Способ сбора и транспорта нефти по трубопроводам и система для его осуществления Советский патент 1992 года по МПК F17D1/08 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к промысловому сбору, подготовке и транспорту нефти по магистральным трубопроводам и может быть использовано в нефтепереработке, при сборе, обработке и транспорте конденсата газовых и газоконденсатных месторождений, в системах транспортировки, хранения, распределения и использования нефтепродуктов и других испаряющихся жидкостей.

Известен способ сбора и транспорта нефти по трубопроводам, включающий операции приема и откачки из резервуаров, улавливание легких фракций с принудительным отбором паров нефти при заполнении резервуаров и подачей газа при их опорожнении, ввод избытков отобранных из резервуаров легких фракций в нефтепровод, компримирование и транспортирование по трубопроводу.

ы

Система для осуществления способа включает головные и промежуточные насосные станции с резервуарами, оборудованные датчиками давлений, обеспечивающие включение и отключение компрессоров откачки легких фракций, открытие и закрытие клапанов подпитки паровых обьемов резервуаров газом, две газоуравнительные системы, компрессоры низкого и высокого давлений, емкости для газа низкого и высокого давлений, трубопроводы и запорную арматуру.

Недостатками являются большие капиталовложения и эксплуатационные затраты на сбор и компримирование уловленных легких фракций, обусловленные наличием двух газоуравнительных систем (одной - для отбора, а второй - для подачи газа в паровые объемы резервуаров), дорогостоящих емкостей для газа низкого и высокого давлений, двух групп компрессоров, в особенности агрегатов высокого давления, превышающего напор магистральных нефтяных насосов, и связанные с этим сравнительно невысокая производительность труда, значительные потери легких фракций и вредные выбросы в атмосферу, вызванные отсутствием системы регулирования давлений в паровых объемах резервуаров в функциональной зависимости от поступления в них нефти.

Целью изобретения является снижение капиталовложений и эксплуатационных затрат, уменьшение потерь легких фракций и сокращение вредных выбросов в атмосфеРУУказанная цель достигается описываемым способом, включающим операции при- ема-откачки нефти из резервуаров, улавливание легких фракций с отбором паров нефти при заполнении резервуаров и подачей газа при их опорожнении, ввод избытков отобранных из резервуаров легких фракций в нефтепровод, компримирование и транспортирование по трубопроводу.

Новым является то, что легкие фракции вводят в поток нефти при пьезометрическом напоре 15-25 Па, диспергируют их, после чего повышают пьезометрический напор до 20-100 КПа, абсорбируют легкие фракции в нефти, выдерживая их в турбулентном потоке нефти в течение 2-3 мин, и направляют в резервуары или на прием нефтяных насосов, а при работе нефтеперекачивающей станции в режиме транзита с подключенным резервуаром в соотношении (0,05-0,1):(0,95-0,9) - в резервуары и на прием нефтяных насосов соответственно.

Способ реализуется с помощью системы, включающей нефтепроводы, резервуары, оснащенные газоуравнительными линиями, насосы, контуры утилизации избытков паров нефти и регулирующие устройства. Новым является то, что каждый контур

утилизации снабжен регулируемым диспер- гэтором газообразных легких фракций, гид- равлическим трубным абсорбером и комплексом регулирования давлений, состоящим из регулирующих клапанов и датчиков давлений, установленных на входе контуров утилизации избытков паров нефти и на приемных линиях резервуаров.

На фиг, 1 представлена принципиальная технологическая схема предлагаемой

системы сбора и транспорта нефти по трубопроводам; на фиг. 2 - узел диспергирования, разрезы А-А, Б-Б, Д-Д и вид В; на фиг. 3 -узел абсорбции.

Система включает приемный нефтепровод 1. трубопровод 2 с регулирующим клапаном 3, резервуары 4, оснащенные газоуравнительной системой, включающей газопровод 5, огнепреградители б, разрывные диафрагмы 7, газопроводы 8 и 9 (с установленными на них датчиками давлений 10, 11 и регулирующим клапаном 12), соединяющие газоуравнительную систему с I и II контурами утилизации избытков паров нефти, состоящими из узлов диспергирования

III (см. фиг.2) и абсорбции IV (см. фиг.З). Узел диспергирования III первого и второго контуров включает регулирующие клапаны 13 (для подачи жидкости) и 14 (для подачи газа), цилиндрический корпус 15 с установленными в нем диафрагмами 16 и 17с отверстиями квадратного и треугольного сечений, расширитель 18 и соединенные с ним сопло, выполненное в виде двух коаксиальных конусов: наружного 19 с углом 30-60° и внутреннего 20 с углом 45-75° к оси устройства, которые образуют между собой дифференциальный кольцевой зазор 21. Внутренний конус со щелями 22, которые расположены под углом 40-50° к образующим конуса,

снабжен телескопической перегородкой, состоящей из подвижной 23 и неподвижной 24 частей, и соединен штоком 25 с мембраной регулирующего устройства 26. Устройство содержит также датчики давлений 27,

28, 29 и 30, установленные на наружном конусе сопла, и трубопровод 31 для подачи эмульсии.

Узел абсорбции IV выполнен в виде гидродинамического трубного абсорбера (см.

фиг.З), который включает приемный патрубок 32, корпус 33 с установленными в нем перегородками 34, трубопроводы 35 с запорными устройствами 36, перфорированными трубами 37 и выкидной патрубок 38.

Основные параметры гидродинамического трубного абсорбера принимаются из условия

(QHK, ); (1-1,5)K- v.

где D - диаметр абсорбера, м;

Он - расход нефти, м/с;

Re - параметр Рейнольдса;

К - коэффициент, с;

v - скорость, м/с;

L - длина абсорбера, м,

Величина Он принимается по данным об объемах добычи и перекачки нефти; сведения по скорости v - по условиям обеспечения минимальных приведенных затрат на сооружение абсорбера и его эксплуатацию. Величина коэффициента К принимается равной 1.

Система включает также приемный нефтепровод 39 с регулирующим клапаном 40, насосную 41, напорный нефтепровод 42, выкидные нефтепроводы резервуаров 43, внешний газопровод 44 с установленными на нем регулирующим клапаном 45, действующим по сигналам датчика давлений 46. Комплекс регулирования давлений в паровых объемах резервуаров включает регуляторы давлений после себя 47 на приемных трубопроводах 48 резервуаров, датчики давлений 49, монтируемые на кровлях резервуаров, трубопровод транзитной перекачки 50 с установленным на нем регулирующим клапаном 51.

Предлагаемый способ и система для его осуществления обеспечивает работу объектов при следующих режимахв режиме приема и откачки нефти в ре- зервуарный парк (при этом нефть направляют в резервуары и на прием насосов в соотношении 1:0);

в режиме транзитной перекачки нефти, при котором нефть направляют в резервуары и на прием насосов в соотношении 0:1;

в режиме транзита с подключенными резервуарами, при котором перекачиваемая нефть направляется в резервуары и на прием нефтяных насосов в соотношении (0,05-0,1):(0,95-0,9).

При соотношении VO 100% объема перекачиваемой нефти поступает по первому направлению (при первом режиме - в резервуары); при соотношении 0:1 весь объем нефти направляется по второму направлению (на насосы). При перекачке в режиме транзита с подключенным резервуаром 90- 95% общего объема нефти поступает на прием насосов, минуя резервуары, в которые направляется 5-10% от общего объема нефти.

Наиболее экономичным является второй режим. Однако для его осуществления необходима гарантированная пост авка нефти необходимых кондиций с промысла 5 или с предыдущей нефтеперекачивающей станции и надежная система автоматизации, которые не в каждом случае могут быть обеспечены. В случае невозможности их реализации применяются режимы приема и

0 откачки нефти в резервуарный парк или перекачки в режиме транзита с подключенным резервуаром. Последний обладает преимуществами как первого, так и второго режима и лишен их недостатков. Перекачка основ5 ного объема нефти (90-95%) в режиме транзита обеспечивает минимальные испарения нефти в резервуарах, постоянство нагрузок напорных и магистральных нефтепроводов и возможность подачи нефти в резервуары

0 при отклонениях режимов подготовки на промысле или неисправности нефтепровода.

Рассмотрим режим приема и откачки нефти в резервуарный парк.

5 Нефть по приемному нефтепроводу 1, трубопроводу 2, через регулирующие клапаны 3 и 47 по приемному трубопроводу 48 поступает в резервуары 4. Выделяющиеся в них легкие фракции по газопроводу 5 пере0 распределяются между паровыми объемами резервуаров, давление в которых поддерживается в пределах 400-2000 Па Минимальная величина давления определяется по условиям предотвращения смятия,

5 максимальная - предотвращения разрушения резервуаров Выделяющиеся в резервуарах легкие фракции по газопроводам 8 и 9 поступают в контуры улитизации избытков паров нефти I и II. Последние входят в сие

0 тему регулирования давлений в паровых объемах резервуаров.

При повышении давления в резервуарах до величины, обеспечивающей с учетом инерционности системы автоматизации и

5 регулирования предотвращение их смятия (500 Па), по сигналу от датчика давлений 10 открывается клапан 51 и нефть по трубопроводу 50 через регулирующий клапан 13 узла диспергирования 111 (фиг.2) поступает в

0 кольцевой зазор 21. Пьезометрический на- пор в последнем, необходимый для обеспечения безопасного функционирования процесса отбора легких фракций из резервуаров, определяется йз уС говия необходи5 мого перепада давления между паровыми объемами резервуаров и дифференциальным кольцевым зазором, а также предотвращения образования вакуума и подсоса воздуха. В частности, для условий применения серийной аппаратуры и оборудования он может быть принят равным 15-25 Па.

Последнее поддерживается с помощью регулируемого устройства, состоящего из конуса 20, перемещающегося с помощью штока 25 под действием давления, воздействующего на мембрану регулирующего устройства 26. 8 целях исключения перетока жидкости в газопровод диспергатор снабжен телескопической перегородкой, состоящей из подвижной 23 и неподвижной 24 частей, благодаря которой жидкостный поток, имеющий более высокий по сравнению с газовым пьезометрический напор, направляется в кольцевой зазор. Необходимым условием поступления газа в поток жидкости является перепад давления между газопро- вЪдом и потоком в кольцевом зазоре. Сечение потока регулируется в зависимости от заданного пьезометрического напора в пределах заданных величин давлений (15-25 Па). Величина пьезометрического напора (15-25 Па) в области ввода газового потока в жидкостный определена из условия обеспечения безопасного отбора легких фракций из резервуаров и технологических возможностей известных датчиков давлений и исполнительных механизмов в части инерционности. При пьезометрическом напоре ниже 15 Па вследствие влияния инерционности элементов системы регулирования клапанов, датчиков и т.д. возможно кратковременное импульсное снижение напора до вакуума, подсос воздуха и образование взрывоопасных смесей. Верхний предел значений пьезометрического напора (25 Па) определен из условия обеспечения оптимальных параметров системы подачи резервуарного газа от паровых объемов до области ввода в жидкостный поток, определяемых перепадом давлений между резервуаром и точкой ввода газа в жидкостный поток диспергатора.

При превышении верхнего пьезометрического напора над заданным конус 20 под действием давления на мембрану регулирующего устройства 26 и усилия, передаваемого штоком 25, опускается, площадь кольцевого сечения 21 уменьшается, в результате чего часть избыточного пьезометрического напора переходит в скоростной, а абсолютная величина пьезометрического напора в кольцевом сечении уменьшается до заданного значения, обеспечивающего необходимый перепад давления между газопроводом и кольцевым сечением. После этого по сигналу от датчика давления 28 подается импульс на исполнительный механизм регулирующего клапана 14, последний Открывается и газ из газопровода 8 (фиг.1)

через щели конуса 22 подается в кольцевой поток жидкости дифференциального сечения, в котором благодаря щелевому вводу по винтовым образующим, обеспечивается

эффективное диспергирование газа во вращающихся потоках нефти. Затем газожидкостная смесь поступает в расширитель 18, где пьезометрический напор потока повышают до 20-100 КПа. Повышение пьезомет0 рического напора осуществляется за счет снижения скорости потока, в результате которого избыточный скоростной напор переходит в пьезометрический, величина которого определяется из условия динами5 ки противодавления системы перекачки потока в резервуары. При нижнем уровне взлива в резервуарах (1 м), обеспечивающем пьезометрический напор на вводе в резервуар до 10 КПа, и аналогичном значе0 нии гидравлического сопротивления трубопровода около 1 м, или 10 КПа, нижняя граница пьезометрического напора определялась равной 20 КПа, верхняя граница при верхнем уровне взлива в резервуарах, 100

5 КПа. После расширителя газожидкостная смесь поступает в цилиндрический корпус диспергаторз, где установлены диафрагмы с квадратными 16 и треугольными 17 отверстиями, обеспечивающими объемную турбу0 лизацию потока. Благодаря этому значительно повышается эффективность процессов дробления и перемешивания газа. Полученная газожидкостная эмульсия по трубопроводу 31 поступает в гидродинами5 ческий трубный абсорбер (см, фиг.1 и 3) по приемному патрубку 32, в котором благодаря многократному прохождению газовой фазы легких фракций через слой нефти, осу- ществляемом у с помощью трубопроводов

0 35 регулируемых вентилей 36, перфорированных труб 37, которыми оборудуются каждая из секций, образуемая перегородками 34, обеспечивается их эффективная абсорбция и растворение. Затем газожидкостная

5 эмульсия по приемному нефтепроводу 39 (фиг. 1) насосом 41 перекачивается в напорный нефтепровод 42,

Как показали исследования, выполненные в условиях опытно-промышленной уста0 новки, 85-93 мас.% легких фракций переходят в жидкую фазу. Обьем нерастворившейся газовой фазы (7-15 мас.%) в окклюдированном состоянии в потоке нефти поступает в резервуары, где осуществляет5 ся их дальнейшее растворение в нефти под действием гидростатического напора столба жидкости. В условиях проводившегося нами эксперимента на опытно-промышленной установке было достигнуто растворение около 50 мас.% газовой фазы. Остаточный

объем газовой фазы в общем потоке легких фракций нефти переходит в паровые объемы резервуаров. При возрастании напора в последних до 1800 Па по сигналам от датчи- . , ка 49 прикрываются клапаны регуляторов давления 47, установленные на приемных линиях резервуаров, включается насо С 41 и нефть по нефтепроводам перекачивается в .напорный нефтепровод 42. В случае повышения давления в резервуарах до 2000 Па клапаны закрываются до нормализации давленияв резервуарах, 1

В режиме транзита система работает следующим образом.

Нефть по приемному нефтепроводу 1, :. Через регулирующие клапаны 3 и 51 поступает в трубопровод транзитной перекачки 50 и далее через регулирующий клапан 40 -. направляется .в приемный нефтепровод 39, откуда.насосом 41 перекачивается в нагУор- ный нефтепровод 42. В резервуарах 4 с помощью регулирующего клапан а 45, действующего по сигналам от датчики д§в- ленйй 46, связанного с газопроводом 8. поддерживается избыточное давление нефтяного газа в пределах 300 Па с по- мощью газа, поступающего по внешнему газопроводу 44. Благодаря исключению поступления нефти в резервуары и перекалки ее насосной станцией из приемного в напорный нефтепровод в автоматическом режиме потери нефти от испарений сводятся: практически к нулю.

. В режиме транзита с подключенными резервуарами система работает так, что основной рбьем нефти из приемного нефтепровода (90-95% и более) поступает на прием насоса 41 и далее в напорный нефте- .. /..- провод 42, остальные же 5-10% нефти поступают в резервуары 4, а затем в приемную линию насоса 41. При этом в отлич ие от вышеописанных схем количество нефти, поступающей в резервуары, регулируется в функциональной зависимости от давлений в паровых объемах резервуаров, а выделившиеся из последних избытки легких фракций вводятся в гидродинамический поток нефти.

. Предлагаемый способ и система для его осуществления были испытаны на одной из .нефтеперекачивающих станций управления Северо-Западными магистральными нефтепроводами.

,-В систему поступала девонская нефть

плотностью 860 KT/MJ с вязкостью 0,2 смг./с в количестве 500 м /ч. 50-60% календарного времени перекачка нефти осуществлялась в режиме транзита; а 40-50% - в режиме приема нефти в резервуары. По- . следний использовался при отклонениях от

.те хйол огйческо го режима подготовки и перекачки нефти (увеличение содержания солей, воды и мехпрймёсей в подготовленной на промысловых убтановках нефти, авариях 5 линейной части нефтепроводов и пр.). При этом в резервуарах выделялись легкие фракции нефти, углеводородный состав ко- гтЬрЩ прйЪЬДйтся/в;табл. 1.

Плотность лёгких фракций/составляла

10 2,052 кг/м3, молекулярная масса -. 45,98 кг/к мольн, . ,..;...:..-...; ... . - ;:,.:.:.,: :: . Из табл. 1 следует, что испаряющиеся в резервуарах легкие фракции содержат 6 своем составе более. 40 мае.% углеводоро15 дов С4+В, около 30% бутанов и более 40% пропана, более 16% этана, являющихся ценным сырьем нефтехимии.

Перед запуском системы осуществлялось замещение воздуха в резервуарах 4 уг0 леводородным газом, для чего и газопровода 44 через клапан в газоуравнительную систему подавался газ, а газовоздушнйя смесь до достижения минимальной концентрации воздуха (0,5-0,7 об.%) выпускалась через дыха5 тельные клапаны в атмосферу.

- При.испытаний способа нефть по при-.

емному нефтепроводу 1 и трубопроводу 2 через регулирующие клапаны 3 и 47 и по приемному трубопроводу 48 поступала в ре0 зервуары 4. Выделяющиеся в них легкие фракции по газопроводу 5 перераепределя . лись между резервуарами 4. Давление в паровых объемах , резервуа рОв поддержийалось в предёл4а х 300-1800 Па.

5 Избытки легких фракций по газопроводу 8 поступали в контуры утилизации избытков паров нефти; сначала в контур I, а затем в контур II. Регулирование давления в паровых объемах резервуаров и объемов выделя0 ющихся в них легких фракций и утилизация последних позволяет исключить: щ потери при эксплуатации. В табл. 2 приводится уг- лёво дородн ый состав легких фракций, выделяющихся в резе рвуа рах после применения

5 предлагаемого способа. ....; ....

Незначительный объем потерь (0,09-1,4 мае. %) сохраняется за счёт продувок паро- ; вых объемов резервуаров в атмосферу при пуске системы:---- г..т-, . :

0 Испытания способа и системы для его осуществления подтвердили возможность и высокую эффективность улавливания легких фракций по предлагаемому способу, Основные технико-экономические по-

5 казатели предлагаемого способа и системы применительно к одной из НПС управления Северо-Западными магистральными нефтепроводами приводится в табл. 3. .

Как видно из табл.3, предлагаемый способ и система для его осуществления обеспечивают сокращение потерь легких фракций нефти и вредных выбросов в атмосферу в 1,6 раза, сокращение благодаря бескомпрессорному методу компримирования уловленных легких фракций энергозатрат, снижение капиталовложений в 2,4 раза, эксплуатационных затрат в 2,6 раза.

В отличие от известного предлагаемый способ обеспечивает в результате исключения из технологической схемы компрессоров функционирование системы без постоянного обслуживающего персонала.

Формула изобретения

1. Способ сбора и транспорта нефти по трубопроводам, включающий операции приема-откачки нефти из резервуаров, улавливание легких фракций с отбором па ров нефти при заполнении резервуаров и подачей газа при их опорожнении, ввод избытков отобранных из резервуаров легких фракций в нефтепровод, компримирование и транспортирование по трубопроводу, о т- личающийся тем, что легкие фракции вводят в поток нефти при пьезометрическом

напоре 15-25 Па и диспергируют их, после чего повышают пьезометрический напор до 20-100 КПа, абсорбируют легкие фракции в нефти, выдерживают их в турбулентном потоке нефти в течение 2-3 мин и направляют в резервуары или на прием нефтяных насосов, а при работе нефтеперекачивающей станции в режиме транзита с подключенным резервуаром в соотношении (0,050,1):(0,95-0,90) - в резервуары и на прием нефтяных насосов соответственно.

2. Система для сбора и транспорта нефти по трубопроводам, включающая нефтепроводы, резервуары, оснащенные

газоуравнительными линиями, насосы, контуры утилизации избытков паров нефти и регулирующие устройства, отличающаяся тем, что каждый контур утилизации снабжен регулируемым диспергатором газообразных легких фракций, гидродинамическим трубным абсорбером и комплексом регулирования давлений, состоящим из регулирующих клапанов и датчиков давлений, установленных на входе контуров утилизации избытков паров нефти и на приемных линиях резервуаров.

Сущность изобретения: принимают-откачивают нефть из резервуаров. Улавливают легкие фракции с отбором паров нефти при заполнении резервуаров и подают газ при их опорожнении. Вводят избыток отобранных легких фракций в нефтепроводы, компримируют и транспортируют по трубопроводу. Легкие фракции вводят в поток нефти при пьезометрическом напоре 15-25 Па и диспергируют их. После чего повышают напор до 20-100 КПа, абсорбируют легкие фракции в нефти, выдерживают их в турбулентном потоке нефти в течение 2-3 мин и направляют в резервуары или на прием нефтяных насосов, при работе нефтеперекачивающей станции в режиме транзита с подключенным резервуаром в соотношении

Показатель

Сокращение потерь легких фракций нефти,

масс.%

Снижение вредных выбросов в атмосферу, %

Затраты электроэнергии на компримирование

легкий фракций, %

Капиталовложения, %

Эксплуатационные затраты. %

Таблица 1

Таблица 2

-| ,- « I Ч- - 4

Таблица 3

Прототип

Предлагаемые способ и система

98,6

.Г98;ё ;

41,8 39

№

Газ

Продолжение таблицы 3

гв

гз

Vuffxocmb

(Риг I