Система улавливания паров нефти и нефтепродуктов из резервуаров Советский патент 1987 года по МПК B65D90/30 

Изобретение относится к хранению нефти и нефтенродуктов при трубоироводиом транспорте и может быть использовано в любой отрасли промышленности при хранении нефти и нефтепродуктов.

Цель изобретения - уве-чичение : ффек- тивности отбора паров и повышение надежности работы системы.

В изобретении уловленные пары нефти или нефтепродуктов после первой ступени компремирования и прохождения через бу- ферно-сепарационную емкость направляются в дополнительный контур, включающий компрессор высокого давления, холоди.чьник и накопительный трубопровод с встроенными нагревателями и датчиками 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 температур и пиковых колебаний заполнения и, особенно, опорожнения резервуаров, что увеличивает надежность ее работы.

На фиг. I 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 дав- ;1ении соответственно.

Технологическая схема системы улавливания наров нефти и нефтепродуктов из резервуаров (СУЛФ) содержит rpyntiy резервуаров 1-4, оборудованных дыхательными 5 и предохранительными 6 клапанами с сырьевыми трубопроводами 7 и 8 для приема и отпуска нефти и нефтепродуктов и газоуравнительную систему 9, соединенную с газовым смесителе.м 10. На последнем установлены датчики 11 и 12 давления. Газовый смеситель соединен газопроводом 13 через отсекатель 14 и регулятор 15 давления с буферно-сепарационной емкостью 16. Другим газопроводом 17 через отсекатель 18 смеситель соединен с приемом компрессора 19 низкого давления, выкид которого соединяется с входом буферно-сепарационной емкости 16. Откачка конденсата из бу- ферно-сенарационной емкости осуществляется насосом 20 через конденсатосборник 21 но конденсатопроводу 22 с отсечным клапаном 23. На буферно-сепарационной емкости установлены датчики 24 и 25 давления. Второй выход буферно-сепарационной емкости через компрессор 26 высокого давления и холодильник 27 газа соединен с приемом газонаконительного трубопровода (газгольдера) 28. Перед газгольдером установ5

5

лен регулятор 29 давления «до себя. Выкид Г азг ольдера через регулятор 30 давления «после себя и отсечной клапан 31 соединен с буферно-сенарационной емкостью. В

газгольдер вмонтированы подогреватели 32 газа и подогреватели 33 конденсата. На входе подогревателей газа и конденсата установлены отсечные клапаны 34 и 35 прямого действия соответствеино. Газгольдер кон- денсатопроводом 36 с отсечным клапаном 37

0 соединен через конденсатосборник 21 с приемом насоса откачки конденсата. На газгольдере установлены датчик 38 давления, датчик 39 температуры конденсата, датчик 40 температуры газа, датчик 41 уровня для сброса избытков конденсата и датчик 42 уровня для сброса не испарив1пихся остатков конденсата. Буферно-сепарационная емкость 16 и емкость для сбора конденсата 21 оборудованы датчиками 43 и 44 уровня соответственно. Трубчатый газгольдер 28

0 содержит линию 45 сброса газа на собственные нужды перекачивающей станции. Система работает в двух режимах: режиме закачки углеводородных газов в резервуары при снижении давления в их газовом пространстве ниже 100 На и режиме отбора паров углеводородов при повышении давления в газовом пространстве резервуаров свыше 900 На.

В нервом режиме при снижении давления в резервуарах 1-4 (когда откачка по обт.ему превышает закачку) ниже 100 Па (нижний предел) датчик 12 давления подает сигнал на открытие клапана 14 на линии 13. После открытия клаиана газ из буфе)но- сепарационной емкости 16 под избыточным давлением 0,05 , поддерживаемом регулятором 15 давления, поступает через газоуравнительную систему 9 в газовое пространство опорожняемых резервуаров. Нри достижении давления в резервуарах и смесителе 10 600 Па клапан 14 закрывается по сишалу датчика 12 (верхний преде.). Дав- ;|ение в емкости 16 поддерживается в пределах 0,2- 0,5 ЛАП а через датчики 24 и 25 давления, подаюци1х сигнал па открытие клапана 31 или включение компрессора 26 высокого давления на откачку. Нри снижении давления в буферно-сепарационной емкости

ниже 0,2 .МГ1а подается сигнал на открытие клапана 31 по сигналу датчика 24 давления (нижний нредел) и газ начинает пос- ynaть из накопительного трубопровода 28 в емкость 16 и далее после очистки от каQ пелыюй влаги в газоуравнительную систему 9. Попо, 1нение системы га.зом осущест- н. 1яется за счет принудительного испарения конденсача в газгольдере 28 первоначально за счет снижения давления, затем за счет подогрева конденсата подогревателями 33,

5 включенными в работу но сигналу датчика 39 гемпературы за счет открытия клапана 35 (нижний преде, 10 - 20 С|. При снижении гемпературы ra:sa в газгольдере нн0

5

0

же (. pe/iHeH расчетной температуры газового проетрамства ре; ервуаров включается по- логревате. 11 Л2 газа, встроенный в г азовое пространство трубчатогсз газгольдера 28, открытием клапана 34 по сигналу датчика 40 температуры. Это условие необходимо для предотвращения обратного конденсатообра- зования при переохлаждении газа при его дросселировании в регуляторах 30 и 15 давления. Процесс принудительного испарения конденсата ведется до достижения давления в газгольде|1е 28-0,3 МПа при температуре газовой фазы, равной расчетной, е учетом понижения температуры газа при дросселировании во время подачи его в газовые пространства резервуаров. Температура 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 свьпие 900 Г1а датчик 11 давления (верхний предел) подает сигнал на открытие к,та- пана 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 - сепарацион- ную емкость 16. Откачка газа ведется до сниВ таблице приведены состав и плотность углеводородной части паровоздушной смеси в ГП резервуаров.

Накопление конденсата в трубчатом газгольдере происходит до 2/3 его диаметра. При этом уровне срабатывает датчик 41 уровня, выдающий сигнал на откачку избытков конденсата через трубопро.вод 36 с отсечным клапаном 37 в конденсатосборник 21. Сброс конденсата осуществляется до половины диаметра (середины) газгольдера.

0

жения давления в газовом пространстве резервуаров до 200 Па. Остановка компрессора и закрытие клапана 18 осу|пеств.1Я- ется по сигналу датчика II (нижний njie- дел). Если в процессе откачки давление в буферно-сепарационной емкости возрастает свыше 0,5 , датчик 25 давления подает сигнал на включение компрессора 2ti высокого давления, связанного через холодильник 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 5 трубопровода. Наиболее оптимальным является поддержание режима: давление в пределах 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 нефтеперекачиваюш,их станциях (фиг. 2, 3). Как видно из фиг. 2 и 3, при этих параметрах конденсируется от 90 до 95% и выше всех уловленных паров нефти (для нефтепродуктов процент конденсации выше 95% при данных условиях). Расчеты произведены по известной методике. Для расчета взят типовой состав паровой смеси, характерный для нефтяных резервуаров головных сооружений.

0

5

При этих условиях обеспечивается максимальная поверхность для испарения конденсата при переходе системы на работу в первом режиме.

Одной из особенностей предлагаемой системы является постоянное накопление нестабильного бензина в составе конденсата, что приводит к снижению испаряемости конденсата при оптимальных параметрах работы системы. С целью устранения этого недостатка по мере ухудшения качества конденсата производят сброс его остатков из

газгольдера через конденсатосборник на прием насоса 20 откачки конденсата. Сброс производят в начальный период работы системы во втором режиме после откачки всей нефти из резервуаров (период начала заполнения резервуаров) по сигналу датчика 42 уровня. Если в течение длительного периода времени полная откачка нефти из резервуаров не производилась, то такую ситуацию по мере необходимости создают искусственно.

Необходимое количество газа на собственные нужды перекачивающей станции отбирается из газгольдера по трубопроводу 45 (для работы котельной). Конденсат из конденсатосборника 21 подается по сигналу датчика 44 уровня на прием насоса 20, а затем на прием подпорных насосов перекачивающей станции.

В обоих режимах клапаны 5 и 6 на резервуарах являются предохранительными - предотвращающими аварийное (свыще 2000 Па) повышение давления в их газовых пространствах.

Основным требованием к системе при ее проектировании является предотвращение попадания в газовое пространство резервуаров воздуха при их полном опорожнении. Для выполнения этого требования должно соблюдаться условие

Ун()К„„.У„т,

где VH - максимальный объем нефти, откачиваемый из резервуарного парка, нм ;

Ков- удельный объем паров, выделяющийся в резервуарах из нефти за время откачки, нм /м ; Кисп - удельный объем испаривщегося конденсата при его принудительном испарении, нм 7м ;

VHT-полезный объем накопительного трубопровода (объем жидкой фазы).

По опытным данным для нефти Татарии Кол 0,2-0,4 нм /м . Так как при принятых параметрах работы системы происходит в основном испарение пропан-бу- тановой фракции, принимают 222 - 290 нм /м .

Определяют из этих условий полезный объем жидкой фазы в накопительном трубопроводе для группы из щести резервуаров. Максимальный объем откачки нефти по анализу журналов «приема-сдачи равен 25000 м . Приняв Ков 0,2 нм-/м , Кисп 222 нм /м , получают VHT 100 м . Полный объем накопительного трубопровода должен быть в этом случае

VKT

К2-Кз-Унт К,

где Ki 0,5 - коэффициент заполнения накопительного трубопровода жидкой фазой;

0

5

0

5

0

5

0

5

К2 1,3-1,5- коэффициент, учитывающий содержание испаряющихся бензиновых фракций в конденсате;

Кз 1,5 - 2,0- коэффициент запаса, учитывающий точность расчетов и повыщенную надежность.

С учетом этих данных получают для на- щего случая VKT г 560 м

Таким образом, расчетная длина накопительного трубопровода, выполняемого из труб больщого диаметра, например 1220 мм, составляет порядка 500 м, что 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 (до 10000 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 окружающей среды. Предлагаемая система в отличие от известных является более универсальной, поскольку не зависит от побочных источников газа и в случае опорожнения резервуаров использует пары конденсата для герметизации их газовых пространств.

Формула изобретения

Система улавливания паров нефти и нефтепродуктов из резервуаров, гфедусматри- вающая принудительный отбор паров при их заполнении и подачу углеводородов в газовое пространство резервуаров при их опорожнении, включающая газоуравнительную систему резервуаров, связанную с компрессором низкого давления и буферно-се- парационной емкостью, оборудованной датчиками давления и системой откачки конденсата, трубопроводами и установленными на них отсечными клапана.ми, отличающаяся тем, что, с целью повышения эффективности и повышения надежности, она снабжена связанным с буферно-сепарационной емкостью дополнительным контуром, вклю- чаюпшм компрессор высокого давления,

холодильник и накопительный трубопровод-дер )б | удон;1н laiM iKiivH и-мшр . р j,

газгольдер с встроенными нагревателями иycTai он 1енн1.1ми и еги газовой и к i. irii

линией сброса конденсата, причем газголь-сатной .юнах.

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 буферно- сепарационной емкостью. Накопительный трубопровод (газгольдер) имеет встрренные 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 повьнпе- нии давления в газовом пространстве резервуаров свыше 900 Па. 3 ил., 1 табл. (Л оо 4 00

6 5

Фиг

0,05 0,15 0.3 ОЛ 0,5 0,6 0.1 08 03 W П II ,3 14 1,5 IS 1,7 }.В 1,9 2.0 2.1 2.2

Фиг. 2

Мком Мсм

%

00 S5 BOSS 80 75- 10 65 60 55 50 5 351- 50 25 20 75 Ю

,

мпа

1,1 МЛа

0.8МПО 0,гмУ}а

0,6МПа ОММПо

263273283293

Фиг.З

303

J73 Т, К