Настоящее изобретение относится к области струйной техники, преимущественно к способам, использующим насосно-эжекторные установки в системах очистки от углеводородов выбрасываемой в атмосферу парогазовой среды, образующейся при хранении нефти или при наполнении ею емкости.
Известен способ хранения и налива в емкость испаряющихся продуктов, включающий подачу жидких продуктов насосом в цистерну и отвод из цистерны паров подаваемого в нее продукта (см. патент RU 2035365, кл. В 65 D 90/30, 20.05.1995).
Из этого же патента известна установка, содержащая последовательно сообщенные между собой емкость с нефтепродуктом, насос, струйный насос и сепаратор.
Данный способ и установка хранения и налива обеспечивают отвод паров жидкого продукта из цистерны, однако данный способ достаточно сложен, поскольку требует, кроме использования системы конденсации паров в холодильнике с отводом конденсата в специальную емкость, использования системы отвода несконденсировавшихся паров и газов (в том числе воздуха) в емкость, из которой наливают испаряющийся продукт в цистерну.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ очистки от углеводородов парогазовой среды, образующейся при хранении нефти или при наполнении емкости нефтью, включающий подачу насосом жидкой среды в жидкостно-газовый струйный аппарат, откачку последним из наполняемой емкости и/или резервуара для хранения нефти парогазовой среды и ее сжатие в жидкостно-газовом струйном аппарате за счет энергии жидкой среды, подачу образованной в жидкостно-газовом струйном аппарате смеси парогазовой и жидкой сред в сепаратор, разделение в сепараторе смеси на газообразную фазу и жидкую среду с отводом из сепаратора газообразной фазы и жидкой среды, при этом газообразную фазу из сепаратора направляют в абсорбер, в который в качестве абсорбента подают углеводородную жидкость, в абсорбере проводят процесс абсорбции углеводородной жидкостью углеводородов из газообразной фазы, после чего очищенную от углеводородов газообразную фазу и углеводородную жидкость с растворенными в ней углеводородами газообразной фазы раздельно выводят из абсорбера (см. патент РФ 2193443, кл. В 65 D 90/30, 27.11.2002).
Из этого же патента известна установка для очистки от углеводородов парогазовой среды, образующейся при хранении нефти или при наполнении емкости нефтью, содержащая насос, жидкостно-газовый струйный аппарат, сепаратор с выходом газообразной фазы и абсорбер, при этом жидкостно-газовый струйный аппарат подключен входом жидкой среды к выходу насоса, входом парогазовой среды подключен к источнику этой среды - резервуару для хранения нефти и/или емкости, наполняемой нефтью, и выходом смеси сред жидкостно-газовый струйный аппарат подключен к сепаратору, выход газообразной фазы из сепаратора подключен к входу последней в абсорбер, который имеет вход углеводородной жидкости и выход углеводородной жидкости с растворенными в ней углеводородами газообразной фазы.
Данные способ и установка для его реализации обеспечивают сжатие и конденсацию углеводородных паров нефти и снижение концентрации вредных для окружающей среды углеводородных паров в выбрасываемой в атмосферу парогазовой среде, образующейся при хранении нефти или при наполнении ею емкости. Использование одной и той же жидкой среды в качестве исходного сырья для откачки парогазовой среды и для извлечений из нее углеводородов позволяет упростить технологический процесс очистки от углеводородов парогазовой среды. Однако данный способ не позволяет в ряде случаев обеспечить высокую степень очистки от углеводородов парогазовой среды, что связано с тем, что при получении углеводородной жидкости процесс десорбции проводят в атмосферной колонне по одноступенчатой схеме. Кроме того, для проведения процесса десорбции необходимо подведение большого количества теплоты и громоздкое теплообменное оборудование.
Техническим результатом, на достижение которого направлено настоящее изобретение, является сокращение потерь нефти и повышение эффективности очистки от углеводородных паров выбрасываемой в атмосферу парогазовой среды, образующейся при хранении нефти или при наполнении ею емкости.
Указанный технический результат в части способа, как объекта изобретения, достигается за счет того, что способ очистки от углеводородов парогазовой среды, образующейся при хранении нефти или при наполнении емкости нефтью, включает подачу насосом жидкой среды в жидкостно-газовый струйный аппарат, откачку последним из наполняемой емкости и/или резервуара для хранения нефти парогазовой среды и ее сжатие в жидкостно-газовом струйном аппарате за счет энергии жидкой среды, подачу образованной в жидкостно-газовом струйном аппарате смеси парогазовой и жидкой сред в сепаратор, разделение в сепараторе смеси на газообразную фазу и жидкую среду с отводом из сепаратора газообразной фазы и жидкой среды, подачу газообразной фазы из сепаратора в абсорбер, в который в качестве абсорбента подают углеводородную жидкость, проведение в абсорбере процесса абсорбции углеводородной жидкостью углеводородов из газообразной фазы и вывод из абсорбера очищенной от углеводородов газообразной фазы и углеводородной жидкости с растворенными в ней углеводородами газообразной фазы, при этом из абсорбера углеводородную жидкость с растворенными в ней углеводородами газообразной фазы направляют в десорбер, в котором поддерживают давление ниже атмосферного и выделяют из поступившей углеводородной жидкости растворенные в ней углеводороды газообразной фазы, которые откачивают дополнительным жидкостно-газовым струйным аппаратом за счет подачи в него насосом жидкой среды, образованную в дополнительном жидкостно-газовом струйном аппарате смесь сред подают в сепаратор, а углеводородную жидкость из десорбера подают в качестве абсорбента в абсорбер.
В сепаратор или на вход насоса предпочтительно подавать нефть из резервуара для ее хранения или из трубопровода для ее перекачки, а из сепаратора отводить жидкую среду в резервуар для хранения нефти или в наполняемую нефтью емкость.
Углеводородная жидкость предпочтительно содержит не менее 50% по массе дизельных фракций с пределами выкипания, лежащими в диапазоне от 140°С до 390°С, причем углеводородную жидкость желательно подавать в абсорбер при ее температуре, лежащей в диапазоне от минус 30°С до плюс 40°С.
Углеводородную жидкость с растворенными в ней углеводородами газообразной фазы после выхода из абсорбера предпочтительно подогревать преимущественно жидкой средой или нефтью.
Углеводородная жидкость с растворенными в ней углеводородами газообразной фазы перед поступлением в десорбер может быть предварительно дегазирована в дополнительном десорбере с давлением ниже давления в абсорбере, которое создают жидкостно-газовым струйным аппаратом путем откачки из дополнительного десорбера выделившихся в нем газообразных углеводородов.
В части устройства, как объекта изобретения, технический результат достигается за счет того, что установка для очистки от углеводородов парогазовой среды, образующейся при хранении нефти или при наполнении емкости нефтью, содержит насос, жидкостно-газовый струйный аппарат, сепаратор с выходом газообразной фазы и абсорбер, при этом жидкостно-газовый струйный аппарат входом жидкой среды подключен к выходу насоса, входом газа подключен к источнику парогазовой среды - резервуару для хранения нефти и/или емкости, наполняемой нефтью, и выходом смеси сред жидкостно-газовый струйный аппарат подключен к сепаратору, выход газообразной фазы из сепаратора подключен к входу последней в абсорбер, который имеет вход углеводородной жидкости и выход углеводородной жидкости с растворенными в ней углеводородами газообразной фазы, при этом установка снабжена дополнительным жидкостно-газовым струйным аппаратом и десорбером, вход которого подключен к выходу из абсорбера углеводородной жидкости с растворенными в ней углеводородами газообразной фазы, выход углеводородной жидкости из десорбера подключен к входу углеводородной жидкости в абсорбер и выход газа подключен к входу его в дополнительный жидкостно-газовый струйный аппарат, который входом жидкой среды подключен к выходу насоса и выходом из него смеси сред подключен к сепаратору.
По второму варианту выполнения установка для очистки от углеводородов парогазовой среды, образующейся при хранении нефти или при наполнении емкости нефтью, содержит насос, жидкостно-газовый струйный аппарат, сепаратор с выходом газообразной фазы и абсорбер, при этом жидкостно-газовый струйный аппарат входом жидкой среды подключен к выходу насоса, входом газа подключен к источнику парогазовой среды - резервуару для хранения нефти и/или емкости, наполняемой нефтью, и выходом смеси сред жидкостно-газовый струйный аппарат подключен к сепаратору, выход газообразной фазы из сепаратора подключен к входу последней в абсорбер, который имеет вход углеводородной жидкости и выход углеводородной жидкости с растворенными в ней углеводородами газообразной фазы, при этом установка снабжена дополнительным жидкостно-газовым струйным аппаратом, десорбером и дополнительным десорбером, вход которого подключен к выходу из абсорбера углеводородной жидкости с растворенными в ней углеводородами газообразной фазы, выход газа из дополнительного десорбера подключен к входу его в жидкостно-газовый струйный аппарат и выход предварительно дегазированной углеводородной жидкости подключен к входу в десорбер, который выходом углеводородной жидкости подключен к входу углеводородной жидкости в абсорбер, выходом газа подключен к входу его в дополнительный жидкостно-газовый струйный аппарат, который входом жидкой среды подключен к выходу насоса и выходом из него смеси сред подключен к сепаратору.
Сепаратор выходом жидкой среды может быть подключен к резервуару для хранения нефти или к емкости, наполняемой нефтью, а насос или сепаратор входом жидкой среды могут быть подключены к трубопроводу для перекачки нефти или к резервуару для хранения нефти.
Установка может быть снабжена теплообменником, установленным между выходом углеводородной жидкости из десорбера и ее входом в абсорбер.
Парогазовая среда, которая образуется в резервуарах хранения нефти, а также в ходе операций наполнения-опорожнения различного рода емкостей, состоит в основном из паров углеводородов и воздуха или азота, если его подают в резервуар. Содержание углеводородов в парогазовой среде при выходе ее в атмосферу приводит как к загрязнению окружающей среды, так и к потере товарного продукта, в данном случае легких фракций нефти. Поэтому очистка парогазовой среды от углеводородов является актуальной задачей. Необходимо предотвратить попадание углеводородов в атмосферу и сократить потери товарной нефти.
Описываемый способ и установки для его реализации позволяют снижать концентрацию углеводородов в парогазовой среде до концентрации ниже уровня предельно допустимых выбросов этих паров в окружающую среду путем откачки и сжатия парогазовой среды с помощью насосно-эжекторной установки и последующей ее очистки.
С точки зрения упрощения реализации способа и установки для очистки от углеводородов парогазовой среды наиболее целесообразно использовать нефть, хранящуюся в резервуаре или транспортируемую по трубопроводу, в качестве исходного сырья, которым заполняют сепаратор и которое используется для подпитки и обновления жидкой среды, подаваемой насосом в жидкостно-газовый струйный аппарат. Проведенный анализ подтвердил возможность использования нефти в качестве рабочей жидкости жидкостно-газового струйного аппарата, с помощью которого откачивают и сжимают парогазовую среду. В этом случае нефть может подаваться в сепаратор или на вход насоса для обновления циркулирующей в установке жидкой среды.
Для глубокой очистки откачиваемой парогазовой среды от вредных для окружающей среды углеводородов в качестве абсорбента целесообразно использовать специально подобранную жидкость, отличную от нефти. В качестве такой жидкости наиболее целесообразно использовать дизельную или газойлевую фракции нефти. Возможно также использовать более легкие фракции нефти, например керосиновую фракцию или смесь керосиновой и дизельной фракций. Однако в этом случае необходимо организовать абсорбционно-десорбционный контур циркуляции такой жидкости.
При этом надо иметь ввиду, что речь идет об исходных жидкостях, которыми заполняют установку до начала ее эксплуатации. В процессе работы эти жидкости используют только для подпитки абсорбционно-десорбционного контура и для обновления жидкой среды, поступающей в жидкостно-газовый струйный аппарат. Что касается состава жидкости, которую подают насосом в жидкостно-газовые струйные аппараты или которая находится в сепараторе, абсорбере и десорбере или десорберах (в зависимости от варианта используемой установки) в процессе работы установки, то кроме исходной жидкости в ней находится некоторое количество углеводородов, перешедших в нее из откачиваемой парогазовой среды. Поэтому можно говорить только о том, что жидкость в сепараторе близка по составу к исходной нефти, а углеводородная жидкость в десорберах и абсорбере близка по составу к дизельной, газойлевой, керосиновой или смеси керосиновой и дизельной фракций в зависимости от того, какую из них используют в процессе работы установки.
В ходе исследования было установлено, что наиболее привлекательной с экономической точки зрения является двухступенчатая абсорбция углеводородов из откачиваемой жидкостно-газовым струйным аппаратом парогазовой среды. На первом этапе абсорбцию углеводородов организуют в жидкостно-газовом струйном аппарате, где парогазовую среду сжимают до давления в сепараторе, лежащем в диапазоне от 0,3 МПа до 2,0 МПа. При этом, как отмечалось выше, в качестве исходной жидкости для откачки и первоначальной абсорбции углеводородов из парогазовой среды используют нефть, которой наполняют сепаратор. В процессе работы установки нефть используют и для обновления жидкой среды, подавая ее, например, на вход насоса. Таким образом, уже в жидкостно-газовом струйном аппарате и далее в сепараторе создают условия для начала процесса абсорбции жидкой средой углеводородов из парогазовой среды. Поэтому в газообразной фазе, которую отделяют в сепараторе от жидкой среды, содержится меньше углеводородов, чем в парогазовой среде.
Второй этап абсорбции углеводородов организован в абсорбере, где из газообразной фазы выделяют оставшиеся в ней углеводороды. Однако для организации эффективного процесса абсорбции углеводородов из газообразной фазы необходимо создать условия, при которых используемая в качестве абсорбента углеводородная жидкость, отличная от жидкой среды в сепараторе, имела бы при температуре ее подачи в абсорбер давление насыщенных паров значительно ниже, чем давление насыщенных паров углеводородов в парогазовой среде, образующейся при хранении и перекачке нефти. Кроме того, необходимо добиться значительного снижения собственного испарения углеводородной жидкости в ходе процесса абсорбции. Таким образом, требуется правильный выбор углеводородной жидкости, а после проведения процесса абсорбции ее последующая регенерация, чтобы она вновь могла абсорбировать углеводороды из газообразной фазы. В ходе работы установки проводят постоянное выделение из углеводородной жидкости накапливающихся в ней углеводородов газообразной фазы и возвращение их обратно, например, в емкость, из которой они были откачены. Для этого созданы системы одно- или двухступенчатой десорбции углеводородной жидкости с последовательным снижением давления в десорберах по сравнению с давлением в абсорбере. Предложенная схема позволяет согласовать по давлениям работу жидкостно-газовых струйных аппаратов, абсорбера, десорберов и возвращать в резервуар или наполняемую нефтью емкость углеводороды, которые выделили из парогазовой среды. При этом возможны два варианта реализации установки. При относительно невысоких требованиях к степени очистки от углеводородов парогазовой среды возможно использовать установку с одним десорбером и дополнительным жидкостно-газовым струйным аппаратом для создания в десорбере давления ниже атмосферного. Для обеспечения более высокой степени очистки от углеводородов парогазовой среды при одном и том же потреблении электроэнергии целесообразно использовать дополнительный десорбер, в котором при давлении, близком к давлению откачиваемой жидкостно-газовым струйным аппаратом парогазовой среды, проводится предварительная дегазация углеводородной жидкости. В этом случае для более полного выделения из углеводородной жидкости растворенных в ней углеводородов газообразной фазы создают дополнительным жидкостно-газовым струйным аппаратом в десорбере абсолютное давление, лежащее в диапазоне от 50 мм рт.ст. до 250 мм рт.ст. в зависимости от исходной жидкости, выбранной в качестве абсорбента. Как следствие, это позволяет при одних и тех же энергетических затратах углубить степень очистки от углеводородов парогазовой среды, выбрасываемой в атмосферу, а в абсорбер абсорбционно-десорбционного контура подавать углеводородную жидкость с более низким парциальным давлением ее паров, что позволяет использовать ее в качестве эффективного абсорбента.
В ходе исследования было установлено, что можно добиться повышения эффективности абсорбции углеводородов из газообразной фазы углеводородной жидкостью при содержании в ней не менее 50% по массе дизельных фракций с пределами выкипания, лежащими в диапазоне от 140°С до 390°С, и при подаче углеводородной жидкости в абсорбер при температуре, лежащей в диапазоне от минус 30°С до плюс 40°С.
Организация противоточной системы движения в абсорбере, например в абсорбционной колонне, газообразной фазы и углеводородной жидкости создает более благоприятные условия для поглощения углеводородной жидкостью углеводородов из газообразной фазы. Это позволяет значительно снизить концентрацию углеводородов в очищаемой указанным способом газообразной фазе по сравнению с их концентрацией в парогазовой среде.
Возможна подача жидкой среды из сепаратора на вход насоса, что позволяет организовать контур ее циркуляции: сепаратор - насос - жидкостно-газовый струйный аппарат - сепаратор. Это позволяет уменьшить расход свежей нефти, подаваемой в установку из резервуара для ее хранения или из трубопровода для ее перекачки. Поскольку в процессе работы в жидкую среду, которую подают в жидкостно-газовый струйный аппарат, переходят углеводороды из откачиваемой им парогазовой среды, то жидкую среду целесообразно обновлять путем ее отвода из установки, например, в резервуар для хранения нефти или в наполняемую ею емкость и подвода в установку свежей (исходной) жидкости - нефти. Таким образом, отвод жидкой среды из контура ее циркуляции и подвод в него свежей жидкости - нефти из резервуара для ее хранения или из трубопровода для ее перекачки дают возможность стабилизировать состав жидкой среды, подаваемой на вход жидкостно-газовых струйных аппаратов, и обеспечить процесс абсорбции жидкой средой углеводородов из откачиваемой парогазовой среды. При необходимости возможна подпитка, например, десорбера или дополнительного десорбера свежей (исходной) углеводородной жидкостью (свежим абсорбентом), если в процессе эксплуатации в результате уноса (утечек) будет сокращаться ее количество в контуре.
В результате удалось добиться эффективной работы всей установки и обеспечить высокую степень очистки от углеводородов парогазовой среды, выводимой в атмосферу.
На фиг.1 представлен первый вариант принципиальной схемы установки, в которой осуществляется описываемый способ очистки от углеводородов парогазовой среды, образующейся при хранении нефти или при наполнении ею емкости. На фиг.2 представлен второй вариант установки, в которой осуществляется описываемый способ очистки от углеводородов парогазовой среды, образующейся при хранении нефти или при наполнении ею емкости.
Установка по первому варианту ее выполнения (см. фиг.1) содержит насос 1, жидкостно-газовый струйный аппарат 2, сепаратор 3 с выходом 4 газообразной фазы и абсорбер 5. Жидкостно-газовый струйный аппарат 2 входом жидкой среды подключен к выходу насоса 1, входом газа подключен к источнику парогазовой среды - резервуару 6 для хранения нефти и/или емкости 7, наполняемой нефтью, и выходом смеси сред жидкостно-газовый струйный аппарат 2 подключен к сепаратору 3. Выход 4 газообразной фазы из сепаратора 3 подключен к входу последней в абсорбер 5, который имеет вход 8 углеводородной жидкости и выход 9 углеводородной жидкости с растворенными в ней углеводородами газообразной фазы. Установка снабжена дополнительным жидкостно-газовым струйным аппаратом 10 и десорбером 11, вход которого подключен к выходу 9 из абсорбера 5 углеводородной жидкости с растворенными в ней углеводородами газообразной фазы, выход углеводородной жидкости из десорбера 11 подключен к входу 8 углеводородной жидкости в абсорбер 5 и выход газа подключен к входу его в дополнительный жидкостно-газовый струйный аппарат 10, который входом жидкой среды подключен к выходу насоса 1 и выходом из него смеси сред подключен к сепаратору 3. Сепаратор 3 выходом жидкой среды может быть подключен к входу в насос 1.
Вместо насоса 1 могут быть два параллельно работающих насоса, причем один из насосов подает жидкостную среду в жидкостно-газовый струйный аппарат 2, а второй - в дополнительный жидкостно-газовый струйный аппарат 10. При этом сущность изобретения не изменяется.
Сепаратор 3 выходом жидкой среды подключен к резервуару 6 для хранения нефти или к емкости 7, наполняемой нефтью, а насос 1 или сепаратор 3 входом жидкой среды подключен к трубопроводу 12 для перекачки нефти или к резервуару 6 для хранения нефти.
Установка снабжена теплообменником 13, установленным между выходом углеводородной жидкости из десорбера 11 и ее входом в абсорбер 5. В контуре циркуляции жидкой среды, например, между сепаратором 3 и входом жидкой среды в насос 1 может быть установлен теплообменник 14 для охлаждения жидкой среды, которая нагревается в процессе сжатия откачиваемой парогазовой среды. Это тепло может быть снято углеводородной жидкостью с растворенными в ней углеводородами газообразной фазы после выхода последней из абсорбера 5
Установка по второму варианту выполнения (см. фиг.2) отличается от первого варианта (см. фиг.1) тем, что она снабжена дополнительным десорбером 15, вход которого подключен к выходу 9 из абсорбера 5 углеводородной жидкости с растворенными в ней углеводородами газообразной фазы, выход газа из дополнительного десорбера 15 подключен к входу его в жидкостно-газовый струйный аппарат 2 и выход предварительно дегазированной углеводородной жидкости из дополнительного десорбера 15 подключен к ее входу в десорбер 11, который выходом углеводородной жидкости подключен к входу 8 углеводородной жидкости в абсорбер 5 и выходом газа подключен к входу его в дополнительный жидкостно-газовый струйный аппарат 10, который входом жидкой среды подключен к выходу насоса 1 и выходом из него смеси сред подключен к сепаратору 3.
При хранении нефти в резервуаре 6 или при наполнении ею емкости 7 образуется парогазовая среда. Для организации процесса утилизации углеводородов парогазовой среды насосом 1 подают жидкую среду под давлением в сопло жидкостно-газового струйного аппарата 2 и производят откачку последним парогазовой среды из наполняемой нефтью емкости 7 и/или из резервуара 6 для хранения нефти. В жидкостно-газовом струйном аппарате 2 парогазовая среда сжимается за счет энергии жидкой среды и частично абсорбируется жидкостью. Из жидкостно-газового струйного аппарата 2 образованную в нем смесь парогазовой и жидкой сред подают в сепаратор 3. В последнем разделяют поступившую в него смесь на газообразную фазу и жидкую среду. Из сепаратора 3 жидкая среда может быть подана на вход жидкой среды насоса 1, что позволяет сформировать контур циркуляции жидкой среды. В сепаратор 3 и/или на вход насоса 1 подают нефть из резервуара 6 для ее хранения или из трубопровода 12. Избыток жидкой среды может быть выведен из сепаратора 3 в резервуар 6 или наполняемую нефтью емкость 7. Стабилизировать температуру жидкой среды в контуре ее циркуляции можно за счет подачи в сепаратор 3 или на вход насоса 1 "холодной" нефти (т.е. нефти, которая не нагревалась во время работы в установке) из резервуара 6 или из трубопровода 12 для перекачки нефти.
Одним из параметров, который целесообразно принимать во внимание, является величина сжатия парогазовой среды в жидкостно-газовом струйном аппарате 2. Целесообразно сжимать парогазовую среду до давления в сепараторе 3, находящегося в диапазоне давлений от 0,3 МПа до 2,0 МПа. Сжатие парогазовой среды жидкостно-газовым струйным аппаратом 2 до давления ниже 0,3 МПа позволяет снизить затраты электроэнергии на работу жидкостно-газового струйного аппарата 2, но при этом снижается эффективность процесса абсорбции, что, в свою очередь, приводит к повышению затрат энергии на организацию процесса абсорбции углеводородов в абсорбере 5. Сжатие парогазовой смеси жидкостно-газовым струйным аппаратом 2 до давления выше 2,0 МПа интенсифицирует процесс абсорбции углеводородов из парогазовой среды, но при этом значительно возрастают затраты электроэнергии на работу насоса 1, подающего жидкую среду в жидкостно-газовый струйный аппарат 2. В указанном выше диапазоне параметров обеспечивается необходимая эффективность работы установки при минимальных затратах электроэнергии.
Газообразную фазу из сепаратора 3 направляют в абсорбер 5, в который в качестве абсорбента подают углеводородную жидкость. В абсорбере 5 проводят процесс абсорбции углеводородной жидкостью углеводородов из газообразной фазы, после чего очищенную от углеводородов газообразную фазу и углеводородную жидкость с растворенными в ней углеводородами газообразной фазы раздельно выводят из абсорбера 5. В качестве углеводородной жидкости используют, как указывалось выше, дизельную, газойлевую, керосиновую фракции нефти или смесь дизельной и керосиновой фракций.
Наиболее предпочтительно, чтобы углеводородная жидкость содержала не менее 50% по массе дизельных фракций с пределами выкипания, лежащими в диапазоне от 140°С до 390°С, причем углеводородную жидкость целесообразно подавать в абсорбер при ее температуре, лежащей в диапазоне от минус 30°С до плюс 40°С. Для получения такой температуры углеводородной жидкости используют теплообменник 13, в который подается хладоагент, в том числе охлажденный с помощью холодильной машины. Для интенсификации процесса выделения углеводородов газообразной фазы из углеводородной жидкости последняя может быть подогрета перед поступлением в десорбер 11 или дополнительный десорбер 15. Для этого может быть использовано тепло жидкой среды из контура ее циркуляции, например, после ее выхода из сепаратора 3. Аналогичным образом возможно использование тепла нефти, которую подают на вход насоса 1 из резервуара 6 или из трубопровода 12. Для этих целей используется теплообменник 14.
В соответствии с первым вариантом (см. фиг.1) из абсорбера 5 углеводородную жидкость с растворенными в ней углеводородами газообразной фазы направляют в десорбер 11, в котором поддерживают давление ниже атмосферного, и выделяют из поступившей углеводородной жидкости растворенные в ней углеводороды газообразной фазы, которые откачивают дополнительным жидкостно-газовым струйным аппаратом 10 за счет подачи в него насосом 1 жидкой среды. Образованную в дополнительном жидкостно-газовом струйном аппарате 10 смесь сред, а именно смесь нефти и выделившихся из углеводородной жидкости углеводородов, подают в сепаратор 3, а углеводородную жидкость из десорбера 11 подают в качестве абсорбента в абсорбер 5.
Отличием работы установки в соответствии с вторым вариантом ее реализации (см. фиг.2) является то, что углеводородную жидкость с растворенными в ней углеводородами газообразной фазы перед поступлением в десорбер 11 предварительно дегазируют в дополнительном десорбере 15 с давлением ниже давления в абсорбере 5, которое создают жидкостно-газовым струйным аппаратом 2 путем откачки из дополнительного десорбера 15 выделившихся в нем газообразных углеводородов.
Данный способ очистки от углеводородов парогазовой среды, образующейся при хранении нефти или при наполнении ею емкости, и установки для его реализации могут быть использованы на эстакадах и терминалах налива нефти, на нефтебазах, заводах химической, нефтехимической и других отраслях промышленности.
Настоящее изобретение относится к области очистки от углеводородов выбрасываемой в атмосферу парогазовой среды, образующейся при хранении нефти или при наполнении ею емкости. Способ включает подачу насосом жидкой среды в жидкостно-газовый струйный аппарат, откачку емкости и/или резервуара и ее сжатие в жидкостно-газовом струйном аппарате за счет энергии жидкой среды, подачу образованной в жидкостно-газовом струйном аппарате смеси парогазовой и жидкой сред в сепаратор, разделение в сепараторе смеси на газообразную фазу и жидкую среду с отводом из сепаратора газообразной фазы и жидкой среды. Подачу газообразной фазы из сепаратора в абсорбер, в который в качестве абсорбента подают углеводородную жидкость. Проведение в абсорбере процесса абсорбции углеводородной жидкостью углеводородов из газообразной фазы и вывод из абсорбера очищенной от углеводородов газообразной фазы и углеводородной жидкости с растворенными в ней углеводородами газообразной фазы. При этом из абсорбера углеводородную жидкость с растворенными в ней углеводородами газообразной фазы направляют в десорбер. Предложено также два варианта установки для осуществления способа. Изобретение сокращает потери нефти и повышает эффективность ее очистки от паров парогазовой среды, образующихся при хранении или наполнении ею емкости. 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 2 ил. 
| СПОСОБ ОЧИСТКИ ОТ УГЛЕВОДОРОДОВ ПАРОГАЗОВОЙ СМЕСИ, ОБРАЗУЮЩЕЙСЯ ПРИ ХРАНЕНИИ НЕФТИ ИЛИ НЕФТЕПРОДУКТА И ПРИ ЗАПОЛНЕНИИ ИМИ ЕМКОСТЕЙ, И НАСОСНО-ЭЖЕКТОРНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ | 2001 |
|
RU2193443C1 |
| US 4475928 А, 09.10.1984 | |||
| УСТАНОВКА УЛАВЛИВАНИЯ ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ | 1993 |
|
RU2106903C1 |
| US 4338101 A, 06.07.1982. | |||
