Резервуар для приема сырой нефти, оборудованный установкой для улавливания нефтяного попутного газа

Предлагаемая полезная модель относится к средствам приема нефти, и может быть применена в нефтяной промышленности для приема, хранения и выдачи сырой нефти, содержащей растворенный газ.
Предлагаемая полезная модель наиболее применима при приеме сырой нефти в вертикальные стальные резервуары (РВС) объемом 1000-5000 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. По составу нефтяные газы подразделяется на:
- углеводородные;
- углеводородные с примесью углекислого газа;
- углеводородные с примесью азота;
- углеводородно-азотные.
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.
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, предотвращающего выброс нефтяной пены на крышу и стенки резервуара.
2. Отсутствие устройства, позволяющего отделять нефтяной попутный газ.
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 попутным 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 собственного устройства, позволяющего отделять нефтяной попутный газ
2. Удаление в атмосферу нефтяного попутного газа.
Наиболее близким по технической сущности предполагаемой полезной модели является резервуар для приема сырой нефти, оборудованный устройством для улавливания нефтяной пены и отделения нефтяного попутного газа [Ю.А. Матвеев и др. Патент на полезную модель №129489 от 27.06.2013].
На наземный вертикальный стальной резервуар, имеющий стандартное оборудование газопровод, внутренние секционные подогреватели, сифонные краны, патрубок для тарельчатого клапана, трубопровод с обратным клапаном, соединенный с наземным горизонтальным стальным резервуаром, оборудованным тарельчатым клапаном для выхода нефтяных попутных газов дополнительно внутри РВС устанавливается многоступенчатый желоб.
По контуру желоба, 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.
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 вертикального резервуара. Желоб снизу подогревается участком паропровода, соединенным с внутренними секционными подогревателями. Повышение температуры в желобе увеличивает скорость отделения нефтяных попутных газов.
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 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.
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 резервуара для приема сырой нефти, оборудованный устройством для улавливания нефтяной пены и отделения нефтяного попутного газа, являются:
1. Отсутствие устройства, позволяющего предотвратить резкое возрастание давления в трубопроводе для отделенных нефтяных газов.
2. Отсутствие устройства, предотвращающего выход газов из горизонтального резервуара в трубопровод (газопровод) для отделенных нефтяных газов.
3. Отсутствие устройства для автоматизированной откачки газов из горизонтального резервуара.
Предлагаемая полезная модель позволяет решить задачу повышения эффективности приема и выдачи сырой нефти с большим содержанием попутного газа из РВС в целях ее дальнейшей подготовки для производства товарной нефти. Также при этом происходит эффективное отделение нефтяного попутного газа от сырой нефти, который затем используется для производственных и бытовых нужд.
Решение указанной задачи достигается тем, что на газопроводе дополнительно устанавливаются расширительный бак и нижний обратный клапан, при этом газопровод соединен с горизонтальным резервуаром, оборудованным манометром с двумя электронными контактами и участком газопровода с компрессором, а также тем, что манометр выполнен с возможностью включения и выключения компрессора через линии связи и реле при касании стрелки манометра верхнего и нижнего контактов.
Данные признаки являются существенными для решения задачи полезной модели, так как повышается эффективность отделения нефтяного попутного газа от нефти, уменьшается экологическая и пожарная опасность объекта нефтяного предприятия, а также увеличивается полнота использования нефтяного газа при приеме сырой нефти.
На фиг. 1, 2 изображены: разрез вертикального наземного с оборудованием, газопроводом и горизонтальным резервуаром, а также разрез желоба с участком паропроводом.
На предлагаемый вертикальный стальной резервуар 1, имеющий трубопроводы выдачи нефти 2 и воды 3, задвижки 4, световой и замерной люки 5, 6, вентиляционный патрубок 7, трубопровод подачи нефти 8, паропровод 9, внутренние секционные подогреватели 10, люк-лаз 11, дыхательный клапан тарельчатого типа 12 оборудуется газопровод 13 с обратным клапаном 14 и расширительным баком 15.
3
При этом газопровод соединен с горизонтальным стальным резервуаром 16 объемом 10 м (Р-10), оборудованным сливным краном 17 манометром 18, оснащенным двумя электронными контактами 19 верхним и нижним.
Контакты манометра через линии связи 20 соединены с реле 21, а реле с помощью линии связи связано с компрессором 22. Горизонтальный резервуар 16 оборудован участком газопровода 23, на котором установлен компрессор 22.
Между расширительным баком 15 и резервуаром 16 установлен еще один нижний обратный клапан 14 с целью недопущения выхода нефтяных газов из горизонтального резервуара 16 в газопровод 13.
Внутри РВС устанавливается многоступенчатый желоб 24 по контуру, которого от паропровода и внутренних секционных подогревателей монтируется участок паропровода 25. При этом входящий трубопровод 8 устанавливается в верхней части резервуара 1, оборудуется обратным клапаном 14 и предназначается для подачи сырой нефти 26 в желоб.
Давление срабатывания тарельчатого клапана 12 СМДК - 100 (50) вертикального стального резервуара устанавливается 160 Па. Давление срабатывания обратных клапанов 14 на газопроводе 13 устанавливается ниже чем у дыхательного клапана 12 в интервале от140 до 150 Па.
Желоб 24 жестко монтируется к стенке и днищу резервуара, имеет ступени 27, расположенные сверху - вниз для отделения нефтяного попутного газа 28 различной плотности. 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 29.
Полезная модель работает следующим образом. Через трубопровод подачи 8 с обратным клапаном 14 и соответствующую задвижку 4 сырая нефть 26 с попутным газом 28 поступает в желоб 24 резервуара 1. Желоб снизу подогревается участком паропровода 25, соединенным с внутренними секционными подогревателями 10. Повышение температуры в желобе увеличивает скорость отделения нефтяных попутных газов 28. 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 дыхательный клапан 12 вертикального стального резервуара и по газопроводу 13 через соответствующий обратный клапан 14 поступают в расширительный бак 15, который предназначен для сбора нефтяных газов 28 перед поступлением в наземный горизонтальный стальной резервуар 16. Также расширительный бак 15 служит для предотвращения резкого повышения давления газов перед резервуаром 16.
Нефтяные газы скапливаются в расширительном баке до определенного давления - срабатывания обратного клапана 14, находящегося на входе в горизонтальный резервуар 16.
После открытия соответствующего обратного клапана 14 газы поступают в резервуар 16, который оборудован манометром 18. С возрастанием давления стрелка манометра касается верхнего электронного контакта 19, при этом через линии связи 20 и реле 21 включается компрессор 22 для откачки нефтяных газов в участок газопровода. Компрессор откачивает нефтяные газы до установленного значения, которое определяется нижним электронным контактом. При касании стрелки манометра нижнего контакта компрессор отключается. После этого цикл включения и выключения компрессора повторяется. При наличии воды 30 в резервуаре 1 она откачивается через трубопровод 3.
В случае попадания и разгазирования нефтяной пены в резервуаре 16 оператор сливает нефть с помощью сливного крана 17.
Полезная модель позволяет эффективно и без потерь отделять попутные нефтяные газы от сырой нефти с дальнейшим использованием газа в производственных и бытовых целях.