СИСТЕМА ДЛЯ ПРИЕМА СЫРОЙ НЕФТИ И ОТДЕЛЕНИЯ НЕФТЯНОГО ПОПУТНОГО ГАЗА, ОБОРУДОВАННАЯ УСТРОЙСТВОМ ОТКЛЮЧЕНИЯ ОТКАЧКИ ВОДЫ Российский патент 2022 года по МПК B65D88/06 B65D90/48 B65D90/511 G01F23/32 

Предлагаемое изобретение относится к средствам хранения нефти и нефтепродуктов, и может быть применено в нефтяной промышленности для приема, хранения и выдачи сырой нефти, содержащей растворенный газ.

Предлагаемое изобретение наиболее применимо при приеме сырой нефти в вертикальные стальные резервуары (РВС) объемом 200 и 400 кубических метров. Под сырой нефтью подразумевается жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит воду, растворенный газ, минеральные соли и механические примеси [ГОСТ Р 51858 Нефть. Общие технические условия. М: ГОССТАНДАРТ, 2002].

Нефтяной попутный газ представляет собой газ, растворенный в нефти при пластовых условиях. [Нефтегазовая микроэнциклопедия. Краткий справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина: М. - 2005]. Данный газ выделяется при эксплуатации нефтяных залежей в результате снижения пластового давления ниже давления насыщения.

Растворенный в сырой нефти газ образует нефтяную пену, которая представляет собой дисперсную двухфазную систему, состоящую из ячеек, заполненных газом и разделенных пленками нефти. Плотность нефтяной пены может колебаться в широких пределах от 0,5 плотности жидкости до значений близких к плотности газа. Высота нефтяной пены может достигать нескольких метров и зависит от содержания в нефти растворенного газа, температуры, давления, скорости подачи нефти в резервуар, а также от других факторов.

В определенные моменты времени, когда уровень нефти достигает верхней части резервуара нефтяная пена через неплотности оборудования, вытекает на крышу и стенки резервуара. При этом наносится материальный ущерб нефтяному предприятию, загрязняется окружающая среда, а также повышается пожарная опасность объекта.

Известен резервуар для приема, хранения и отделения сырой нефти от воды [И.А. Еланский, Ю.А. Матвеев. Патент на полезную модель №62909 от 10.05.2007].

В данной полезной модели на резервуар для темных нефтепродуктов, оборудованный подогревателями дополнительно устанавливаются раздаточные патрубки, сифонные краны и дренажный патрубок. В частности вместо одного раздаточного патрубка и одного сифонного крана устанавливается вертикально несколько раздаточных патрубков и несколько сифонных кранов. Патрубки оборудуются задвижками соответствующего диаметра и трубопроводными коммуникациями.

Одновременно к нижней части стенки резервуара приваривается дренажный патрубок, который оборудуется задвижкой и трубопроводом. По трубопроводу вода с помощью насоса или самотеком поступает в отдельный резервуар, откуда затем откачивается в специальную скважину или емкость.

Дополнительные сифонные краны предназначены для определения уровня воды в резервуаре. Применение второго и третьего дополнительных раздаточных патрубков, находящихся выше основного раздаточного патрубка позволяет решить задачу более эффективной выдачи сырой нефти из предлагаемого резервуара для дальнейшей подготовки. Установка дополнительных раздаточных и дренажных патрубков, а также сифонных кранов позволяет в постоянном режиме откачивать сырую нефть, находящуюся выше уровня воды. При этом одновременно с откачкой будет происходить ускоренное отделение воды от сырой нефти за счет использования внутренних подогревателей, а также дренаж воды из резервуара с помощью дренажного патрубка, задвижки и трубопроводных коммуникаций.

Недостатками указанного резервуара при приеме и выдаче сырой нефти с большим содержанием газа является:

1. Отсутствие устройства визуального определения воды в резервуаре.

2. Отсутствие устройства, позволяющего отделять нефтяной попутный газ.

3. Большая вероятность нарушения технологического процесса, связанного с откачкой воды из резервуара, а также с откачкой нефти с помощью дополнительных раздаточных патрубков и трубопроводов.

Также известен резервуар для приема сырой нефти, оборудованный устройством для улавливания нефтяной пены [Ю.А. Матвеев и др. Патент на полезную модель №82200 от 20.04.2009].

В данном техническом решении на резервуар, имеющий приемный и раздаточный патрубки, трубопроводы для приема и выдачи нефти, задвижки, световой и замерной люки, вентиляционный патрубок, дыхательный клапан, трубопровод для отвода воды, люк-лаз, внутренние секционные подогреватели, сифонные краны дополнительно вертикально на крыше резервуара устанавливаются патрубок, оборудованный трубопроводом с задвижкой и тарельчатым клапаном низкого давления, при этом трубопровод связан с горизонтальным стальным резервуаром объемом 10 м³. Стальной резервуар герметично соединен с трубопроводом и устанавливается на поверхности земли. Резервуар Р-10 оборудуется дыхательным клапаном для удаления попутных нефтяных газов при разгазировании сырой нефти, замерным люком, а также трубопроводом с задвижкой для откачки нефти.

Резервуар для приема сырой нефти, оборудованный устройством для улавливания нефтяной пены работает следующим образом. Через приемный патрубок и соответствующую задвижку сырая нефть с растворенным газом поступает в резервуар.

При поступлении сырой нефти с большим содержанием газа в резервуаре образуется слой пены различной высоты. Пена, достигнув крыши резервуара, поднимает тарельчатый клапан и по трубопроводу поступает в горизонтальный стальной резервуар, который герметично соединен с трубопроводом. В резервуаре происходит отстаивание и разгазирование нефтяной пены. При этом нефтяной попутный газ за счет более низкой плотности по сравнению с нефтью будет скапливаться в верхней части резервуара и удаляться в атмосферу через дыхательный клапан, а разгазированная нефть будет оставаться в нижней части резервуара Р-10.

Одновременно при помощи внутренних подогревателей в РВС подается горячий пар. После этого открывается дренажная задвижка для откачки воды по трубопроводу. Определив уровень воды в резервуаре, оператор открывает необходимую задвижку дополнительного раздаточного патрубка для откачки сырой нефти по трубопроводу.

В процессе выдачи нефти оператор периодически определяет уровень воды в резервуаре и регулирует процесс откачки нефти с помощью дополнительных и основного раздаточных патрубков и соответствующих задвижек.

В случае превышения пеной допустимого уровня, она попадает в горизонтальный стальной резервуар Р-10. В связи с этим не происходит пролива нефти на крышу и стенки резервуара.

После разгазирования нефтяной пены в резервуаре Р-10 оператор определяет с помощью метрштока через замерной люк количество нефти и при необходимости с использованием трубопровода и задвижки производит откачку нефти в автоцистерну или предусмотренный технологической схемой резервуар.

Недостатками резервуара для приема сырой нефти, оборудованного устройством для улавливания нефтяной пены при приеме и выдаче сырой нефти с большим содержанием газа, являются:

1. Отсутствие устройства визуального определения воды в резервуаре.

2. Отсутствие устройства, позволяющего отделять нефтяной попутный газ.

3. Большая вероятность нарушения технологического процесса, связанного с откачкой воды из резервуара, а также с откачкой нефти с помощью дополнительных раздаточных патрубков и трубопроводов.

4. Удаление в атмосферу нефтяного попутного газа.

Также известно измерительное устройство для определения уровня воды в резервуарах, предназначенных для нефти и нефтепродуктов. [Матвеев Ю.А. и др. Патент на полезную модель №66035 от 27.08.2007 года].

Внутри и снаружи вертикального цилиндрического резервуара для темных нефтепродуктов устанавливается следующее дополнительное оборудование: люк, роликовое устройство, шток, а также металлическая линейка, которая крепится к резервуару с помощью металлических уголков. На линейке закреплена пластина, которая с помощью тросика горизонтально перемещается в зависимости от положения цилиндра, имеющего в нижней части груз. Груз предназначен для принятия цилиндром вертикального положения. Верхняя часть цилиндра соединяется с тросиком при помощи кронштейна. Цилиндр имеет возможность горизонтального перемещения по штоку с помощью кольца.

Измерительное устройство работает следующим образом. Цилиндр с помощью металлического тросика и кольца опускается по штоку и устанавливается верхней частью на границе раздела фаз нефть-вода. При помощи роликового устройства тросик изменяет положение указательной пластины. По верхнему положению пластины на измерительной линейке определяется уровень воды в резервуаре. При этом значительно сокращается время производства замеров и повышается точность определения. Сокращение времени происходит из-за того, что оператору нет необходимости подниматься и спускаться на резервуар для производства замеров воды. Уровень воды оператор может определить, пользуясь предлагаемым измерительным устройством, не поднимаясь на резервуар, что повышает эффективность его работы по производству замеров воды и нефти.

Недостатками измерительного устройства являются:

1. Отсутствие возможности использования нефтяного попутного газа в производственных целях.

2. Отсутствие устройства, позволяющего отделять нефтяной попутный газ.

3. Отсутствие возможности одновременной откачки нефти и воды из резервуара.

Наиболее близким к указанной проблеме является резервуар для приема сырой нефти, оборудованный устройством для улавливания нефтяной пены и отделения нефтяного попутного газа. [Матвеев Ю.А. и др. патент на полезную модель №129489 от 27.06.2013].

На предлагаемый вертикальный стальной резервуар, имеющий раздаточные патрубки, трубопровод выдачи нефти, задвижки, световой и замерной люки, вентиляционный патрубок, дыхательный клапан, трубопровод для отвода воды, люк-лаз, внутренние секционные подогреватели, сифонные краны, патрубок для тарельчатого клапана, трубопровод с обратным клапаном, а также соединенный с наземным горизонтальным стальным резервуаром, оборудованным тарельчатым клапаном для выхода нефтяных попутных газов при разгазировании сырой нефти, замерным люком и трубопроводом с задвижкой для откачки нефти. Внутри РВС устанавливается многоступенчатый желоб по контуру, которого от внутренних секционных подогревателей монтируется участок паропровода, при этом входящий трубопровод устанавливается в верхней части резервуара, оборудуется обратным клапаном и предназначается для подачи сырой нефти в желоб.

Давление срабатывания тарельчатого клапана вертикального стального резервуара устанавливается 0,015 МПа, что значительно ниже давления срабатывания дыхательных клапанов марок СМДК и ППР, устанавливаемых на резервуары.

Желоб жестко монтируется к стенке и днищу резервуара, имеет ступени для отделения нефтяного попутного газа различной плотности, а участок паропровода по контуру крепится к желобу, также в нижней части участок паропровода соединяется с внутренними секционными подогревателями, а в верхней части опирается на стенку резервуара. В середине желоб и паропровод опираются на стойку.

Полезная модель работает следующим образом. Через приемный трубопровод с обратным клапаном и соответствующую задвижку сырая нефть с растворенным газом поступает в желоб резервуара. Желоб снизу подогревается участком паропровода, соединенным с внутренними секционными подогревателями. Повышение температуры в желобе увеличивает скорость отделения нефтяных попутных газов. При прохождении нефти через верхние ступени желоба отделяются нефтяные попутные газы, имеющие малую плотность, а при прохождении нефти через нижние ступени отделяются газы с более высокой плотностью.

С возрастанием давления нефтяные попутные газы поднимают тарельчатый клапан вертикального стального резервуара и по трубопроводу поступают в наземный горизонтальный стальной резервуар, где потом через тарельчатый клапан резервуара Р-10 поступают в газопровод для дальнейшего производственного использования.

Также при поступлении сырой нефти с большим содержанием газа в резервуаре образуется слой пены различной высоты. Пена, в случае достижения крыши резервуара, поднимает тарельчатый клапан и по трубопроводу поступает в горизонтальный стальной резервуар, который герметично соединен с трубопроводом. В резервуаре происходит отстаивание и разгазирование нефтяной пены. При этом попутный нефтяной газ за счет более низкой плотности поднимается вверх резервуара и выходит в газопровод через тарельчатый клапан, а разгазированная нефть будет оставаться в нижней части резервуара Р-10.

При помощи паропроводов и внутренних подогревателей в РВС подается горячий пар. После этого открывается дренажная задвижка для откачки воды по трубопроводу. Определив уровень воды в резервуаре с помощью сифонных кранов, оператор открывает необходимую задвижку дополнительного раздаточного патрубка для откачки сырой нефти по трубопроводу.

В процессе выдачи нефти оператор периодически определяет уровень воды в резервуаре и регулирует процесс откачки нефти с помощью дополнительных и основного раздаточных патрубков, соответствующих задвижек и трубопровода.

После разгазирования нефтяной пены в резервуаре Р-10 оператор используя, замерной люк определяет количество нефти и при необходимости с использованием трубопровода и задвижки производит откачку нефти в автоцистерну или предусмотренный технологической схемой резервуар.

Недостатками указанного резервуара являются:

1. Отсутствие устройства визуального определения воды в резервуаре.

2. Большая вероятность нарушения технологического процесса, связанного с откачкой воды из резервуара, а также с откачкой нефти с помощью дополнительных раздаточных патрубков и трубопроводов.

3. Отсутствие устройства, предотвращающего откачку нефти через трубопровод для отвода воды.

Предлагаемое изобретение позволяет решить задачу повышения эффективности приема, хранения и выдачи сырой нефти с большим содержанием воды и газа из РВС в целях ее дальнейшей подготовки для производства товарной нефти. Также при этом происходит одновременная откачка нефти и воды из резервуара, отделение нефтяного попутного газа от сырой нефти, который затем используется для производственных нужд, упрощаются действия оператора по визуальному определению воды в резервуаре.

Решение указанной задачи достигается тем, внутри резервуара установлен шток, на котором по поверхности воды вертикально перемещается груз тарельчатого типа, при этом груз тросиком через роликовые устройства соединен с указательной пластиной, которая перемещается вертикально по измерительной линейке, а также тем, что измерительная линейка дополнительно оснащена контактной пластиной, закрепленной в верней части измерительной линейки и соединенной линиями связи с реле, которое связано с насосом и электромагнитным клапаном, при соединении указательной пластины с контактной пластиной реле отключает насос и закрывает электромагнитный клапан, а также тем, что уровень воды, при котором соединяются пластины, соответствует верхнему уровню забора воды в резервуаре из трубопровода, масса груза тарельчатого типа подбирается с учетом плотностей нефти и воды, а резервуар для приема газа устанавливается вертикально.

Данные признаки являются существенными для решения задачи изобретения, так как предотвращаются нарушения технологического процесса приема, хранения и выдачи сырой нефти и отделения нефтяного попутного газа из резервуара, а также уменьшается экологическая и пожарная опасность нефтяного предприятия, улучшается работа оператора при приеме сырой нефти.

Предлагаемый вертикальный стальной резервуар 1 (фиг. 1), имеет раздаточные патрубки 2, трубопровод выдачи нефти 3, задвижки 4, световой и замерной люки 5,6, вентиляционный патрубок 7, дыхательный клапан 8, трубопровод для отвода воды 9, люк-лаз 10, внутренние секционные подогреватели 11, сифонные краны 12, патрубок 13 для тарельчатого клапана 14, трубопровод 15 с обратным клапаном 16.

Резервуар 1 (фиг. 1) соединен с наземным вертикальным резервуаром 17 для приема газа, оборудованным тарельчатым клапаном 18 для выхода нефтяных попутных газов 19 при разгазировании сырой нефти, манометром 20 и трубопроводом 21 с краном 22 для откачки нефти. Манометр необходим для определения давления газов в резервуаре 17.

Внутри РВС устанавливается многоступенчатый желоб 23 (фиг. 2) по контуру, которого от внутренних секционных подогревателей монтируется участок паропровода 24, при этом входящий трубопровод 25 устанавливается в верхней части резервуара, оборудуется обратным клапаном 16 и предназначается для подачи сырой нефти 26 в желоб.

Желоб жестко монтируется к стенке и днищу резервуара, имеет ступени 27 для отделения нефтяного попутного газа различной плотности, а участок паропровода по контуру крепится к желобу, также в нижней части участок паропровода соединяется с внутренними секционными подогревателями, а в верхней части опирается на стенку резервуара. В середине желоб и паропровод опираются на стойку 28.

Вертикальный стальной резервуар 1 дополнительно внутри оборудуется штоком 29, на который насаживается плавающий груз 30 тарельчатого типа. Масса груза тарельчатого типа подбирается с учетом плотностей нефти и воды. При этом необходимо учитывать, что плотности нефти и воды имеют различные значения. Груз 30 находится на поверхности воды.

Также устанавливаются технический люк 31, два роликовых устройства 32, металлическая измерительная линейка 33, которая крепится к резервуару 1 с помощью уголков. На линейке 33 (фиг. 3) закреплена металлическая указательная пластина 34, которая с помощью тросика 35 вертикально перемещается в зависимости от положения груза 30 на поверхности воды. Для определения уровня воды на линейке нанесена мерная шкала.

Верхняя часть линейки оборудуется неподвижной контактной пластиной 36, которая линией связи 37 соединена с реле 38. Реле линиями связи связано с насосом 39 для откачки воды и электромагнитным клапаном 40.

Изобретение работает следующим образом. Через приемный трубопровод 25 с обратным клапаном 16 и соответствующую задвижку 4 сырая нефть 26 с растворенным газом поступает в желоб 23 резервуара 1. Желоб снизу подогревается участком паропровода 24, соединенным с внутренними секционными подогревателями 11. Повышение температуры в желобе увеличивает скорость отделения нефтяных попутных газов 19.

С возрастанием давления нефтяные попутные газы поднимают тарельчатый клапан вертикального стального резервуара 14 и по трубопроводу 15 поступают в наземный вертикальный резервуар 17 для приема газа, где потом через тарельчатый клапан 18 поступают в газопровод 41 для дальнейшего производственного использования.

Также при поступлении сырой нефти с большим содержанием газа в резервуаре 1 образуется слой нефтяной пены 42 различной высоты. Пена, в случае достижения крыши резервуара, поднимает тарельчатый клапан 14 и по трубопроводу 15 поступает в вертикальный резервуар 17, который герметично соединен с трубопроводом 15. В резервуаре 17 происходит отстаивание и раз газирование нефтяной пены. При этом попутный нефтяной газ 19 за счет более низкой плотности поднимается вверх резервуара и выходит в газопровод 41 через тарельчатый клапан 18, а разгазированная нефть 26 будет оставаться в нижней части резервуара 17.

После разгазирования нефтяной пены в резервуаре 17 оператор при необходимости с использованием трубопровода 21 и крана 22 производит откачку нефти в автоцистерну или предусмотренный технологической схемой резервуар.

При помощи паропроводов 31 и внутренних подогревателей 11 в РВС подается горячий пар. После этого открывается дренажная задвижка 4 для откачки воды 43 по трубопроводу 9. Определив уровень воды в резервуаре с помощью указательной пластины 34, оператор открывает необходимую задвижку 4 дополнительного раздаточного патрубка 2 для откачки сырой нефти по трубопроводу 3.

В процессе выдачи нефти оператор визуально периодически определяет уровень воды в резервуаре с помощью указательной пластины 34 и регулирует процесс откачки нефти с помощью дополнительных и основного раздаточных патрубков 2, соответствующих задвижек 4 и трубопровода 3.

В процессе откачки воды из резервуара 1 груз 30 начинает опускаться, а указательная пластина 34 соответственно подниматься вверх по измерительной линейке 33. При достижении определенного уровня воды пластина 34 соединяется с неподвижной контактной пластиной 36. После соединения пластин по линии связи 37 сигнал передается в реле 38. Реле отключает насос 39 для откачки воды и закрывает электромагнитный клапан 40 на трубопроводе 9.

Уровень воды, при котором соединяются пластины, соответствует верхнему уровню забора воды из трубопровода 9. При снижении указанного уровня воды из трубопровода 9 будет откачиваться нефть, что приведет к нарушению технологического процесса.

Изобретение позволяет оператору визуально определить уровень воды в резервуаре, а также повышает эффективность его работы по приему, хранению и выдаче сырой нефти из резервуара.

При этом сводятся к минимуму нарушения технологического процесса, связанного с откачкой воды из резервуара, а также с откачкой нефти с помощью дополнительных раздаточных патрубков и трубопроводов, а также предотвращается откачка нефти через трубопровод для отвода воды.

Изобретение относится к средствам приема, хранения и выдачи нефти и может быть применено в нефтяной промышленности. Система для приема сырой нефти и отделения нефтяного попутного газа, оборудованная устройством отключения откачки воды, включает вертикальный стальной резервуар, паропровод с внутренними секционными подогревателями, трубопроводы подачи и выдачи нефти, трубопровод откачки воды, сифонные краны, задвижки, многоступенчатый желоб, резервуар для приема газа, роликовое устройство, тросик, груз, измерительную линейку, пластину. Дополнительно внутри резервуара установлен шток, на котором по поверхности воды вертикально перемещается груз тарельчатого типа, при этом груз тросиком через роликовые устройства соединен с указательной пластиной, которая перемещается вертикально по измерительной линейке, при этом измерительная линейка в верхней части дополнительно оснащена контактной пластиной. Контактная пластина с помощью линии связи соединена с реле, которое связано с насосом и электромагнитным клапаном. Технический результат заключается в возможности визуального определения уровня воды с последующей одновременной откачкой нефти и воды из резервуара и отделением нефтяного попутного газа, при этом происходит отключение насоса для откачки воды и закрытие электромагнитного клапана при соприкосновении указательной и контактной пластин. Также сводятся к минимуму нарушения технологического процесса приема сырой нефти и предотвращается откачка нефти через трубопровод для отвода воды. 3 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Система для приема сырой нефти и отделения нефтяного попутного газа, оборудованная устройством отключения откачки воды, содержащая вертикальный стальной резервуар, паропровод с внутренними секционными подогревателями, трубопроводы подачи и выдачи нефти, трубопровод для откачки воды, сифонные краны, задвижки, многоступенчатый желоб, резервуар для приема газа, роликовое устройство, тросик, груз, измерительную линейку, пластину, отличающаяся тем, что внутри резервуара установлен шток, на котором по поверхности воды на границе раздела двух жидкостей нефть-вода вертикально перемещается груз тарельчатого типа, соединенный с указательной пластиной, которая перемещается вертикально по измерительной линейке, при этом измерительная линейка в верхней части дополнительно оснащена контактной пластиной, соединенной линией связи с реле, которое связано с насосом и электромагнитным клапаном, а также тем, что резервуар для приема газа устанавливается вертикально.

2. Система по п.1, отличающаяся тем, что соединение пластин с последующим отключением насоса и закрытием электромагнитного клапана выполнено с возможностью забора воды в резервуаре на верхнем уровне трубопровода для отвода воды.

3. Система по п.1, отличающаяся тем, что соединение пластин с последующим отключением насоса и закрытием электромагнитного клапана выполнено с возможностью недопущения попадания нефти в трубопровод для отвода воды резервуара.

4. Система по п.1, отличающаяся тем, что резервуар для приема газа оборудуется манометром.