Система улавливания паров нефти и нефтепродуктов из резервуаров

 

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 буферносепарационной 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 повьнпении давления в газовом пространстве резервуаров свыше 900 Па. 3 ил., 1 табл. (Л оо 4 00

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

А1

„„Я0„„1331743 (50 4 В 65 Р 90 30

МС1 Г -; 11

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К А BTOPCHOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 3926338/31-13 (22) 29.04.85 (46) 23.08.87. Бюл. ¹ 31 (71) Уфимский нефтяной институт (72) В. Ф. Новоселов, И. Г. Блинов, С. П. Лебедич, Г. С. Блинов, P. М. Маргасимов и А. Н. Коршак (53) 621.642.3(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР № 906822, кл. В 65 D 90/32, 1980.

Тронов В. П. и др. Оценка эффективности технологии улавливания легких фракций нефти на промыслах. — Нефтяное хозяйство, 1983, № 1, с. 34--37.

Авторское свидетельство СССР № 1113320, кл. В 65 D 90/30, 1984.

МсСц()чап К. С. Stock-tank vapor-recovery

system. Oil and Gas J., 1960, . 58, N 43, р. 112 — 115.

Hoge T. Hydrocarbon vapor-recovery

eased. — Oil and Gas J., 1974, v. 72, № 25,р. 146 — 150.

Gone roof tankage, — Oil and Gas J., 1958, v. 56, ¹ 33, р. 222 — 224. (54) СИСТЕМА УЛАВЛИВАНИЯ ПАРОВ

НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ (57) 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 буферносепарационной 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 повышении давления в газовом пространстве резервуаров свыше 900 Па. 3 ил., 1 табл.

133!743

Изобретение относится h «ранению нефти и нефтепродуктов при трубопроводнол) транспорте и может быть использовано в любой отрасли промышленности при «ранении нефти и нефтепродуктов.

Цель изобретения - увеличение яффективности отбора паров и повышение надежности работы системы.

В изобретении уловленные пары нефти или нефтепродуктов после первой ступени компремирования и прохождения через буферно-сепарационную емкость напрывпяются в дополнительный контур, включающий компрессор высокого давления, холодильник и накопительный трубопровод с встроенными нагревателями и датчиками температуры, имеющий линию сброся 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. 1 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 давлении соответственно.

Те«)н)логическая схема системы улавливыни» паров нефти и нефтепродуктов из резервуаров (СУЛФ) содержит группу 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 смесителем 10. На последнем установлены датчики 11 и 12 давления. Газовый смеситель соединен газопроводом 13 через отсекатель 14 и регулятор 15 давления с буферно-сепырационной емкостью !6.

Другим гызопроводом 17 через отсекатель !8 смеситель cîåäHHåí с приемом компрессор3 19 низкого давления, выкид которого соединяется с н«одом буферно-сепарыционной емкости 16. Откачка конденсата из f)уферно-сепарационной емкости oc> löåEтвляется насосом 20 через конденсатосборник 21 по конденсатопроводу 22 с отсечным клапаном 23. На оуферно-сепарационной емкости установлены датчики 24 и 25 давления.

Второй выход буферно-сепарыционной емкости через компрессор 26 высокого давления и xoëîä»ëь»èh 27 газа соединен с приемом гызонакопительного трубопровода (газгольдера) 28. Перед газгольдером усташ)в5

55 лен регi.)ÿòîð 29 давления «до себя». Выкид I азгольдеры через регулятор 30 давления «после себя» и отсечной клапан 31 соединен с буферно-сепярационной емкостью. B газгольдер вмонтированы подогреватели 32 газа и подогреватели 33 конденсата. На входе подогревателей газа и конденсата установлены отсечные клапаны 34 и 35 прямого действия соответственно. Газгольдер конденсатопроводом 36 с отсечным клапаном 37 соединен через конденсатосборник 21 с приемом насоса откачки конденсата. На газгольдере хстановлены датчик 38 давления, датчик 39 температуры конденсата, датчик

40 теMIIE .рятуры газа, датчик 41 уровня для сброса избыпгков конденсата и датчик 42 урони» для сброся не испарившихся остатков конденсата. Ьуферно-сепырационная емкость 16 и емкость для сборы конденсата 21 оборудованы датчиками 43 и 44 уроння соответственно. Трубчатый газгольдер 28 содержит линию 45 сброса газа на собственные нужды перекачивающей станции. (:истемы 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 повышении давления в газоном пространстве резервуаров свыше 900 (13.

В первом режиме при снижении давления в резервуарах 1 — 4 (когда откачка по объел)у превышает зыкачкх ) ниже 100 Па (нижний предел) датчик 12 давления подает сигнал ны открытие клапана 14 на линии 13.

После открытия клапана гыз из буферносепырационной емкости !6 под избыточным давлением 0,05 МПа, поддерживаемом регулятором 15 давления, поступает через гызоуравнительнук) систему 9 в газовое пространство опорожн»емых резервуаров. При достижении давления в резервуарах и смесителе 10 600 Г!а клапан 14 закрывается по сигналу датчика 2 (верхний предел) ..рав.!енне в емкости 16 поддерживается в пределах 0 2- 0 5 МГ1а )ерез датчики 24 и 25 давления, подающих сигнал н3 огкрытие hl3пана 31 или вклк)чение компрессора 26 вы E>hoI0 давлени» на откачку. При снижении давления в буферно-сепарационной емкости ниже 0,2 МГ13 подается сигнал на открытие клапана 3! по сигналу датчика 24 давления (нижний предел) и газ начинает поступать из накопительного грубопровода 28 в емкость 16 и далее после очистки от капель»ой илыги в газоурывните.) ьнл к) систему 9. Г(ополнен)ц системы газом осуществляется за )ет принудительного испарения конденсата в газголь.Lepe 28 первоначально зы счет снижения давления, затем зы E÷åò подогрева конденсата подогревятелял) и 33. включенными в работу по сигналу датчика 39 температуры з,) счет открытия клапаны 35 (нижний предел 10 — 2)0 (.). При снижении гемп.рятхры газ;) в газгольдере пи1 331743 же средней расчетнои температуры I азового пространства резсрвуаров вклк3чается подогревател ь, 32 г(3за, встроен и ый в газовое

ПрОСтрс(НСЗВО т13Хб3ЧатОГ(3 ГаЗГОЛЬдсра 28, Открытием клапана 34 по сигналу датчика 40 темпер23туры..-7то условие необходимо для предотвращения обратного конденсатообразования при переохлаждении газа при его дросселировании в регуляторах 30 и 15 давления. 11роцесс принудительного испарения конденсат(! ведется до достижения давле1О ния в газгольдере 28- 0,3 МПа при температуре газовой фазы, равной расчетной, с 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 20 свыше 900 Г!а датчик 11 давления (верхний предел) подает сигнал на открытие клапана 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 - сепарационную емкость 16. Откачка газа ведется до сниКомпоненты объема ) 7 реса. 1ата Время, тбо-, тб)ра ра гробы пр бы

0,1 5,36 0,00 13,59 5Ь,74 .,36 1,78 3, О 2,72 ),C 0,09

0,13 3,77 0,00 8,91 54,53 5,5 16,19 5,03,28 1,92 0,22

1,908

1 ).ОЬ 9 н

1 ) мин

0,16 4,4С 0,68 8,18 38,7а 8,)2 2,92 Ь,63

5 2 )1

О, 14

1 .()8 1 мин

2,129

О, 4,80 33 36 9, 1 28,28 9 34 8 Ot, 3 89

О, 30

0,26 3,Ь7 0,0 t2.",,83 55,5-,51 t ),77 3,26 З,Ь2 1,78

О, 16

18.03 i

-)) мин

1,9t 3

С, 4 2 18 А,СС 8,!7 51 85 5 5а 16 95 5 90 5 53 3 25 О 38

О,! 4 37 0 0:. )l C 56 89,3 1, 6 3 22 2,65 1 01 0 08

0 . 2,59 О, 00 9, Ьа,-)3 39 )5,70,92 4,05 1,84 0, 19

15. ()8

5 мин

1, 9Л4,55 1,,99 4 47 4 17 5 00 021

0,)0 3,31 О, 8) ).,(8 8

)с

2,013

0 91 l, 92 О ),", 9 9 ) 5 „6 Ь ":С 6 Ь6 h 21 3 5Ь

С,48

При этих условиях обеспечивается максимальная поверхность для испарения кон50 денсата 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

В 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 трубопровод 36 с отсечным клапаном 37 в конденсатосборник

2l. Сброс конденсата осуществляется до половины диаметра (середины) газгольдера. жения давления в газовом пространстве резервуаров до 200 Ila. Остановка компрессора и закрытие клапана 18 осуществг(яется по сигналу датчика 11 (нижний п)ндел). Если в процессе откачки давление в буферно-сепарационной емкости возраста T свыше 0,5 МПа, датчик 25 давления подает сигнал на включение компрессора 26 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 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 нефтеперекачивающих 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.

1331743

К = 1,3 — 1,5

Формула изобретенин

1 к2 Кз VHT

К 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 искусствен но.

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 (свыше

2000 Па) повышение давления в их газовых пространствах.

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

V-(1 — K-) К„,„Ч, где V максимальный объем нефти, откачиваемый из резервуарного парка, нм;

К- — удельный объем паров, выделяющийся в резервуарах из нефти за время откачки, нм /м ;

К. . — удельный объем испарившегося конденсата при его принудительном испарении, нм /м ;

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

По опытным данным для нефти Татарии K.s = 0 2 0 4 нм /м . Так как ири принятых параметрах работы системы происходит в основном испарение пропан-бутановой фракции, принимают К ° = 222—

290 нм /м .

Определяют из этих условий полезный объем жидкой фазы в накопительном трубопроводе для группы из шести резервуаров. Максимальный объем откачки нефти по анализу журналов «приема — сдачи» равен

25000 м . Приняв Ko. = 0 2 нм /м, К- = 222 нм /м, получают V- = 100 м .

Полный объем накопительного трубопровода должен быть в этом случае где Ki = 0,5 — коэффициент заполнения накопительного трубопровода жидкой фазой; коэффициент, учитывающий содержание испаряющихся бензиновых фракций в конденсате;

K> = 1,5- — 2,0 — — коэффициент запаса, учитывающий точность расчетов и повышенную надежность.

С учетом этих данных получают для нашего случая V- = 560 м .

Таким образом, расчетная длина накопительного трубопровода, выполняемого из труб большого 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 окружаюьцей 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 азовых пространств.

Система улавливания паров нефти и нефтепродуктов из резервуаров, предусматривающая принудительный отбор паров ири их заполнении и подачу углеводородов в газовое пространство резервуаров при их опорожнении, включающая газоуравнительную систему резервуаров, связанную с компрессором низког о давления и буферно-сеиарационной емкостью, оборудованной датчиками давления и системой откачки конденсата, трубопроводами и установленными на них отсечными клапан а ми, отлuwающанcн тем, что. с целью повышения эффективности и повышения надежности, она снабжена связанным с буферно-сеиарациониой емкостью дополнительным контуром, включающим компрессор высокого давления, хол одил ьн и к и н а коп ител ьн ы и тр убоп ровод— газгольдер с встроенными нагревателями и линией сброса конденсата, причем газгольдер б; удонан а(ччк, ми мн уста|. )H енными н его газов iй и л, i u сати <1й«зонах.

22

Р,Е77а

+K08 ор см

Ь

Ь

7 "

Я .Э

6Г

" 5

40 5

gg

i5

1С

005 0,75 03 ОЧ 05 06 07 08 09 70 7,1 72 7,3 1Ч 75 16 7,7 10

Фиг.2

l33l743

МС/1

ИЮ

МПо

МПО

ЛЗ 7<

Гб3 273

Составитель В. Шипов

Тех ед И. Верес Корректор Е. Рошко

Редактор Н. Бобкова ехред

Подписное

2/16 Тираж 640 о

Заказ 374 /

СР по делам изобретений и открытий

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изо р

113035, Москва, Ж вЂ” 35, Раушская наб., д. 4/5 е п иятие, г. Ужгород, ул. Проектная, 4

Производственно-полиграфическое предпр

70 б

283 293

Фиг.3