Резервуар для приема сырой нефти, оборудованный устройством для улавливания нефтяной пены и отделения нефтяного попутного газа
Предлагаемая полезная модель относится к средствам хранения жидкости и может быть применена в нефтяной промышленности для приема, хранения и выдачи сырой нефти.
Решение указанной задачи достигается тем, что внутри вертикального стального резервуара устанавливается многоступенчатый желоб, предназначенный для отделения нефтяного попутного газа, снизу по контуру, которого с целью повышения температуры нефти от внутренних секционных пароподогревателей монтируется участок паропровода, при этом для подачи нефти в желоб приемный трубопровод устанавливается в верхней части резервуара, а попутные нефтяные газы с помощью тарельчатого клапана вертикального стального резервуара и трубопровода попадают в наземный стальной горизонтальный резервуар Р-10 и оттуда через клапан горизонтального резервуара направляются в газопровод для дальнейшего производственного использования.
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 и по трубопроводу поступают в горизонтальный стальной резервуар, где потом через тарельчатый клапан 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 нефтяной попутный 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.
Предлагаемая полезная модель относится к средствам хранения нефти и нефтепродуктов, 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 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 [1].
Нефтяной попутный газ представляет собой газ, растворенный в нефти при пластовых условиях [2]. 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.
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 вертикальный цилиндрический стальной резервуар для темных нефтепродуктов [3]. Данный резервуар имеет днище, стенку и стационарную крышу. Для приема и выдачи нефтепродуктов у резервуаров данного типа имеются приемо-раздаточные патрубки. С внешней стороны к ним присоединяются задвижки. С целью обеспечения «малых» и «больших» дыханий резервуара имеется дыхательный клапан. На крыше резервуара устанавливается замерной люк, который служит для замера уровня и отбора проб горючего.
Для спуска подтоварной воды на нижнем поясе резервуара устанавливается сифонный кран.
С целью хранения и выдачи вязких нефтепродуктов резервуары для темных нефтепродуктов могут оборудоваться внутренними секционными подогревателями.
Также на резервуаре имеются приборы контроля и сигнализации (уровнемеры, пробоотборники, сигнализаторы уровня, противопожарные приборы) и другое оборудование (люк-лаз, вентиляционные патрубки, предохранительные клапаны).
Недостатками данного резервуара при приеме и выдаче сырой нефти большим содержанием газа являются:
1. Низкая эффективность определения уровня раздела фаз нефть-вода и нефть-нефтяная пена, а также низкая производительность при откачке нефти и воды из резервуара.
2. Отсутствие устройства, предотвращающего выброс нефтяной пены на крышу и стенки резервуара.
3. Отсутствие устройства, позволяющего отделять нефтяной попутный газ.
Известен резервуар для приема, хранения и отделения сырой нефти от воды [4].
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, хранения и выдачи сырой нефти, содержащей растворенный газ [5].
В данном устройстве на крышу резервуара для приема, хранения и отделения сырой нефти от воды дополнительно устанавливаются патрубок с тарельчатым клапаном, оборудованный трубопроводом с задвижкой, а также резинотканевый резервуар МР-4. Резинотканевый резервуар герметично соединен с трубопроводом с помощью прокладки и хомута. Резервуар МР-4 позволяет вместить 4000 л жидкости. Давление срабатывания тарельчатого клапана устанавливается 0,015 МПа, что значительно ниже давления срабатывания дыхательных клапанов марок СМДК и ППP, устанавливаемых на резервуары [6].
Установка дополнительного оборудования позволяет в постоянном режиме принимать и откачивать сырую нефть с большим содержанием газа, находящуюся в резервуаре. Нефтяная пена в случае достижения крыши резервуара через патрубок, тарельчатый клапан, открытую задвижку и трубопроводные коммуникации попадает в резинотканевый резервуар, где отстаивается и разгазируется. При этом не будет происходить аварийной ситуации, связанной с выбросами нефтяной пены на крышу и стенки резервуара, а также с остановкой насосного оборудования.
Недостатками указанного резервуара при приеме и выдаче сырой нефти с большим содержанием газа являются:
1. Отсутствие устройства, позволяющего откачать разгазированную нефть из резинотканевого резервуара МР-4.
2. Утяжеление нагрузки на крышу вертикального стального резервуара, за счет суммарной массы МР-4 и нефти, находящейся в резервуаре.
3. Отсутствие устройства, позволяющего отделять нефтяной попутный газ.
Наиболее близким по технической сущности предлагаемой полезной модели является резервуар для приема сырой нефти, оборудованный устройством для улавливания нефтяной пены [7].
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 10м3 (Р-10). Резервуар Р-10 устанавливается на поверхности земли, 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 собственного устройства, позволяющего отделять нефтяной попутный газ
2. Удаление в атмосферу нефтяного попутного газа. Предлагаемая полезная модель позволяет решить задачу повышения эффективности приема и выдачи сырой нефти с большим содержанием газа из РВС в целях ее дальнейшей подготовки для производства товарной нефти. Также при этом происходит отделение нефтяного попутного газа от сырой нефти, который затем используется для производственных нужд, предотвращаются выбросы нефтяной пены на крышу и стенки резервуара, упрощаются действия оператора по откачке разгазированной нефти из резервуара, предназначенного для улавливания и приема нефтяной пены.
Решение указанной задачи достигается тем, что внутри вертикального стального резервуара устанавливается многоступенчатый желоб, предназначенный для отделения нефтяного попутного газа, снизу по контуру, которого с целью повышения температуры нефти от внутренних секционных пароподогревателей монтируется участок паропровода, при этом для подачи нефти в желоб приемный трубопровод устанавливается в верхней части резервуара, а попутные нефтяные газы с помощью тарельчатого клапана вертикального стального резервуара и трубопровода попадают в наземный стальной горизонтальный резервуар Р-10 и оттуда через клапан горизонтального резервуара направляются в газопровод для дальнейшего производственного использования.
Данные признаки являются существенными для решения задачи полезной модели, так как повышается эффективность приема и выдачи сырой нефти и отделения нефтяного попутного газа, а также уменьшается экологическая и пожарная опасность объекта нефтяного предприятия, улучшается эффективность использования нефтяного попутного газа и работы оператора при приеме сырой нефти.
Сущность полезной модели пояснена чертежами (фиг.1, фиг.2), на которых изображены соответственно: резервуар с оборудованием в разрезе и разрез желоба с паропроводом.
На предлагаемый вертикальный стальной резервуар 1, имеющий 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, а также соединенный с наземным горизонтальным стальным резервуаром 17, оборудованным тарельчатым клапаном 18 для выхода нефтяных попутных газов 19 при разгазировании сырой нефти, замерным люком 20 и трубопроводом 21 с задвижкой 22 для откачки нефти дополнительно внутри РВС устанавливается многоступенчатый желоб 23 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.
Давление срабатывания тарельчатого клапана вертикального стального резервуара 14 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 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.
Полезная модель 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. 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 14 и по трубопроводу 15 поступают в наземный горизонтальный стальной резервуар 17, где потом через тарельчатый клапан 18 резервуара Р-10 поступают в газопровод 29 для дальнейшего производственного использования.
Также при поступлении сырой нефти с большим содержанием газа в резервуаре образуется слой пены 30 различной высоты. Пена, в случае достижения крыши резервуара, поднимает тарельчатый клапан 14 и по трубопроводу 15 поступает в горизонтальный стальной резервуар 17, который герметично соединен с трубопроводом 15. В резервуаре 17 происходит отстаивание и разгазирование нефтяной пены. При этом попутный нефтяной газ 19 за счет более низкой плотности поднимается вверх резервуара и выходит в газопровод 29 через тарельчатый клапан 18, а разгазированная нефть 26 будет оставаться в нижней части резервуара Р-10.
При помощи паропроводов 31 и внутренних подогревателей 11 в РВС подается горячий пар. После этого открывается дренажная задвижка 4 для откачки воды 32 по трубопроводу 9. Определив уровень воды в резервуаре с помощью сифонных кранов 12, оператор открывает необходимую задвижку 4 дополнительного раздаточного патрубка 2 для откачки сырой нефти по трубопроводу 3.
В процессе выдачи нефти оператор периодически определяет уровень воды в резервуаре и регулирует процесс откачки нефти с помощью дополнительных и основного раздаточных патрубков 2, соответствующих задвижек 4 и трубопровода 3.
После разгазирования нефтяной пены в резервуаре Р-10 оператор используя, замерной люк 20 определяет количество нефти и при необходимости с использованием трубопровода 21 и задвижки 22 производит откачку нефти в автоцистерну или предусмотренный технологической схемой резервуар.
Литература
1. ГОСТ Р 51858 Нефть. Общие технические условия. М.: ГОССТАНДАРТ, 2002.
2. Нефтегазовая микроэнциклопедия. Краткий справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина: М.- 2005. 125 с.
3. Л.А.Мацкин и др. Эксплуатация нефтебаз. М.: НЕДРА, 1975 - 392 с.
4. И.А.Еланский, Ю.А.Матвеев. Патент на полезную модель 
62909 от 10.05.2007. Резервуар для хранения выдачи и отделения сырой нефти от воды.
5. Ю.А.Матвеев, О.Н.Ведьманов, Ю.П.Марцев. Патент на полезную модель 74206 от 20.06.2008. Резервуар для приема, хранения и выдачи сырой нефти, содержащей растворенный газ.
6. А.Н.Волгушев и др. Оборудование автозаправочных станций. Учебное пособие. СПб.: Ватт, 2000 - 92 с.
7. Ю.А.Матвеев, Ю.П.Марцев, Е.Ю.Марцева, Д.Н.Иванов. Патент на полезную модель 82200 от 20.04.2009 Резервуар для приема сырой нефти, оборудованный устройством для улавливания нефтяной пены.
Резервуар для приема сырой нефти, оборудованный устройством для улавливания нефтяной пены и отделения нефтяного попутного газа, отличающийся тем, что внутри вертикального стального резервуара установлен многоступенчатый желоб, связанный с паропроводом, внутри которого установлен секционный пароподогреватель, в верхней части резервуара установлен трубопровод для подачи нефти в желоб, при этом резервуар конструктивно связан посредством тарельчатого клапана и трубопровода с наземным стальным горизонтальным резервуаром P-10, который снабжен также клапаном и газопроводом.
