СПОСОБ УЛАВЛИВАНИЯ ЛЕГКИХ ФРАКЦИЙ НЕФТИ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ Российский патент 2000 года по МПК B01J19/00 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности, к способам улавливания и утилизации продуктов испарения нефти в резервуарах.

Известен способ улавливания легких фракций нефти из резервуаров, включающий отвод газа из резервуаров по газоуравнительной обвязке в газонакопительную емкость при повышении давления в резервуарах и возврат газа при снижении давления в резервуарах (см. книгу: Коршунов Е.С., Едигаров С.Г. "Промысловый транспорт нефти и газа", М.: Недра, 1975, 296 с. С. 227-228). Данный способ позволяет сократить потери и выбросы углеводородов в атмосферу.

Недостатком способа является то, что в силу ограниченности объема газонакопителя (по сравнению с газовым пространством резервуарного парка), избыточные пары из резервуаров при заполнении их нефтью сбрасываются через дыхательные клапаны в атмосферу, а при опорожнении резервуаров в них поступает воздух, что приводит к интенсификации процесса испарения нефти в резервуарах. Кроме того, наличие воздуха в паровой фазе препятствует утилизации паров путем подачи их в газосборную сеть.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ улавливания легких фракций нефти из резервуаров, включающий отбор паров углеводородов при повышении в них давления (при заполнении нефтью и возрастании температуры в паровом пространстве) и подачу сухого или инертного газа (не содержащего кислород) в резервуары при откачке нефти или снижении температуры в паровых пространствах (см. книгу Тронова В. П. "Промысловая подготовка нефти за рубежом", М.: Недра, 1983, 224 с. С. 72).

Данный способ позволяет сократить потери ценных углеводородов благодаря возможности утилизировать невзрывоопасную (без кислорода) смесь подпиточного газа и паров углеводородов, например, путем сжигания в печах или подачи ее в газообразную сеть.

Недостатком известного способа является то, что при улавливании (и полной утилизации) газообразных компонентов бензиновый потенциал нефти снижается из-за перехода из нефти в среду подпиточного сухого или инертного газа тяжелых компонентов C₄-C₅. При этом газ, обогатившись ценными для нефтехимии компонентами, поступает или на сжигание в печи, или в газопровод, где фракции C_4+высш теряются в результате конденсации. Исследование перераспределения углеводородов между фазами в сырьевом резервуарном парке НГДУ "Азнакаевнефть", результаты которого приведены на фиг. 1, показано, что при подпитке парового пространства резервуаров сухим газом с содержанием метана 96 об.% из нефти в газовую фазу переходят компонент от этана и выше.

Решаемая техническая задача состоит в том, что необходимо создать такой способ улавливания легких фракций нефти, который при минимальных затратах на реконструкцию имеющихся в промышленности технологических схем, обеспечивал бы эффективный отбор и утилизацию паров нефти, сохраняя при этом наиболее ценные компоненты в жидкой (нефтяной) фазе.

Целью изобретения является сокращение потерь жидких углеводородов при одновременном улавливании паров нефти с последующей утилизацией.

Поставленная цель достигается описываемым способом улавливания легких фракций нефти из резервуаров, включающим отбор паров углеводородов при повышении в резервуарах давления и подачу в резервуары подпиточного газа, не содержащего кислород, при снижении в них давления.

Новым является то, что в качестве подпиточного газа используют нефтяной газ с содержанием компонентов C_2+высш не менее 32 об.%.

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

На фиг. 2 изображена схема осуществления предлагаемого способа.

Установка для осуществления способа улавливания легких фракций нефти из резервуаров содержит резервуары 1, компрессор 2, источник сухого газа 3, газопровод промыслового нефтяного газа 4, линию подачи сухого газа 5 с клапаном 6, линию подачи нефтяного газа 7 с клапаном 8, датчик давления 9, пульт автоматики 10, газоуравнительную обвязку 11.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

При повышении давления до заданного в резервуарах 1 датчик давления 9 подает сигнал на включение компрессора 2, который откачивает, сжимает и подает газ в газопровод для сбора промыслового нефтяного газа 4 и далее - на газоперерабатывающий завод. При снижении давления в резервуарах 1 (например, при откачке нефти) ниже заданного датчик давления 9 подает сигнал на пульт автоматики 10, который распределяют сигнал на отключение компрессора 2, на открытие клапанов 7 и 8. Проходное сечение клапанов 7 и 8 отрегулировано таким образом, чтобы в газоуравнительную обвязку 11 по линиям подачи сухого 5 и нефтяного 6 газа поступала смесь с содержанием компонентов C_2+высш не менее 32 об. %. Подаваемый подпиточный газ распределяется через газовую обвязку 11 по резервуарам 1, заполняя их паровое пространство и восстанавливая в них заданное давление. Подпиточный газ с содержанием компонентов C_2+высш 32 об. % препятствует выделению из нефти ценных компонентов C₄-C₅, в результате чего в дальнейшем при цикле откачки газа из резервуаров компрессором 2 в газопровод 4 подают газ без избыточного содержания бутан-пентановых фракций. Таким образом, в нефти сохраняют бензиновый потенциал, а также предотвращают потери от конденсации бутан-пентановых фракций при транспортировании газа по газопроводу.

Были проведены исследования по влиянию состава подпиточного газа на процесс испарения нефти в резервуарах. Пять вариантов газовых смесей в различных пропорциях (N1 - "метан + этан", N2 - "метан+пропан", N3 - "метан + бутан", N4 - "метан + этан + пропан + высшие с преобладающим содержанием пропана над этаном" и N5 - "метан + этан + пропан + высшие с преобладающим содержанием этана над пропаном") в количестве 1 м³ смешивали с товарной нефтью в количестве 1 т и определяли количество перераспределившихся компонентов между жидкой и газовой фазами при термодинамических условиях в резервуаре: давлении 0,1 МПа и температуре 20 - 25^oC. Результаты исследования приведены в табл. 1.

Из данных табл. 1 видно, что во всех вариантах газовых смесей имеются такие соотношения компонентов в смеси, при которых количество нефти уменьшается или возрастает. Например, в варианте 1 контактирование нефти со смесью 80% метана и 20% этана приводит к уменьшению количества нефти с 1000 до 999,343 кг, а если газовая смесь состоит из 40% метана и 60% этана, то количество нефти возрастает до 1000, 451 кг.

На фиг. 3 представлены обобщенные результаты в виде линий тренда по данным табл. 1 (номера кривых соответствуют номерам вариантов табл.1), откуда видно, что количество нефти не уменьшается после контактирования с подпиточным газом при содержании этана, пропана и бутанов в смеси с метаном, соответственно, не ниже 42, 28 и 22 об.%. В интервале между кривыми 1 ("этан") и 3 ("бутан") близко к кривой 2 ("пропан") находятся кривые 4 и 5, построенные для смесей метана с компонентами от этана и выше в пропорциях, характерных для промысловых условий, которые пересекают ось абсцисс в точках 28 и 32 об.%. При содержании компонентов "этан+высш" в подпиточном газе в интервале от 28 до 32 об.% возможно как донасыщение нефти газом (кривая 4 находится над осью абсцисс), так и испарение нефти (кривая 5 опускается ниже оси абсцисс). При содержании компонентов "этан+высш." больше 32 об.% потери массы нефти за счет перехода жидких компонентов из нефти в газ заведомо не происходит (обе кривые 4 и 5 находятся выше оси абсцисс).

Таким образом, подача в резервуары подпиточного нефтяного газа с содержанием компонентов C_2+высш не ниже 32 об.% предотвращает испарение нефти и обеспечивает сокращение потерь жидких углеводородов.

Пример конкретного выполнения.

В резервуары с товарной нефтью (состав, вес. %: этан 0,06; пропан 0,65; изобутан 0,34; н-бутан 1,28; изопентан 1,04; н-пентан 1,34; гексан 3,25; гептан+высш 92,04) подают смесь с содержанием компонентов C_2+высш равным 33,8 об. %, образованную из топливного газа с содержанием метана 96 об. % и газа второй ступени сепарации (состав, об.%: C₁ 6,76; C₂ 20,78; C₃ 47,64; C₄ 17,64; C₅ 5,61; C_6+высш - 1,57). Поскольку содержание тяжелых компонентов C_2+высш в подпиточном газе не превышает 32 об. %, то испарение компонентов C₄-C₅ из жидкой фазы в газовую фазу минимально.

Результаты испытания известного и предлагаемого способов приведены в табл. 2.

Из табл. 2 видно, что при использовании предлагаемого способа количество нефти не уменьшается, а содержание компонентов C₄-C₅ уменьшается незначительно с 4 до 3,99 вес. %, в отличие от известного способа, при котором количество нефти снижается до 2996,52 кг при одновременном уменьшении содержания фракции C₄-C₅ с 4 до 3,94 вес. %. При этом содержание компонентов C₄-C₅ в подпиточном газе после контактирования с нефтью по предлагаемому способу также меньше, чем по известному (28,79 об.% против 29,05 об.%). Давление насыщенных паров нефти при предлагаемом способе незначительно (на 23 мм рт.ст. или на 6%) превышает данный показатель при известном способе, причем в результате использования как известного, так и предлагаемого способов давление насыщенных паров нефти не превышает нормативного (500 мм рт.ст. при 38^oC).

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа улавливания легких фракций нефти складывается из прибыли от сокращения потерь бутан-пентановых фракций при транспортировании по газопроводу и сохранения их в жидкой нефтяной фазе.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам улавливания и утилизации продуктов испарения нефти в резервуарах. Техническим результатом предлагаемого способа является сокращение потерь жидких углеводородов при одновременном улавливании паров нефти с последующей утилизацией. Сущность заключается в том, что в качестве подпиточного газа используют нефтяной газ с содержанием компонентов С_2+высш не менее 32 об.%. 2 табл., 3 ил.

Способ улавливания легких фракций нефти из резервуаров, включающий отбор паров углеводородов при повышении в резервуарах давления и подачу в резервуары подпиточного газа, не содержащего кислорода, при снижении в резервуарах давления, отличающийся тем, что в качестве подпиточного газа используют нефтяной газ с содержанием компонентов C_2+высш. не менее 32 об.%.