СПОСОБ ХРАНЕНИЯ НЕФТИ В РЕЗЕРВУАРАХ, ИМЕЮЩИХ ВАКУУМНЫЕ КЛАПАНЫ Российский патент 1997 года по МПК B65D90/30 

Предложение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности, к способам хранения нефти и углеводородных жидкостей в резервуарах.

Известен способ хранения нефти в резервуарах, включающий поддержание в резервуаре избыточного, превышающего атмосферное, давления и сброс избыточных паров через дыхательный клапан в атмосферу (см. кн. Коршунов Е. С. Едигаров С. Г. "Промысловый транспорт нефти и газа". М. "Недра", 1975, с. 226-227).

Данный способ позволяет предотвратить переход части углеводородов из жидкой в газовую фазу за счет повышения давления, а также сохранить часть углеводородных паров в газовом пространстве резервуара в сжатом виде, не сбрасывая в атмосферу.

Недостатком способа является то, что при определенном давлении (1000-2000 Па), определяемом прочностью резервуара, углеводородный газ сбрасывается в атмосферу, а также выходит в атмосферу через щели и микротрещины, образующиеся в кровле и на стыках в межремонтный период. Так как продолжительность межремонтного периода составляет обычно 2 года и более, места утечек углеводородного газа выявляются с опозданием; в результате происходит загрязнение атмосферного воздуха в рабочей зоне резервного парка и на окружающей территории.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ хранения нефти в резервуарах, включающий отбор избыточных углеводородных паров из резервуаров по мере повышения в них давления и последующую утилизацию углеводородов (см. кн. Ткачев О. А. Тугунов П. И. "Сокращение потерь нефти при транспорте и хранении", М. "Недра", 1975, с, 110-111).

Данный способ позволяет отбирать пары из резервуаров до того, как давление поднимается до давления срабатывания дыхательного клапана, и, следовательно, предотвратить сброс паров в атмосферу.

Недостатком способа является то, что часть углеводородных паров под давлением газового пространства резервуара поступает в атмосферу через неплотности крепления резервуарного оборудования, а также щели и микротрещины, образующиеся на кровле, стенках и стыках в межремонтный период за счет коррозионного разрушения и воздействия знакопеременных нагрузок при дыханиях резервуаров. Например, язвенная и питтинговая коррозия (0,2-0,9 мм/год) приводит за период от 4 месяцев до 1-4 лет к образованию хаотично расположенных сквозных отверстий диаметров 5-6 мм, которые не поддаются своевременному выявлению в период хранения нефти. Особенно интенсивное разрушение кровли резервуара происходит при хранении нефти, содержащей сероводород, а также в резервуарных парках с длительным сроком эксплуатации. Переток углеводородных паров в атмосферу через отверстия, неплотности и т. д. приводит к тому, что давление в резервуаре не достигает значения, при котором срабатывает система откачки (отбора) избыточных паров. В результате углеводороды не утилизируются, а выбрасываются в атмосферу, загрязняя воздух в рабочей зоне и на прилегающей территории с превышением предельно-допустимой концентрации (ПДК) на 12% а при хранении сернистой нефти атмосферный воздух загрязняется также сероводородом с 5-14-ти кратным превышением ПДК.

Решаемая техническая задача состоит в том, что необходимо создать такой способ хранения нефти в резервуарах, который бы при минимальном наборе оборудования, минимальных затратах на реконструкцию имеющихся в промышленности технологических схем, обеспечивал бы своевременный отбор углеводородных паров из резервуаров, как изношенных и с длительным сроком эксплуатации, так и вновь вводимых, сокращая при этом потери и выбросы их в атмосферу, защищая окружающую среду от загрязнения и сохраняя ценное углеводородное сырье для нужд промышленности.

Целью предлагаемого способа является сокращение загрязнения атмосферы выбросами углеводородов.

Поставленная цель достигается описываемым способом хранения нефти в резервуарах, включающим отбор, компримирование и извлечение из паровоздушной смеси углеводородов.

Новым является то, что отбор паров ведут непрерывно, при этом давление P_рез в резервуаре поддерживают равным:
P_вак<P_рез<P_ат,
где P_вак давление срабатывания вакуумного клапана;
P_ат атмосферное давление.

Из доступных источников патентной и научно-технической литературы нам неизвестна заявленная совокупность отличительных признаков. Следовательно, предлагаемый способ отвечает критерию "существенные отличия".

На чертеже показана схема осуществления предлагаемого способа хранения нефти в резервуарах.

Способ осуществляется в следующей последовательности.

Нефть хранится в резервуаре 1 с вакуумным клапаном 2, кровля которого имеет неплотности 3. Из нефти выделяются газообразные углеводороды, которые отбираются (откачиваются) компрессором 4. Отбор углеводородных паров ведут непрерывно, при этом давление в газовом пространстве резервуара поддерживают ниже атмосферного, что позволяет предотвратить переток углеводородов из газового пространства в атмосферу.

Непрерывная откачка паров создает в газовом пространстве вакуум в пределах установки клапана 2 P_вак,, однако поступающий в резервуар 1 через неплотности 3 атмосферный воздух выравнивает давление в газовом пространстве до значения, близкого к атмосферному, в результате чего значение давления в газовом пространстве P_рез находится в пределах: P_вак<P_рез<P_ат.

Для предотвращения форсированного отбора углеводородных паров производительность компрессора 4 регулируют по давлению в газовом пространстве резервуара следующим образом: при снижении давления в резервуаре до величины P_вак датчик давления 5 подает сигнал на исполнительное устройство 6 (типа тиристорного преобразователя напряжения), снижающее число оборотов двигателя компрессора, или на клапан 7, осуществляющий перепуск газа с выкида компрессора на его вход, а при повышении давления до значения P_атм - датчик давления 5 подает сигнал на исполнительное устройство 6 для увеличения числа оборотов двигателя компрессора и, соответственно, для увеличения отбора паров.

После компримирования отобранных паров их утилизируют любым эффективным для конкретных условий способом, напpимер, путем извлечения углеводородов на установке 8 (например, холодильно-абсорбционным методом), а при хранении сернистой нефти дополнительно очищают от сероводорода нам установке 9 (например, окислительно-восстановительным методом). Остаточный газ утилизируется на концевых блоках или сбрасывается в атмосферу.

Пример.

Товарная высокосернистая нефть плотностью 890 кг/м³ с давлением насыщенных паров 420 мм рт. ст. с содержанием сероводорода 110 мг/л хранится в группе из 6-ти резервуаров РВС-5000; средний уровень заполненности резервуаров в группе 0,6. В результате испарения из нефти выделяются парообразные углеводороды, что приводит к образованию в газовом пространстве резервуаров избыточного объема паровоздушной смеси (ПВС) в интервале 120-160 м³/час при среднем значении 140, м³/час. Средняя концентрация углеводородов в резервуарах составляет 54 объемных сероводорода 10,3 г/м³. Паровоздушную смесь откачивают компрессором, исключающим возможность ее воспламенения с производительностью 160 м³/час, при этом в газовом пространстве резервуара поддерживается вакуум 50 Па (5 мм вод. ст.), в результате чего в резервуары поступает атмосферный воздух в количестве 10 м³/час. Так как производительность откачки (160 м³/час) превышает количество ПВС (140+10 м³/час), то вакуум в резервуарах повышается до 150 Па, после чего датчик давления 5 подает сигнал на исполнительное устройство 6 для снижения производительности компрессора 4 до 140 м³/час. При дальнейшем повышении вакуума (при уменьшении количества выделяющихся из нейти паров до 120 м³/час) датчик давления 5 подает сигнал на клапан 7 для перепуска части газа с выкида компрессора на вход, что приводит к повышению давления в газовом пространстве резервуара. При увеличении количества выделяющихся из нейти углеводородов объем ПВС возрастает до 160 м³/час и превышает производительность откачки (140 м³/час), в результате чего давление в резервуарах растет. При приближении величины давления в резервуарах к атмосферному, датчик давления 5 подает сигнал на исполнительное устройство 6 для увеличения производительности откачки паров компрессором до 170 м³/час. В результате давление в резервуарах поддерживается в интервале от P_вак до P_атм, что позволяет предотвратить выброс углеводородов и сероводорода в атмосферу. После компрессора сжатую ПВС направляют в блок извлечения углеводородов 8, где холодильно-абсорбционным методом извлекают до 95% углеводородов от потенциала (преимущественно, от пропана и выше) и далее в блок очистки от сероводорода 9. Очищенная ПВС с пониженным содержанием углеводородов (представленных, в основном, метаном и этаном) сбрасывается в атмосферу через свечу рассеивания.

Результаты, полученные при испытании известного и предлагаемого способа, приведены в таблице.

Как видно из таблицы, при использовании известного способа выбросы углеводородов и сероводорода достигают 40,4 г/с и 3,97 г/с, что приводит как к фоновому загрязнению, так и к единовременному превышению предельно-допустимых концентраций углеводородов на 12% и сероводорода в 5-14 раз. В то же время по предлагаемому способу выбросы углеводородов и сероводорода и, соответственно, загрязнение атмосферы этими веществами отсутствуют.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа улавливания углеводородных паров из резервуаров складывается за счет отсутствия потерь ценного углеводородного сырья и за счет предотвращения загрязнения атмосферы.

Использование: изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности, к способам хранения нефти и углеводородных жидкостей в резервуарах. Сущность изобретения: в способе хранения нефти в резервуарах, включающем отбор паров, компромирование и извлечение из паровоздушной смеси углеводородов, процесс отбора паров ведут непрерывно при результирующем давлении в резервуаре равным P_рез.<P_ат. 1ил. 1 табл.

1 Способ хранения нефти в резервуарах, имеющих вакуумные клапаны, включающий отбор паров, компримирование и извлечение из паровоздушной смеси углеводородов, отличающийся тем, что отбор паров ведут непрерывно, при этом результирующее давление в резервуаре поддерживают равным6 Р<Mv>вак<D> << Р<Mv>рез<D> << Р<Mv>ат<D>,1 где Р<Mv>вак<D> - давление срабатывания вакуумного клапана;4 Р<Mv>рез<D> - результирующее давление в резервуаре;4 Р<Mv>ат<D> атмосферное давление.