СИСТЕМА ДЛЯ ПРИЕМА СЫРОЙ НЕФТИ И ОТДЕЛЕНИЯ НЕФТЯНОГО ПОПУТНОГО ГАЗА, ОБОРУДОВАННАЯ УСТРОЙСТВОМ ОТКЛЮЧЕНИЯ ОТКАЧКИ ВОДЫ
SYSTEM FOR RECEIVING CRUDE OIL AND SEPARATING ASSOCIATED PETROLEUM GAS, EQUIPPED WITH A WATER PUMPING SHUT-OFF DEVICE

Предлагаемое изобретение относится к средствам хранения нефти и нефтепродуктов, и может быть применено в нефтяной промышленности для приема, хранения и выдачи сырой нефти, содержащей растворенный газ.
Предлагаемое изобретение наиболее применимо при приеме сырой нефти в вертикальные стальные резервуары (РВС) объемом 200 и 400 кубических метров. Под сырой нефтью подразумевается жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит воду, растворенный газ, минеральные соли и механические примеси [ГОСТ Р 51858 Нефть. Общие технические условия. М: ГОССТАНДАРТ, 2002].
Нефтяной попутный газ представляет собой газ, растворенный в нефти при пластовых условиях. [Нефтегазовая микроэнциклопедия. Краткий справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина: М. - 2005]. Данный газ выделяется при эксплуатации нефтяных залежей в результате снижения пластового давления ниже давления насыщения.
Растворенный в сырой нефти газ образует нефтяную пену, которая представляет собой дисперсную двухфазную систему, состоящую из ячеек, заполненных газом и разделенных пленками нефти. Плотность нефтяной пены может колебаться в широких пределах от 0,5 плотности жидкости до значений близких к плотности газа. Высота нефтяной пены может достигать нескольких метров и зависит от содержания в нефти растворенного газа, температуры, давления, скорости подачи нефти в резервуар, а также от других факторов.
В определенные моменты времени, когда уровень нефти достигает верхней части резервуара нефтяная пена через неплотности оборудования, вытекает на крышу и стенки резервуара. При этом наносится материальный ущерб нефтяному предприятию, загрязняется окружающая среда, а также повышается пожарная опасность объекта.
Известен резервуар для приема, хранения и отделения сырой нефти от воды [И.А. Еланский, Ю.А. Матвеев. Патент на полезную модель №62909 от 10.05.2007].
В данной полезной модели на резервуар для темных нефтепродуктов, оборудованный подогревателями дополнительно устанавливаются раздаточные патрубки, сифонные краны и дренажный патрубок. В частности вместо одного раздаточного патрубка и одного сифонного крана устанавливается вертикально несколько раздаточных патрубков и несколько сифонных кранов. Патрубки оборудуются задвижками соответствующего диаметра и трубопроводными коммуникациями.
Одновременно к нижней части стенки резервуара приваривается дренажный патрубок, который оборудуется задвижкой и трубопроводом. По трубопроводу вода с помощью насоса или самотеком поступает в отдельный резервуар, откуда затем откачивается в специальную скважину или емкость.
Дополнительные сифонные краны предназначены для определения уровня воды в резервуаре. Применение второго и третьего дополнительных раздаточных патрубков, находящихся выше основного раздаточного патрубка позволяет решить задачу более эффективной выдачи сырой нефти из предлагаемого резервуара для дальнейшей подготовки. Установка дополнительных раздаточных и дренажных патрубков, а также сифонных кранов позволяет в постоянном режиме откачивать сырую нефть, находящуюся выше уровня воды. При этом одновременно с откачкой будет происходить ускоренное отделение воды от сырой нефти за счет использования внутренних подогревателей, а также дренаж воды из резервуара с помощью дренажного патрубка, задвижки и трубопроводных коммуникаций.
Недостатками указанного резервуара при приеме и выдаче сырой нефти с большим содержанием газа является:
1. Отсутствие устройства визуального определения воды в резервуаре.
2. Отсутствие устройства, позволяющего отделять нефтяной попутный газ.
3. Большая вероятность нарушения технологического процесса, связанного с откачкой воды из резервуара, а также с откачкой нефти с помощью дополнительных раздаточных патрубков и трубопроводов.
Также известен резервуар для приема сырой нефти, оборудованный устройством для улавливания нефтяной пены [Ю.А. Матвеев и др. Патент на полезную модель №82200 от 20.04.2009].
3
В данном техническом решении на резервуар, имеющий приемный и раздаточный патрубки, трубопроводы для приема и выдачи нефти, задвижки, световой и замерной люки, вентиляционный патрубок, дыхательный клапан, трубопровод для отвода воды, люк-лаз, внутренние секционные подогреватели, сифонные краны дополнительно вертикально на крыше резервуара устанавливаются патрубок, оборудованный трубопроводом с задвижкой и тарельчатым клапаном низкого давления, при этом трубопровод связан с горизонтальным стальным резервуаром объемом 10 м. Стальной резервуар герметично соединен с трубопроводом и устанавливается на поверхности земли. Резервуар Р-10 оборудуется дыхательным клапаном для удаления попутных нефтяных газов при разгазировании сырой нефти, замерным люком, а также трубопроводом с задвижкой для откачки нефти.
Резервуар для приема сырой нефти, оборудованный устройством для улавливания нефтяной пены работает следующим образом. Через приемный патрубок и соответствующую задвижку сырая нефть с растворенным газом поступает в резервуар.
При поступлении сырой нефти с большим содержанием газа в резервуаре образуется слой пены различной высоты. Пена, достигнув крыши резервуара, поднимает тарельчатый клапан и по трубопроводу поступает в горизонтальный стальной резервуар, который герметично соединен с трубопроводом. В резервуаре происходит отстаивание и разгазирование нефтяной пены. При этом нефтяной попутный газ за счет более низкой плотности по сравнению с нефтью будет скапливаться в верхней части резервуара и удаляться в атмосферу через дыхательный клапан, а разгазированная нефть будет оставаться в нижней части резервуара Р-10.
Одновременно при помощи внутренних подогревателей в РВС подается горячий пар. После этого открывается дренажная задвижка для откачки воды по трубопроводу. Определив уровень воды в резервуаре, оператор открывает необходимую задвижку дополнительного раздаточного патрубка для откачки сырой нефти по трубопроводу.
В процессе выдачи нефти оператор периодически определяет уровень воды в резервуаре и регулирует процесс откачки нефти с помощью дополнительных и основного раздаточных патрубков и соответствующих задвижек.
В случае превышения пеной допустимого уровня, она попадает в горизонтальный стальной резервуар Р-10. В связи с этим не происходит пролива нефти на крышу и стенки резервуара.
После разгазирования нефтяной пены в резервуаре Р-10 оператор определяет с помощью метрштока через замерной люк количество нефти и при необходимости с использованием трубопровода и задвижки производит откачку нефти в автоцистерну или предусмотренный технологической схемой резервуар.
Недостатками резервуара для приема сырой нефти, оборудованного устройством для улавливания нефтяной пены при приеме и выдаче сырой нефти с большим содержанием газа, являются:
1. Отсутствие устройства визуального определения воды в резервуаре.
2. Отсутствие устройства, позволяющего отделять нефтяной попутный газ.
3. Большая вероятность нарушения технологического процесса, связанного с откачкой воды из резервуара, а также с откачкой нефти с помощью дополнительных раздаточных патрубков и трубопроводов.
4. Удаление в атмосферу нефтяного попутного газа.
Также известно измерительное устройство для определения уровня воды в резервуарах, предназначенных для нефти и нефтепродуктов. [Матвеев Ю.А. и др. Патент на полезную модель №66035 от 27.08.2007 года].
Внутри и снаружи вертикального цилиндрического резервуара для темных нефтепродуктов устанавливается следующее дополнительное оборудование: люк, роликовое устройство, шток, а также металлическая линейка, которая крепится к резервуару с помощью металлических уголков. На линейке закреплена пластина, которая с помощью тросика горизонтально перемещается в зависимости от положения цилиндра, имеющего в нижней части груз. Груз предназначен для принятия цилиндром вертикального положения. Верхняя часть цилиндра соединяется с тросиком при помощи кронштейна. Цилиндр имеет возможность горизонтального перемещения по штоку с помощью кольца.
Измерительное устройство работает следующим образом. Цилиндр с помощью металлического тросика и кольца опускается по штоку и устанавливается верхней частью на границе раздела фаз нефть-вода. При помощи роликового устройства тросик изменяет положение указательной пластины. По верхнему положению пластины на измерительной линейке определяется уровень воды в резервуаре. При этом значительно сокращается время производства замеров и повышается точность определения. Сокращение времени происходит из-за того, что оператору нет необходимости подниматься и спускаться на резервуар для производства замеров воды. Уровень воды оператор может определить, пользуясь предлагаемым измерительным устройством, не поднимаясь на резервуар, что повышает эффективность его работы по производству замеров воды и нефти.
Недостатками измерительного устройства являются:
1. Отсутствие возможности использования нефтяного попутного газа в производственных целях.
2. Отсутствие устройства, позволяющего отделять нефтяной попутный газ.
3. Отсутствие возможности одновременной откачки нефти и воды из резервуара.
Наиболее близким к указанной проблеме является резервуар для приема сырой нефти, оборудованный устройством для улавливания нефтяной пены и отделения нефтяного попутного газа. [Матвеев Ю.А. и др. патент на полезную модель №129489 от 27.06.2013].
На предлагаемый вертикальный стальной резервуар, имеющий раздаточные патрубки, трубопровод выдачи нефти, задвижки, световой и замерной люки, вентиляционный патрубок, дыхательный клапан, трубопровод для отвода воды, люк-лаз, внутренние секционные подогреватели, сифонные краны, патрубок для тарельчатого клапана, трубопровод с обратным клапаном, а также соединенный с наземным горизонтальным стальным резервуаром, оборудованным тарельчатым клапаном для выхода нефтяных попутных газов при разгазировании сырой нефти, замерным люком и трубопроводом с задвижкой для откачки нефти. Внутри РВС устанавливается многоступенчатый желоб по контуру, которого от внутренних секционных подогревателей монтируется участок паропровода, при этом входящий трубопровод устанавливается в верхней части резервуара, оборудуется обратным клапаном и предназначается для подачи сырой нефти в желоб.
Давление срабатывания тарельчатого клапана вертикального стального резервуара устанавливается 0,015 МПа, что значительно ниже давления срабатывания дыхательных клапанов марок СМДК и ППР, устанавливаемых на резервуары.
Желоб жестко монтируется к стенке и днищу резервуара, имеет ступени для отделения нефтяного попутного газа различной плотности, а участок паропровода по контуру крепится к желобу, также в нижней части участок паропровода соединяется с внутренними секционными подогревателями, а в верхней части опирается на стенку резервуара. В середине желоб и паропровод опираются на стойку.
Полезная модель работает следующим образом. Через приемный трубопровод с обратным клапаном и соответствующую задвижку сырая нефть с растворенным газом поступает в желоб резервуара. Желоб снизу подогревается участком паропровода, соединенным с внутренними секционными подогревателями. Повышение температуры в желобе увеличивает скорость отделения нефтяных попутных газов. При прохождении нефти через верхние ступени желоба отделяются нефтяные попутные газы, имеющие малую плотность, а при прохождении нефти через нижние ступени отделяются газы с более высокой плотностью.
С возрастанием давления нефтяные попутные газы поднимают тарельчатый клапан вертикального стального резервуара и по трубопроводу поступают в наземный горизонтальный стальной резервуар, где потом через тарельчатый клапан резервуара Р-10 поступают в газопровод для дальнейшего производственного использования.
Также при поступлении сырой нефти с большим содержанием газа в резервуаре образуется слой пены различной высоты. Пена, в случае достижения крыши резервуара, поднимает тарельчатый клапан и по трубопроводу поступает в горизонтальный стальной резервуар, который герметично соединен с трубопроводом. В резервуаре происходит отстаивание и разгазирование нефтяной пены. При этом попутный нефтяной газ за счет более низкой плотности поднимается вверх резервуара и выходит в газопровод через тарельчатый клапан, а разгазированная нефть будет оставаться в нижней части резервуара Р-10.
При помощи паропроводов и внутренних подогревателей в РВС подается горячий пар. После этого открывается дренажная задвижка для откачки воды по трубопроводу. Определив уровень воды в резервуаре с помощью сифонных кранов, оператор открывает необходимую задвижку дополнительного раздаточного патрубка для откачки сырой нефти по трубопроводу.
В процессе выдачи нефти оператор периодически определяет уровень воды в резервуаре и регулирует процесс откачки нефти с помощью дополнительных и основного раздаточных патрубков, соответствующих задвижек и трубопровода.
После разгазирования нефтяной пены в резервуаре Р-10 оператор используя, замерной люк определяет количество нефти и при необходимости с использованием трубопровода и задвижки производит откачку нефти в автоцистерну или предусмотренный технологической схемой резервуар.
Недостатками указанного резервуара являются:
1. Отсутствие устройства визуального определения воды в резервуаре.
2. Большая вероятность нарушения технологического процесса, связанного с откачкой воды из резервуара, а также с откачкой нефти с помощью дополнительных раздаточных патрубков и трубопроводов.
3. Отсутствие устройства, предотвращающего откачку нефти через трубопровод для отвода воды.
Предлагаемое изобретение позволяет решить задачу повышения эффективности приема, хранения и выдачи сырой нефти с большим содержанием воды и газа из РВС в целях ее дальнейшей подготовки для производства товарной нефти. Также при этом происходит одновременная откачка нефти и воды из резервуара, отделение нефтяного попутного газа от сырой нефти, который затем используется для производственных нужд, упрощаются действия оператора по визуальному определению воды в резервуаре.
Решение указанной задачи достигается тем, внутри резервуара установлен шток, на котором по поверхности воды вертикально перемещается груз тарельчатого типа, при этом груз тросиком через роликовые устройства соединен с указательной пластиной, которая перемещается вертикально по измерительной линейке, а также тем, что измерительная линейка дополнительно оснащена контактной пластиной, закрепленной в верней части измерительной линейки и соединенной линиями связи с реле, которое связано с насосом и электромагнитным клапаном, при соединении указательной пластины с контактной пластиной реле отключает насос и закрывает электромагнитный клапан, а также тем, что уровень воды, при котором соединяются пластины, соответствует верхнему уровню забора воды в резервуаре из трубопровода, масса груза тарельчатого типа подбирается с учетом плотностей нефти и воды, а резервуар для приема газа устанавливается вертикально.
Данные признаки являются существенными для решения задачи изобретения, так как предотвращаются нарушения технологического процесса приема, хранения и выдачи сырой нефти и отделения нефтяного попутного газа из резервуара, а также уменьшается экологическая и пожарная опасность нефтяного предприятия, улучшается работа оператора при приеме сырой нефти.
Предлагаемый вертикальный стальной резервуар 1 (фиг. 1), имеет раздаточные патрубки 2, трубопровод выдачи нефти 3, задвижки 4, световой и замерной люки 5,6, вентиляционный патрубок 7, дыхательный клапан 8, трубопровод для отвода воды 9, люк-лаз 10, внутренние секционные подогреватели 11, сифонные краны 12, патрубок 13 для тарельчатого клапана 14, трубопровод 15 с обратным клапаном 16.
Резервуар 1 (фиг. 1) соединен с наземным вертикальным резервуаром 17 для приема газа, оборудованным тарельчатым клапаном 18 для выхода нефтяных попутных газов 19 при разгазировании сырой нефти, манометром 20 и трубопроводом 21 с краном 22 для откачки нефти. Манометр необходим для определения давления газов в резервуаре 17.
Внутри РВС устанавливается многоступенчатый желоб 23 (фиг. 2) по контуру, которого от внутренних секционных подогревателей монтируется участок паропровода 24, при этом входящий трубопровод 25 устанавливается в верхней части резервуара, оборудуется обратным клапаном 16 и предназначается для подачи сырой нефти 26 в желоб.
Желоб жестко монтируется к стенке и днищу резервуара, имеет ступени 27 для отделения нефтяного попутного газа различной плотности, а участок паропровода по контуру крепится к желобу, также в нижней части участок паропровода соединяется с внутренними секционными подогревателями, а в верхней части опирается на стенку резервуара. В середине желоб и паропровод опираются на стойку 28.
Вертикальный стальной резервуар 1 дополнительно внутри оборудуется штоком 29, на который насаживается плавающий груз 30 тарельчатого типа. Масса груза тарельчатого типа подбирается с учетом плотностей нефти и воды. При этом необходимо учитывать, что плотности нефти и воды имеют различные значения. Груз 30 находится на поверхности воды.
Также устанавливаются технический люк 31, два роликовых устройства 32, металлическая измерительная линейка 33, которая крепится к резервуару 1 с помощью уголков. На линейке 33 (фиг. 3) закреплена металлическая указательная пластина 34, которая с помощью тросика 35 вертикально перемещается в зависимости от положения груза 30 на поверхности воды. Для определения уровня воды на линейке нанесена мерная шкала.
Верхняя часть линейки оборудуется неподвижной контактной пластиной 36, которая линией связи 37 соединена с реле 38. Реле линиями связи связано с насосом 39 для откачки воды и электромагнитным клапаном 40.
Изобретение работает следующим образом. Через приемный трубопровод 25 с обратным клапаном 16 и соответствующую задвижку 4 сырая нефть 26 с растворенным газом поступает в желоб 23 резервуара 1. Желоб снизу подогревается участком паропровода 24, соединенным с внутренними секционными подогревателями 11. Повышение температуры в желобе увеличивает скорость отделения нефтяных попутных газов 19.
С возрастанием давления нефтяные попутные газы поднимают тарельчатый клапан вертикального стального резервуара 14 и по трубопроводу 15 поступают в наземный вертикальный резервуар 17 для приема газа, где потом через тарельчатый клапан 18 поступают в газопровод 41 для дальнейшего производственного использования.
Также при поступлении сырой нефти с большим содержанием газа в резервуаре 1 образуется слой нефтяной пены 42 различной высоты. Пена, в случае достижения крыши резервуара, поднимает тарельчатый клапан 14 и по трубопроводу 15 поступает в вертикальный резервуар 17, который герметично соединен с трубопроводом 15. В резервуаре 17 происходит отстаивание и раз газирование нефтяной пены. При этом попутный нефтяной газ 19 за счет более низкой плотности поднимается вверх резервуара и выходит в газопровод 41 через тарельчатый клапан 18, а разгазированная нефть 26 будет оставаться в нижней части резервуара 17.
После разгазирования нефтяной пены в резервуаре 17 оператор при необходимости с использованием трубопровода 21 и крана 22 производит откачку нефти в автоцистерну или предусмотренный технологической схемой резервуар.
При помощи паропроводов 31 и внутренних подогревателей 11 в РВС подается горячий пар. После этого открывается дренажная задвижка 4 для откачки воды 43 по трубопроводу 9. Определив уровень воды в резервуаре с помощью указательной пластины 34, оператор открывает необходимую задвижку 4 дополнительного раздаточного патрубка 2 для откачки сырой нефти по трубопроводу 3.
В процессе выдачи нефти оператор визуально периодически определяет уровень воды в резервуаре с помощью указательной пластины 34 и регулирует процесс откачки нефти с помощью дополнительных и основного раздаточных патрубков 2, соответствующих задвижек 4 и трубопровода 3.
В процессе откачки воды из резервуара 1 груз 30 начинает опускаться, а указательная пластина 34 соответственно подниматься вверх по измерительной линейке 33. При достижении определенного уровня воды пластина 34 соединяется с неподвижной контактной пластиной 36. После соединения пластин по линии связи 37 сигнал передается в реле 38. Реле отключает насос 39 для откачки воды и закрывает электромагнитный клапан 40 на трубопроводе 9.
Уровень воды, при котором соединяются пластины, соответствует верхнему уровню забора воды из трубопровода 9. При снижении указанного уровня воды из трубопровода 9 будет откачиваться нефть, что приведет к нарушению технологического процесса.
Изобретение позволяет оператору визуально определить уровень воды в резервуаре, а также повышает эффективность его работы по приему, хранению и выдаче сырой нефти из резервуара.
При этом сводятся к минимуму нарушения технологического процесса, связанного с откачкой воды из резервуара, а также с откачкой нефти с помощью дополнительных раздаточных патрубков и трубопроводов, а также предотвращается откачка нефти через трубопровод для отвода воды.