Способ улавливания легких фракций из резервуаров с углеводородной жидкостью

Способ улавливания легких фракций из резервуаров с углеводородной жидкостью

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

союз советских

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (51)5 В 65 D 90/30

P

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

Г

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

/0 26 2

1

L аиай (21) 4727368/13 (22) 07,08,89 (46) 30,10,91. Бюл. hh 40 (71) Татарский государственный научно-исследовательский институт нефтяной г.ромы шлен ности (72) В.П.Метельков, А,К.Мухаметзянов, В.П.Тронов, И;Г.Юсупов, P.Ê,Èøêàåe, А,В.Усманов и А,Н,Шаталов (53) 665,5 (088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

Рв 1194787, кл. В 65 0 99/30, 1987. (54) СПОСОБ УЛАВЛИВАНИЯ ЛЕГКИХ

ФРАКЦИЙ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ С УГЛЕВОДОРОДНОЙ ЖИДКОСТЬЮ (57) Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к системам сбора, подготовки, хранения и транспорта нефти, имеющем в своем составе резервуары низкого давления. Цель изобретения— увеличение выхода товарной нефти. Технологическая схема осуществления способа

« .. Ж 1687529 А1 включает нефтепровод 1, концевой делитель фаз 2 (КДФ), нефтепровод 3 от КДФ, приемный трубопровод 4, резервуар 5, трубопровод 6 от КДФ до газоотделителя 7, газопровод 8 от концевого делителя фаз с установленным на нем регулятором 9давления "После себя", газосепаратор 10, нефтепровод 11 от газоотделителя до резервуара, газопровод 12 от газоотделителя с установленным на нем регулятором давления 13 "после себя", газопровод 14 от резервуара. на котором установлен регулятор 15 давления "До себя", конденсатосборник 16, конденсатопровод 17, насос 18 для откачки конденсата в нефтепровод 19, газопровод

20 от конденсатосборника до приемного коллектора 21 с регулятором 22 давления на приеме компрессора 23, напорный коллектор 24, компрессорный байпасный газопровод 25 с регулятором 26 давления "После себя", напорный газопровод 27, циркуляционный газопровод 28, сигнализаторы 29 напора и напоромеры 30, 1 ил, (3) 50 с; бя" поступает в газосепаратор 10 и далее через байпасный газопровод 25 в напорный газопровод 27, а отсепарированная нефть по нефтепроводу 11 поступает в резервуар

Выделившийся в газоотделителе 7 газ по газопроводу 12 через регулятор 13 давления "После себя" и легкие фракции из резервуара 5 по газопроводу 14 через регулятор 15 давления "До себя" поступают в конденсатосборник 16. Отделившийся конденсат по конденсатопроводу 17 поступает на прием насоса 18 и откачивается в нефтепровод 19, а газ по газопроводу 20 поступает в приемный коллектор 21, снабженный регуляторами 22 давления "До себя", затем газ поступает на прием компрессоров 23, компримируется и подается в напорный коллектор 24. Напорный и приемный коллекторы соединены с помощью байпасного газопровода 25, снабженного регулятором

26 давления "После себя". Установка регуляторов давления на газопроводах от КДФ, газоотделителя, резервуара, а также на приемном коллекторе и байпасном газопроводе обеспечивает надежную эксплуатацию в условиях значительных флуктуаций объемов выделяющегося в КДФ, гаэоотделителе и резервуаре газа, обусловленных особенностями работы системы нефтегазосбора при совместном сборе продукции скважин на промыслах. Из напорного коллектора 24 основная часть (95-97 мас, установлено опытным путем) скомпримированных легких фракций по рециркуляционному газопроводу 28 поступает в турбулентный по-о:; нефтегазовой смеси (при транспорте раэгаэированной нефти — в турбулентный по ок нефти), в котором благодаря осуществлению массообменных процессов, достигается охлаждение газа и растворение тяжелых (Сз, C4+s) углеводородов в жидкой фазе (нефти), а очищенный газ в общем потоке газа из

КДФ поступает в напорный газопровод 27 и далее потребителю. Это обеспечивает существенное увеличение выхода жидкой фазы (нефти). сокращение потерь газа в виде конденсата и газа продувки, уменьшение вредных выбросов в атмосферу, улучшение охраны окружающей среды. Для условий подготовки и транспорта девонских нефтей

Ромашкинского месторождения подача по рециркуляционному газопроводу 95 — 97 мас.% скомпримированных легких фракций в турбулентный поток нефти согласно данной схеме обеспечивает увеличение поставок товарной нефти на 0,4 — 0,6 мас.% (среднее значение 0,5%). С уменьшением количества подаваемого на рециркуляцию газа увеличение массы товарной нефти со5

40 кращается, Так, при уменьшении подачи до

90 мас. газа от первоначального количества, увеличение массы товарной нефти снижается до 0.36 — 0,54% (среднее значение

0,45%). В целях предотвращения образования гидратных пробок и сохранения циркуляции потока, часть газа (3 — 5 мас,g) от выкида компрессоров подается непосредственно е напорный газопровод. Это оптимальное количество газа обеспечивает функционирование системы в.суровых зимних условиях и в периоды межсезонья, На резервуарах и кондейсатосборнике устанавливают сигнализаторы 29 напора, от которых при снижении давления ниже допустимого значения подается электрический импульс на отключение электродвигателей компрессоров с одновременной аварийной сигнализацией. При номинальном или максимальном давлении в резервуаре от датчиков напора осуществляется соответствующая сигнализация на щит КИП и А.

Кроме того. на резервуарах и конденсатосборнике устанавливают напоромеры 30, обеспечивающие функционирование регуляторов 9, 15, 22 и 26 давления.

С целью предотвращения смятия резервуара при пуске компрессора, соединенного с газовой зоной резервуара, в последнем создают буферный газовый объем, минимальное значение которого определяют по формуле (1), а остановку компрессора осуществляют при давлении не ниже значения, определяемого по формуле (2). Инерционность системы автоматизации и регулирования в процессе пуска компрессора tui, входящая в формулу (1), определяется как сумма инерционностей состваляющих ее элементов п1

t uj = A t + At en + A t ee +

+ At кл + At ик + At иг, где Лодд" — инерционность датчика давления НСП-1, с;

At >" — то же, вторичного прибора, с;

At>M" — то же, пнеемосистемы регулирующих клапанов подпитки, с;

AlêI" "— то же, регулирующих пневмоклапанов подпитки, с;

At«" — то же, компрессора при пуске, At«" — инерционность газопровода подпитки парового объема резервуаров углеводородным газом, с.

При наличии дублирующих систем регулирования пуска компрессора величины

1687529

25 (4) +ЛтЙк+Лт„„, давления

50 .Вдд BIl Жим, Жкл увеличиваются пропорционально общему количеству систем, Величины ht ", h t ", Л tan" определяют по паспортным данным прибора„а

Ь1кл" и Ж г" — расчетным путем и сравнением результатов расчетов с фактическими данными замера времени подачи импульса давления на мембрану клапана и в паровой объем резервуара.

Инерционность системы автоматизации процесса остановки компрессора определяется как сумма инерционностей следующих составляющих элементов

Il iul =Лодд+

Л вл — то же, вторичных приборов и магнитных пускателей, с;

Жик — инерционность компрессора, равная времени его остановки по отключении электродвигателя, с;

hi I. — инерционность газопровода, равная времени полной остановки потока легких фракций в газопроводе после прекращения их подачи на прием компрессора. с.

При установке дубли рующих систем автоматизации, предусматриваемых е целях повышения надежности, величины Ждд, hi>I о, А ко УВЕЛИЧИВаЮтСЯ ПРОПОРЦИОНаЛЬно количеству данных систем.

Для углеводородных газов, не содержащих в своем составе токсичные компоненты нервно-паралитического действия (сероводород, меркаптаны и др.), предусматривается одна дублирующая система автоматизации, ври обработке в резервуарах сероводородсодержащих углеводородных жидкостей количество дублирующих систем автоматизации увеличивается е зависимости от условий эксплуатации до 2 — 3.

Величину Ро в формуле (1) определяют по показаниям барометра, Р— no паспортным данным и технологическому регламенту эксплуатации резервуара, Цж — и о среднесуточным данным поступления жидкости в резервуар, 6 — по данным;раэгазирования поступающей в резервуары жидкости, Перед пуском системы в работу определяют значение минимального буферного газового объема в резервуаре по формуле (1I), а затем сравйивают его с фактическим эначением. При Vg" Vg " и исправности системы в целом компрессор запускают в работу, Оптимальные условия для работы системы улавливания легких фракций создаются при работе резервуаров е режиме транзита, обеспечивающем постоянный уровень жидкости в резервуаре и относительно постоянное количество выделяющихся из нефти легких фракций, что обеспечивает устойчивую работу компрессора, При заполнении резервуара объем легких фракций, отбираемых из первого объема е единицу времени, возрастает на величину поступления жидкости и выделения из нее газа, Это необходимо при определении производительности компрессоров.

При опорожнении резуреуаров обьем отбираемых легких фракций сокращается на величину уменьшения объема жидкости в резервуаре в единицу времени. Компенсация недостающего количества легких фракций, необходимых для заполнения парового объема резервуара, осуществляется с помощью подпитки системы газом из промыслового газопровода через регулятор 26 г

При снижении давления газа в резервуаре ниже е о минимального значения, в целях исключения подсоса воздуха и образования гремучей смеси, электродвигатель компрессора автоматически отключается.

Применение данного способа позволяет, благодаря установлению граничных параметров системы пуска остановки компрессора, обеспечить безопасное функционирование технологического процесса, а благодаря подаче уловленных скомпримированных легких фракций в поток углеводородной жидкости перед концевым делителем фаэ увеличить, в зависимости or фиэико-химических свойств флюидов, на 0,4—

0,6 мас. выход товарной нефти.

Применение способа в условиях одного товарного парка, имеющего производительность по нефти 10 тыс, т/сут, обеспечивает увеличение выхода товарной нефти на 43,5 тыс.т/г.

Одновременно значительно сокращаются вредные выбросы в атмосферу, благодаря этому обеспечиваются условия, необходимые для улучшения охраны окружающей среды.

Формула изобретения

Способ улавливания легких фракций иэ резервуаров с углеводородной жидкостью, предусматривающий введение газожидкостной смеси вконцевой,делитель фаэ, отбор легких фракций, подачу их на компрессор, 1б87529 ин Ро 1 "= 0» (g Ь+

P мин >0,5 Pq

+1}

Vp(Hp H ) где Ро — атмосферное давление, МПа;

P — рабочее давление в резервуаре, МПа;

Составитель Г.Богачева

Редактор М,Кобылянская Техред M,Mîðãåíòçë Корректор B,Ãèðíÿê

Заказ 3674 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 компримирование, нагнетание в газопровод и возврат части газа из напорного газопровода в резервуары при их опорожнении или охлаждении, от л и ч а ю щи и с я тем, что, с целью увеличения выхода нефти, создают буферный газовый объем на входе компрессора, определяют величину минимального значения этого объема (1/Б" ") и минимальную величину давления (PM„„) в резервуаре по формулам

0 — производительность компрессора. мз/c;

t>i" — составляющие инерционности системы автоматизации и регулирования пус5 ка компрессора, с; сы — составляющие инерционности системы автоматизации по остановке процесса отбора газа.из резервуаров, с;

Ож — поступление жидкости в резервуар

10 эа единицу времени, м;

G — газовый фактор углеводородной жидкости мзIMÇ, Vp — геометрический объем резервуара, м

15 Нр — высота его цилиндрической части, м;

Н, — максимальный уровень жидкости в резервуаре, м, при этом включение комп20 рессора осуществляют при величине буферного газового объема не ниже его минимального значения, отключение — при величине давления в резервуаре не ниже

его минимального значения и скомпримиро25 ванный газ подают в поток углеводородной жидкости перед концевым делителем фаз и в газопровод в соотношении (0,95 — 0,97)— (0,05 — 0,03),