубопровода вместо стационарных емкостей вызвано необходимостью создания развитой поверхности испарения, необходимой для обеспечения требуемой скорости испарения, соответствующей высокой производительности современных насосных агрегатов нефтеперекачивающей станции (до10000 м/ч). Система улавливания паров нефти и нефтепродуктов из резервуаров отличается более высокой надежностью в работе, так как не подвержена влиянию пиковых колебаний заполнения и особенно опорожнения резервуаров, не подвержена сезонным колебаниям температуры окружающей среды, так как сохраняет высокую эффективность конденсатообразования и принудительного испарения в любое время года за счет изменения параметров работы системы и их близости к температуре окружаюьцей среды. Предлагаемая система в отличие от известных является более универсальной, поскольку не зависит от иобоч. ных истоцников газа и в случае опорожнения резервуаров использует пары кон. деисата для герметизации их газовых пространств. Система улавливания паров нефти и нефтепродуктов из резервуаров, предусматривающая принудительный отбор паров ири их заполнении и подачу углеводородов в газовое пространство резервуаров при их опорожнении, включающая газоуравнительную систему резервуаров, связанную с компрессором низко о давления и буферно-сеиарационной емкостью, оборудованной датчиками давления и системой откачки конденсата, трубопроводами и установленными на них отсечными клапан а ми, т гичаюа(анан тем, что, с целью повышения эффективности и повышения надежности, она сиаб. жена связанным с буферно-сеиарациониой емкостью доиолнителы(ым контуром, включающим компрессор высокого давления,1 ЗЗ Ю 1,7 05 0,15 чОЗПЮ О,1 ОВ ОЯ 1 хол одил ьн и к и н а коп ител ьн ы й тр убоп ровод - газгольдер с встроенными нагревателями и линией сброса конденсата, причем газгольс.40 дер б; удонан ачцкнми миуста н еннымн н его газовойсатной зонах.33743 4 2 тель В.ерес по ошк Редактор Н. БобковЗаказ 3742/16ВНИИПИ Государст по делам шская на итие, г. Уж Ра едприПроизво 7570б а Техре Тира венного комитета 113035, Москва, Ж - 3 еино-полиграфическое п