Способ улавливания легких фракций из резервуаров и установка для его осуществления

 

(2 (2 (4 (7 ле тя (7

) 4949712/26

) 27.06.91

) 30.08.93. Бюл. М 32

) Татарский государственный научно-иссовательский и проектный. институт нефой промышленности

) В.П.Метельков, В.П.Тронов, А.В.Тро, P.Ñ.Ãàéíóòäèíîâ и А,В.Метельков

Татарский государственный научно-иссовательский и проектный институт нефой промышленности

Ткачев О.А. и Тегунов П.И. Сокращение ерь нефти при транспорте и хранении.

Недра, 1988, с. 110 — 111.

СПОСОБ УЛАВЛИВАНИЯ ЛЕГКИХ

АКЦИЙ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ И УСТАНОВ- °

ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Сущность изобретения: изобретение отится к нефтегазовой промышленности, в тности к сбору, подготовке и транспорту ти и газа. Цель изобретения — снижение ериальных затрат и защита окружающей ды. Установка включает трубопровод, ервуар с приемными и выкиднымилини, соединенные газоуравнительной обкой; подключенной к паровым обьемам ервуаров через огнепреградители, разные диафрагмы, газопровод, соединяюй газоуравнительную систему с денсатосборником, конденсатопроводы. насос откачки конденсата, газопровод от конденсатосборника до подключения к нисходящему участку сифона. На газопроводе установлен газорегуляторный пункт (ГРП) с выходными и входными регулирующими клапанами. соединенными функционально с помощью датчиков давлений с паровыми объемами резервуаров и обьемом, заключенным между внутренней и наружной трубами нисходящего участка сифона. Верхняя часть нисходящего участка сифона соединена с объемом внутренней трубы с помощью воронки, конец которой пропущен в трубе на 0,4 — 0,5 м. Внутренняя труба снабжена диафрагмами, установленными через 1 м и имеющими квадратные и треугольные отверстия. Установка снабжена также нефтерегуляторными пунктами (НРП). расположенными соответственно на подключении трубопровода к восходящей линии сифона, на байпасной линии последнего и на приемных линиях резервуаров, причем НРП соединены функционально с датчиками давлений на конденсатосборний ках- на резервуарах, и гидродинамическим .трубным абсорбером. Последний включает © приемный патрубок, корпус с установлен- Ы ными в нем перегородками, трубопровод с регулируемыми вентилями, перфорирован- сО ными трубами и выкидной патрубок. 2 с.п.ф-. (} лы, 5 ил., 2 табл. Э

Изобретение относится к нефтегазовой мышленности, в частности к сбору, готовке и транспорту нефти и газа, и жет быть использовано в системах при, обработки, хранения и отпуска нефти, тепродуктов, 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

1837932 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. l изображена предлагаемая установка; на фиг. 2 — узел! на фиг, 1; на фиг.

3 — разрез Б-Б на фиг. 1; на фиг. 4 — разрез

 — 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, конденсатопроводы 10, насос откачки конденсата 11, газопровод 12 от конденсатосборника до подключения к нйсходящему участку сифона 13. На газопроводе 12 установлен газорегуляторный 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 19 с 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 пьезометриче40 тосборнике давления (400 — 600 Па) (величина последнего определяется из условия оптимального распределения перепадов давлений между резервуарами, конденса50 тосборником и подключением к нисходящему участку сифона, обеспечивающему минимальные затраты на сооружение и эксплуатацию сис1емы), по сигналам от датчиков давлений 30, 31 открывается регулирующий 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, ми5

35 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 0,20,6 МПа, через нефтерегуляторный пункт 27 поступает в гидродинамический трубный абсорбер 34, выполняющий в начальный момент функции трубопровода,и далее по приемным линиям 3 через нефтерегуляторные пункты 28, 29 в резервуары 2, оснащенные сигнализаторами напора 17, 32, 33, обеспечивающими функциональную связь с газо- и нефтерегуляторными пунктами (14, 26. 27, 28, 29).

Выделившиеся в резервуарах 2 легкие фракции по газоуравнительной обвязке 5 перераспределяются между паровыми объемами, а их избытки поступают в газопровод 8. Под воздействием изменяющихся термодинамических параметров происходит конденсация основного. объема тяжелых углеводородов (C4, С5+ ) и влаги, Конденсат из газопроводов стекает в конденсатосборник 9, откуда по конденсатопроводам 10 и насосом 11 откачивается в 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. Вместо 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 конденсации непрерывно повторяется с каждой новой порцией легких фракций, Тяжелые углеводороды (С4. С5+8) и влага переходят в конденсат, а осушенный от них газ направляется в газопровод 12.

По достижении заданного в конденса1837932

15 авлений в газопроводе от конценсатосборика до сифона. При рабочем давлении в аровых объемах резервуаров в 2000 Па и авлении в конденсатосборнике400 — 600 Па 20 ерепад давлений в гаэоуравнительной си35 лапан 16 газорегуляторного пункта 14, че- 45 ез который газ из газопровода 12 поступат в кольцевой зазор, образуемый трубами

19 и 20 сифона, а затем в жидкостной поток, роходящий по внутренней трубе 19. В поледнем легкие фракции диспергируют в 50 ефти; для чего во внутренней трубе 19 ниходящего участка сифона создают турбуентный режим движения (Re 2000), беспечивающий пульсации, направленные нуя перевальную точку, через воронку 21

I поступает во внутреннюю трубку 19 нисхоящего участка, В последнем осуществляетя перевод избыточного пьеэометрического апора в скоростной. При этом пьезометриеский напор снижается до 50-100 Па, изб. збыточный пьеэометрический напор s труопроводе 1 составляет, в зависимости от словий эксплуатации„0,2-0,6 МПа. Для ромысловых резервуарных парков харакерен нижний, à для резервуаров нефтепеекачивающих станций магистральных ефтепроводов — главным образом верхний редел. Перевод пьеэотермического в скоостной напор на нисходящем участке сиона обеспечивает необходимый перепад теме резервуарного парка составляет

400-1600 Па. а между конденсатосборниом и сифоном при давлении в последнем

0-100 Па, 300-550 Па, Благодаря этому оздаются необходимые гаэодинамичекие условия для реализации предложенного способа улавливания легких ракций. По достижении пьезометрическоо напора в межтрубном пространстве ниходящего участка сифона 50 — 100 Па, изб, (еличина последнего определяется изуслоия оптимизации затрат на сооружение гаопровода от конденсатосборника до ифона и обеспечения безопасной эксплуаации, исключающей воэможность вакуума, одсоса воздуха и образования взрывоо- асной смеси, при увеличении пьезометричекого напора в этой области значительно оэрастают затраты на сооружение и эксплутацию газопроводов, а при уменьшении повляются осложнения с обеспечением езопасной эксплуатации), по сигналу от атчика давлений 18 открывается выходной од прямым углом к движению потока, скоость которых, согласно теории Тейлора, и редел я ется ка к фун кци я средней скорои потока и коэффициента гидродинамичекото сопротивления;

30 () .

v=v

y — ее удельный вес, кг/м . з

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 достижении давления в паровом объеме этого резервуара до максимально допустимого клапан, нефтерегуляторного пункта 29 на приемной линии второго резервуара закрывается, рием нефти в него прекращается..

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

Удельный вес нефти составлял 860 кг/м, пластовой воды — 1098 кгlм, а эмульсии—

3 ,5,„,/ з

В резервуары поступала отсепарированная на установках 1 и И ступеней сепарагде чар — 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 отверст1 чми, в углах. которых создаются вихревые потоки, способствующие дополнительному дис-. пергированию газообразных легких фракций в нефти, Из нисходящего участка сифона нефть с газом поступает в трубопровод 1, в котором обьединяются 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:

1837932

Таблица 1 и С4 i C5

i С4

n Cs

C7+e

С Cz

Сз

СОз

Газ, сос.тав

Компонентный состав, мас. Д

23,20 7,51

1,04 11,74

32,69

9,23

7,28

4.9Э

1,06

0,51

0,75. ции нефть в количестве 4800 т/сут. Обводненность нефти составляла 77-85/,:

В резервуарах осуществлялось предварительное обезвоживание нефти. Обаодненность на выходе из последних составляла 5

12-170/,.

Обработанная в резервуарах нефть направлялась на установку комплексной подготовки,. где осуществлялись обезвоживание, обессоливание и стабилизация. 10

В резервуарах выделялось 2-5 нм лег- . 3 ких фракций на тонну нефти. Углеводородный состав последних. перед пуском системы улавливания приводится в табл. 1.

Температура нефти в резервуарах и на- 15 чальная температура выделяющихся в них легких фракций составляла 301 К (28 С). Молекулярный вес был равен 48,42 кг/кмоль, а плотность — 2,010 кг/нм . з

Как видно из табл. 1, в составе легких 20 фракций, выделяющихся в резервуарах, находилось более 50% мас. тяжелых углеводородов (C4+e), бтносящихся, при нормальных условиях, к жидкостям. B их составе . было более 30 Д пропана, занимающего 25 промежуточное положение между жидкостью и газом.

Испытания приводились в зимний и летний периоды при температуре наружного воздуха соответственно 250-258 К (— 23 — 30

-15 С) и 295-288 К (15-22 С).

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

Углеводородный состав легких фракций 35 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/нм . В их 40 составе несколько менее 50 тяжелых углеводородов (C4+e) (46,74 Д масс.), в то время как количество легких компонентов, по сравнению с аналогичными данными до пуска системы, несколько возросло. Последнее объ- 45 ясняется влиянием герметизации паровых объемов резервуаров, удаления из них воздуха и его насыщением легкими компонен. тами легких углеводородов, переходящих из нефти в паровой обьем резервуаров. 50

Формула изобретения

1. Способ улавливания легких фракций из резервуаров, включающий ввод жидких углеводородов в резервуары, перераспределение паров нефти между резервуарами и утилизацию их избытков, о т л и ч а юшийся тем, что, с целью снижения материальных затрат и защиты окружающей среды, перед вводом жидких углево- 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 иэ 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 нефтерегуляторными 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 обьемах резервуаров.

1837932

Таблица 2";

Газ, сОстав

COz

Сз С4 и С4

1 С5 и С5 Св

34,34 8.81

2,58

1;65

13,75

21,54

636 585 406

0,12

I /У 1614 yS

Редактор Т. Горячева аказ 2881 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5!

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород. ул.Гагарина, 101

Компонентный состав, мас. 0,94

Составитель В. Метельков

Техред M.Ìîðãåíòàë Корректор П. Гереши