Способ улавливания легких фракций из резервуаров и установка для его осуществления Советский патент 1993 года по МПК B01D19/00 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к сбору, подготовке и транспорту нефти и газа, и мсжет быть использовано в системах приема, обработки, хранения и отпуска нефти, нефтепродуктов, а также испаряющихся

жидкостей в различных отраслях народного хозяйства.

Цель изобретения - снижение материальных затрат и защита окружающей среды.

Указанная цель достигается описываемым способом, включающим ввод жидких

углеводородов в резервуары, перераспределение паров нефти между резервуарами и утилизацию их избытков.

Установка для осуществления способа включает резервуары, подводящие и отводящие нефтепроводы, газоуравнительную обвязку, конденсатосборник, запорную и регулирующую арматуру, датчики давления газа в паровых объемах резервуаров и на конденсатосборнике.

На фиг. 1 изображена предлагаемая установка; на фиг. 2 -узел I на фиг. 1; на фиг. 3 - разрез Б-Б на фиг. 1; на фиг. 4 - разрез В-В на фиг. 1; на фиг. 5 - гидродинамический трубный абсорбер.

Установка включает трубопровод 1, резервуары 2 с приемными 3 и выкидными 4 линиями, соединенные газоуравнительной обвязкой 5, подключенной к паровым объемам резервуаров через огнепреградители 6, разрывные диафрагмы 7, газопровод 8, соединяющий газоуравнительную обвязку с конденсатосборником 9, конденсатопрово- ды 10, насос откачки конденсата 11, газопровод 12 от конденсатосборника до подключения к нисходящему участку сифона 13. На газопроводе 12 установлен газо- регуляторный пункт (ГРП) 14 с входным 15 и выходным 16 регулирующими клапанами, соединенными функционально-с помощью датчиков давлений 17 и 18 - с паровыми объемами резервуаров и объемом, заключенным между внутренней 19 и наружной 20 трубами нисходящего участка сифона (см.узел А). Верхняя часть нисходящего участка сифона соединена с объемом внутренней трубы 19с помощью воронки 21, конец которой пропущен в трубу 19 на 0,4-0,5 м. Внутренняя труба 19 снабжена диафрагмами 22 и 23, установленными через 1 м и имеющими квадратные 24 и треугольные 25 отверстия. Установка снабжена также нефтерегуляторными пунктами (НРП) 26, 27, 28, 29, расположенными соответственно на подключении трубопровода 1 к восходящей линии сифона 13, на байпасной линии последнего и на приемных линиях резервуаров, причем НРП соединены функционально с датчиками давлений 30 и 31 на конденсатосборнике, 32, 33 - на резервуарах, и гидродинамическим трубным абсорбером 34. Последний (фиг. 2) включает приемный патрубок 35, корпус 36 с установленными в нем перегородками 37, трубопровод 38 с регулируемыми вентилями 39, перфорированными трубами 40 и выкидной патрубок 41.

Система работает следующим образом. В начальный момент нефть по трубопроводу 1 под избыточным пьезом.етриче

ским напором, создаваемым предыдущей насосной станцией (глубинными насосными установками скважин, кустовыми насосными станциями системы поддержания пластового давления, дожимными насосными станциями нефтяных месторождений или нефтеперекачивающими станциями магистральных нефтепроводов), равным 0.2- 0,6 МПа, через нефтерегуляторный пункт 27

0 поступает в гидродинамический трубный абсорбер 34, выполняющий в начальный момент функции трубопровода,и далее по V приемным линиям 3 через нефтерегулятор- ные пункты 28, 29 в резервуары 2, оснащен5 ные сигнализаторами напора 17, 32, 33, обеспечивающими функциональную связь с газо- и нефтерегуляторными пунктами (14, 26.27,28,29).

Выделившиеся в резервуарах 2 легкие

0 фракции по газоуравнительной обвязке 5 перераспределяются между паровыми объемами, а их избытки поступают в газопро- вод 8. Под воздействием изменяющихся термодинамических параметров происхо5 дит конденсация основного.объема тяжелых углеводоррдоз (Сз, Cs+в) и влаги. Конденсат из газопроводов стекает в конденсатосборник 9, откуда по конденсатоп- роводам 10 и насосом 11 откачивается в

0 трубопровод 1. Осушенный от конденсата и влаги газ по трубопроводу 12 поступает на прием газорегуляторного пункта 14. Дальнейшему пути уловленных легких фракций . предшествуют следующие .операции. Вме5 сто перешедших из газовой в жидкую фазу молекул углеводородов в газоуравнительную обвязку 5 и газопровод 8 из паровых объемов резервуаров поступают новые порции легких фракций. Процесс охлаждения и

0 конденсации непрерывно повторяется с каждой новой порцией легких фракций. Тяжелые углеводороды (С4, Cs+в) и влага переходят в конденсат, а осушенный от них газ направляется в газопровод 12.

5 По достижении заданного в конденсатосборнике давления (400-600 Ла) (величина последнего определяется из условия оптимального распределения перепадов давлений между резервуарами, конденса0-тосборником и подключением к нисходящему участку сифона, обеспечивающему минимальные затраты на сооружение и эксплуатацию системы), по сигналам от датчиков давлений 30, 31 открывается регу5 пирующий клапан в нефтерегуляторном пункте 26 и одновременно прикрывается регулирующий клапан в нефтерегуляторном пункте 27. Благодаря этому часть поступающей из трубопровода 1 нефти направляется по восходящей линии сифона, а затем, минуя перевальную точку.через воронку 21 вступает во внутреннюю трубку 19 нисхо- ящегоучастка. В последнем осуществляет- я перевод избыточного пьезометрического апора в скоростной. При этом пьезометри- еский напор снижается до 50-100 Па. изб. збыточный пьезометрический напор втру- опроводе 1 составляет, в зависимости от словий эксплуатации, 0,2-0,6 МПа. Для ромысловых резервуарных парков харак- ерен нижний, а резервуаров нефтепе- екачивающих станций магистральных ефтепроводов - главным образом верхний редел. Перевод пьезотермического в ско- остной напор на нисходящем участке си- она обеспечивает необходимый перепад делений в газопроводе от ко.нденсатосбор- ика до сифона. При рабочем давлении в Ааровых объемах резервуаров в 2000 Па и давлении в конденсатосборнике 400-600 Па перепад давлений в газоуравнительной системе резервуарного парка составляет 400-1600 Па, а между конденсэтосборни- t ом и сифоном при давлении в последнем 50-100 Па, .300-550 Па. Благодаря этому создаются необходимые газодинамические условия для реализации предложенного способа улавливания легких оракций. По достижении пьезометрического напора в межтрубном пространстве нисходящего участка сифона 50-100 Па. изб, (зеличина последнего определяется изусло- ия оптимизации затрат на сооружение га-4 голровода от конденсатосборника до сифона и обеспечения безопасной эксплуатации, исключающей возможность вакуума, годсоса воздуха и образования взрывоо- г асной смеси, при увеличении пьезометриче- ского напора в этой области значительно Е озрастают затраты на сооружение и эксплу- гтацию газопроводов, а при уменьшении появляются осложнения с обеспечением Ј езопасной эксплуатации), по сигналу от /атчика давлений 18 открывается выходной клапан 16 газорегуляторного пункта 14, че- р ез который газ из газопровода 12 поступает в кольцевой зазор, образуемый трубами 19 и 20 сифона, а затем в жидкостной поток, гроходящий по внутренней трубе 19. В последнем легкие фракции диспергируют в ьефти, для чего во внутренней трубе 19 нисходящего участка сифона создают турбулентный режим движения (Re 2000), сбеспечивающий пульсации, направленные г од прямым углом к движению потока, ско- р ость которых, согласно теории Тейлора, определяется как функция средней скорости потока и коэффициента гидродинамического сопротивления:

-PfF

(D..

где vcp - средняя скорость потока;

а - коэффициент гидравлического сопротивления.

Для этой цели внутреннюю трубу 19 нисходящего участка сифона оборудуют диафрагмами 22, 23 с квадратными 24 и треугольными 25 отверстиями, в углах- которых создаются вихревые потоки,

способствующие дополнительному дис-- пергированию газообразных легких фракций в нефти. Из нисходящего участка сифоыа нефть с газом поступает в трубопровод 1, в котором объединяются два потока, а затем - в гидродинамический трубный абсорбер 34 (фиг. 2), в котором, благодаря многократному прохождению легких фракций через слой нефти, обеспечивается эффективная абсорбция их и растворение. Затем газожидкостная эмульсия по приемному трубопроводу 3 через нефтерегуляторный пункт 28 поступает в резервуар. В нем продолжается процесс растворения газообразных легких фракций в нефти, обеспечиваемого за счет давления нефтяного столба:

30

Р у,

(2)

5

где Н - высота взлива нефти, м; у- ее удельный вес, кг/м3. При повышении давления в первом по ходу резервуаре до величины рабочего давления по сигналу от датчика давления газа 32 в паровом объеме осуществляется прикрытие клапана нефтерегуляторного пункта 28 на его приемной линии и переключение потока нефти на другой резервуар. По до0 стижении давления в паровом объеме этого резервуара до максимально допустимого клапан; нефтерегуляторного пункта 29 на приемной линии второго резервуара закрывается, прием нефти в него прекращается.

5 Предложенный способ и система для его осуществления были испытаны на опытно-промышленном полигоне Ромашкинского месторождения, в состав которого входили , два резервуара РВС-5000, оснащенные га0 зоуравнительной обвязкой, конденсаторос- борником и новыми элементами (сифоном, гидродинамическим трубным абсорбером и др.), обеспечивающими реализацию предлагаемого технического решения.

5 Удельный вес нефти составлял 860 кг/м , пластовой воды - 1098 кг/м3, а эмульсии - 1050 кг/м3.

В резервуары поступала отсепариро- ванная на установках I и II ступеней сепарации нефть в количестве 4800 т/сут. Обводненность нефти составляла 77-85%.

В резервуарах осуществлялось предварительное обезвоживание нефти. Обводненность на выходе из последних составляла 12-17%.

Обработанная в резервуарах нефть направлялась на установку комплексной подготовки, где осуществлялись обезвоживание, обессоливание и стабилизация.

В резервуарах выделялось 2-5 нм3 легких фракций на тонну нефти. Углеводородный состав последних, перед пуском системы улавливания приводится в табл. 1.

Температура нефти в резервуарах и начальная температура выделяющихся в них легких фракций составляла 301 К (28°С). Молекулярный вес был равен 48,42 кг/кмоль, а плотность-2,010 кг/нм3.

Как видно из табл. 1, в составе легких фракций, выделяющихся в резервуарах, находилось более 50% мае. тяжелых углеводородов (Сз+в), относящихся, при нормальных условиях, к жидкостям. В их составе было более 30% пропана, занимающего промежуточное положение между жидкостью и газом.

Испытания приводились в зимний и летний периоды при температуре наружного воздуха соответственно 250-258 К (-23 - -15°С) и 295-288 К{15-22°С).

Высота взлива в резервуарах находилась в пределах 7,2-11,5 м, уровень раздела фаз нефть-вода - 4-6 м.

Углеводородный состав легких фракций нефти, выделившихся в резервуарах при работающей системе улавливания, приводится в табл. 2,

Молекулярный вес газа составлял 45,85 кг/кмоль, а плотность 1,910 кг/нм3. В их составе несколько менее 50% тяжелых углеводородов (Он-в) (46,74% масс.), в то время как количество легких компонентов, по сравнению с аналогичными данными до пуска системы,несколько возросло. Последнее объясняется влиянием герметизации паровых объёмов резервуаров, удаления из них воздуха и его насыщением легкими компонен- . тами легких углеводородов, переходящих из нефти в паровой объем резервуаров.

Формулаизобретения

1.Способ улавливания легких фракций из резервуаров, включающий ввод жидких углеводородов в резервуары, перераспределение паров нефти между резервуарами и утилизацию их избытков, отличаю- щ и и с я тем, что, с целью снижения материальных затрат и защиты окружающей среды, перед вводом жидких углево-1

дородов в резервуары их разделяют на два потока, в одном из которых снижают избыточный пьезометрический напор до 50-100 Па и вводят в него легкие фракции из газоуравнительной системы, причем при

вводе их диспергируют, затем оба потока объединяют и абсорбируют легкие фракции нефтью.

2.Установка улавливания легких фракций из резервуаров, включающая

резервуары, подводящие и отводящие нефтепроводы, газоуравнительную обвязку, конденсатосборник, запорную и регулирующую арматуру, датчики давления газа в

паровых объемах резервуаров и на конденсатосборнике, отличающаяся тем,

что, с целью снижения материальных затрат

и защиты окружающей среды, она снабжена

установленными на подводящем нефтепроводе в резервуары сифоном и соединенным с его нисходящим участком гидродинамическим трубным абсорбером,нисходящий участок сифона снабжен датчиком давления газа и соединен с газовой зоной конденсатосборника посредством трубопровода, снабженного газорегуляторным пунктом, регулирующие клапаны которого соединены функционально с датчиками давления газа в паровых объемах резервуара и на

нисходящем участке сифона, восходящая и байпасная линии сифона снабжены неф- терегуляторными пунктами, исполнительные механизмы .которых соединены функционально с датчиком давления газа

на конденсатосборнике, а подводящие нефтепроводы перед резервуарами снабжены нефтерегуляторными пунктами, исполнительные механизмы которых функционально соединены с датчиками давления газа в

паровых объемах резервуаров.

Таблица 1

Д) /5-

(pvs.2

35

35

Таблице 2 1

V