Способ хранения нефти и нефтепродуктов Советский патент 1992 года по МПК B65D90/30 B65D88/34 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности, к системам обработки и хранения нефти, конденсата и нефтепродуктов в резервуарах и может быть использовано в отраслях народного хозяйства, в которых осуществляются операции приема, отпуска и хранения испаряющихся жидкостей.

Известен способ сбора, хранения и транспорта нефти и нефтепродуктов, предусматривающий перераспределение избытков паров углеводородов между резервуарами по газоуравнительным линиям, прием и откачку нефтепродуктов (см. В.Б.Галиев и др. Магистральные нефтепро- дуктопроводы, М.: Недра, 1988, с. 286-287).

Недостатком способа являются значительные потери легких фракций, вредные

выбросы в атмосферу и связанные с этим проблемы охраны окружающей среды.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ хранения нефти и нефтепродуктов, пре- дусматривающий прием и откачку из резервуаров, оснащенных плавающими покрытиями, формирование покрытия в каждом резервуаре и распределение избытков паров углеводородов между резервуарами (см. тот же источник, с. 284-285).

Недостатки:

-значительные затраты на сооружение покрытий, в частности, металлические покрытия увеличивают стоимость резервуара на 20-30%;

-большие потери нефти. Применение известных плавающих покрытий в виде понтонов на сырьевых резер-ч

Os

со

ь. VI со

вуарах приводит к тому, что из-за высокого газбсодержания нефти, последняя выходит в виде пены на поверхность понтона, происходит ее разгазирование, образование сплошного нефтяного объема над понтоном и его затопление. При этом общие потери на резервуарном парке нефтепромысла с понтонами могут быть сокращены не более чем на 26%,лчто не соответствует современным требованиям ресурсосбережения и защиты окружающей среды. .

Целью изобретения является сокращение потерь от испарения и вредных выбросов в атмосферу при одновременном снижении материальных затрат при хранении.

Указанная цель достигается описываемым способом хранения нефти и нефтепродуктов, включающим подачу в резервуары, формирование покрытия в каждом резервуаре, распределение избытков паров углеводородов между резервуарами и выдачу.

Новым является то, что в процессе формирования покрытия используют слой хранимой нефти или нефтепродукта, толщину которого определяют по формуле:

hn 0,1Риж, где Pi - истинное давление насыщенных

ИП ,2

паров, кгс/м ;

у-удельный вес нефти, кг/м3, причем в каждом резервуаре поддерживают давление паров нефти или нефтепродуктов в пределах 1000-2000 Па, а соотношение объемов паровой и жидкостной фаз, не превышающим единицы.

Способ реализуется в следующей последовательности.

На основе данных по физико-химическим свойствам обрабатываемых в резервуарах жидких углеводородов (плотности, давлению их насыщенных паров и т.д.) по вышеприведенной формуле определяют толщину покрытия, обеспечивающего давление на динамический слой нефти (нефтепродуктов), равное истинному давлению их насыщенных паров. Необходимый для достижения наибольшего сокращения потерь слой нефти выдерживают определенное время, в течение которого намеченная к использованию в качестве покрытия нефть подвергается дегазации и испарению из ее объема части легких фракций.

При обработке девонских нефтей Ро машкинского месторождения время формирования покрытия составляет 2-4 часа. Как показали выполненные нами исследования, материал покрытия обладает следующими свойствами: плотность на 0,2-0,4% выше, а

вязкость на 30-37% больше соответствующих параметров нефти на приеме в резервуар. Легкие фракции после перехода в газообразное состояние перераспределяются между резервуарами. При этом процесс испарения и возврата молекул нефти в жидкую фазу идет в обе стороны. За счет охлаждения на стенках кровли резервуара и в газопроводах часть их, включая пары влаги, конденсируется и возвращается в нефтяную зону, основная же масса молекул возвращается согласно законам фазового равновесия немедленно. В любом случае, масса испарившейся нефти чаще всего несколько превышает соответствующее значение массы возвращения углеводородов из паровой в нефтяную зону, а разность данных величин составляет величину потерь от испарений. Наиболее интенсивное испарение легких фракций нефти в резервуарах происходит в начальный период их заполнения.

В табл. 1 приведены данные по величинам потерь нефти от испарений в резервуаре при различных условиях эксплуатации и внедрении предлагаемого способа применительно к одному из товарных парков объединения Татнефть на котором обрабатывалась девонская нефть Ромашкинского месторождения.

Из табл. 1 видно, что при высоте взлива нефти Ьь, равной 2м, и соотношении парового и жидкостного объемов б относительные потери нефти от испарений максимальны и составляют 1,35 мас.%. Значительные величины потерь определяются отсутствием покрытия динамического слоя нефти и большой величиной парового объема, насыщенного парами нефти. Однако уже при небольшой толщине покрытия (0,25 м) и соотношении - 4 потери нефти уменьшаются на 0,2%, а при достижении величины hn - 3,75 м, соответствующей давлению на динамический слой, равному упругости

насыщенных паров нефти Ринп, которое в комплексе с уменьшением парового объема до величины, равной жидкостному объему, насыщением парового объема углеводородами и давлением, равным или более 1000

Па, обеспечивает необходимые -условия по предотвращению зарождения в динамическом слое газовых пузырьков, испарения и потерь нефти.

При снижении давления ниже 1000 Па в

отдельных Зонах резервуара, преимущественно с наветренной стороны, при значительной скорости ветра, создается вакуум, что вызывает увеличение потерь нефти от испарения. Давление S1000 Па создает гарантии предотвращения этого отрицательного явления. Верхний предел давления (2000 Па) соответствует максимально допустимому рабочему давлению в резервуарах РВС-5000. Наличие в резервуарах такого избыточного давления исключает подсос воздуха и, благодаря этому, обеспечиваются условия для снижения испарения и потерь нефти.

При дальнейшем увеличении толщины покрытия относительные потери остаются на достигнутом минимальном уровне, но вследствие увеличения общего объема обрабатываемой в резервуаре нефти, абсолютные потери при этом возрастают, достигая, при наибольшем уровне нефти в резервуаре, величины, близкой к максимальной.

Средняя величина потерь составила 0,54 мае. %

Эффективность способа может быть значительно повышена при соединении с помощью газоуравнительной системы двух или большего количества резервуаров, эксплуатируемых по предлагаемому способу.

В табл. 2 приводятся результаты исследо- ваний по использованию предлагаемого способа при эксплуатации двух объединенных в единую систему резервуаров РВС-5000.

Из табл. 2 следует, что при соотношении парового и жидкостного объемов, равном единице, общие потери нефти в группе резервуаров сокращаются до 0,32-0,23%, средняя величина составляет 29%.

Из сопоставления таблиц № 1 и № 2 видно, что потери нефти по предлагаемому способу при эксплуатации группы резервуаров при обеспечении соотношения парового и жидкостного объемов, равного единице, сокращаются с 0,54 до 0,29%, или в среднем на 46%.

Предлагаемый способ был испытан на одном из товарных парков объединения Татнефть, было установлено 6 резервуаров РВС-5000. В два резервуара поступала девонская нефть Ромашкинского месторож-

дения в количестве 8000 т/сутки плотностью 852 кг/м3. Величина покрытия изменялась в пределах 0,25-3,75 м, соотношение объемов от 4:1 до 0,1:1, давление в паровой зоне поддерживалось в пределах 1000-1600 Па. Потери нефти от испарений согласно прототипу составили 1,23 мас.%,а при использовании предлагаемого способа -в среднем 0,32%.

Технико-экономические показатели предлагаемого способа при использовании его на промысловом товарном парке Ромашкинского месторождения при обработке 8000 т/сут. нефти приводятся в табл. 3.

Из табл. 3 видно, что использование предлагаемого способа обеспечивает снижение капиталовложений на 40%, потерь нефти на 66%.

Формула изобретения Способ хранения нефти и нефтепродуктов, включающий подачу их в резервуары, формирование покрытия в каждом резервуаре, распределение избытков паров углеводородов между резервуарами и выдачу, о т- личающийся тем, что, с целью сокращения потерь от испарения и вредных выбросов в атмосферу при одновременном снижении материальных затрат, в процессе формирования покрытия используют слой хранимой нефти или нефтепродукта, толщину которого определяют по формуле

hn 0,1РИНП ,м;

где Ринп - истинное давление насыщенных паров, кгс/м2,

у-удельный вес нефти, кг/м3, причем в каждом резервуаре поддерживают давление паров нефти или нефтепродуктов равным 1000-2000 Па. а соотношение объемов паровой и жидкой фаз не превышает 1.

Использование: изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к системам обработки нефти, конденсата и нефтепродуктов в резервуарах, и может быть использовано в отраслях народного хозяйства, в которых осуществляются операции приема, отпуска и хранения испаряющихся жидкостей. Сущность изобретения: на основе данных по физико- химическим свойствам обрабатываемых в резервуарах жидких углеводородов определяют толщину покрытия, используя формулу: hn 0,1 РинпУ 1, Ц, где Рнп - истинное давление насыщенных паров нефти, кгс/м , у- уд.вес. нефти, кг/м3. Необходимый для достижения наибольшего сокращения потерь слой нефти, используемый в последующем в качестве покрытия, обеспечивающего сокращение потерь углеводородов, выдерживают в течение определенного времени, в течение которого намеченная к применению в качестве покрытия нефть подвергается дегазации и испарению. Выделившиеся при этом легкие фракции перераспределяются между паровыми объемами резервуаров. 3 табл. (Л С

Таблица 1

Продолжение табл. 1

Таблица 2

Таблица 3