SU1393445A2

SU1393445A2 - System for trapping vapours of hydrocarbons and preliminary preparation of petroleum

Info

Publication number: SU1393445A2
Application number: SU864076267A
Authority: SU
Inventors: Владимир Павлович Метельков; Алексей Николаевич Шаталов; Анатолий Васильевич Кривоножкин; Дмитрий Борисович Хохлов; Фанис Нургалиевич Нургалиев; Тагир Муллаахметович Зарипов
Original assignee: В.П.Метельков, А.Н.Шаталов, А.В.Кривоножкин, Д.Б.Хохлов, Ф.Н.Нургалиев и Т.М.Зарипов
Priority date: 1986-04-01
Filing date: 1986-04-01
Publication date: 1988-05-07

Abstract

Изобретение относитс к системам улавливани паров углеводородов и предварительной подготовки нефти и может быть использовано в нефтедобывающей промьшшенности. Целью изобретени вл етс повышение коэффициента отбора паров углеводородов. Система снабжена вакуумным компрессором, соединенным с дегазатором. Верхн кромка переливного стакана в дегазаторе установлена на уровне не ниже уровн нефти в дегазаторе. 1 ил. I 1(ЛThe invention relates to hydrocarbon vapor recovery systems and the preliminary preparation of oil and can be used in the oil industry. The aim of the invention is to increase the recovery rate of hydrocarbon vapors. The system is equipped with a vacuum compressor connected to a degasser. The upper edge of the overflow cup in the degasser is set at a level not lower than the oil level in the degasser. 1 il. I 1 (L

Description

0000

соwith

00 4 4 СП00 4 4 SP

N)N)

ИзоГ ретепие относитс к нефтедй- бывающей промьпиленности, в частности к системам обработки и хранени нефти и нефтепродуктов в резервуарах и аппаратах низкого и атмосферного давлений, может быть использовано в смежных отрасл х народного хоз йства , ре111ающ1 х задачи сбора, обработки, транспорта и хранени жидких углеводородов при низких давлени х, а также в химической, пищевой и других отрасл х народного хоз йства при хранении жидких испар юищхс веществ, и вл етс усовершенствованием изобретени по авт.св. № 1194787.The record is related to the oil industry, in particular to systems for processing and storing oil and oil products in tanks and devices of low and atmospheric pressures, can be used in adjacent fields of the national economy, which are responsible for collecting, processing, transporting and storing liquid liquids. hydrocarbons at low pressures, as well as in chemical, food, and other branches of the national economy during storage of liquid vaporized substances, and is an improvement of the invention in accordance with the author. No. 1194787.

Цель изобретени - повышение коэффициента отбора паров углеводородов.The purpose of the invention is to increase the coefficient of selection of hydrocarbon vapors.

На чертеже приведена технологическа схема системы улавливани паров углеводородов и предварительной подготовки нефти,The drawing is a flowchart of a system for trapping hydrocarbon vapors and preliminary preparation of oil,

В состав системы входит трубопровод 1 водогазонефт ной смеси, подключенный к концевому делителю 2 фаз (КДФ), которьш имеет патрубок 3 выхода нефти, патрубки 4 и 5, соединенные с отсеком 6 гидростатического регул тора 7 давлени газа, оборудованного 1нтурвалом с винтовым штоком 8 и закрепленным на его нижнем конце подвижным переливным стаканом 9 с герметичным сальником на нижней кромке . Гидростатический регул тор 7 давлени подключен сливным водопроводом 10 к вод ной зоне резервуара 11, КДФ 2 патрубком 3 соединен с установленным внутри резервуара вертикальным дегазатором 12, в котором разме- п( отражательный диск 13, переливной стакан 14 и трубньп газосборник 15, соеди ненный с помощью газопровода 16 с конденсатосборником 17, который имеет два патрубка, один из которых подключен к насосу 18, откачивающему конденсат в конденсатопро- вод 19, а второй - к вакуумному компрессору 20, откачивающему газ в газопровод 21, К переливному стакану 14 дегазатора 12 подключен отвод щий (сливной) патрубок 22, на котором имеютс гвдрозатворы 23. Уровень нефти 24 внутри резервуара 11 поддерживаетс переливной камерой 25, котора трубопроводом 26 подключена к насосу 27, создающему напор в нефтепроводе 28. Газова зона резервуара 11 латрубком 29 и вод на патрубком 30 соединены с гидростатическим регуThe system includes a pipeline 1 of a gas-oil mixture that is connected to a 2-phase end divider (CDP), which has a pipe 3 oil outlets, pipes 4 and 5 connected to a compartment 6 of a hydrostatic gas pressure regulator 7 equipped with a 1-shaft with a screw rod 8 and fixed on its lower end of the movable overflow glass 9 with an airtight seal on the lower edge. The hydrostatic pressure regulator 7 is connected to the water zone of the reservoir 11 by a drain water supply system 10, a KDF 2 by a nozzle 3 is connected to a vertical degassing device 12 installed inside the tank, in which the size (reflecting disk 13, overflow cup 14 and tubular gas collector 15 connected to using a gas pipeline 16 with a condensate trap 17, which has two nozzles, one of which is connected to the pump 18, which drains condensate in the condensate conduit 19, and the second to the vacuum compressor 20, which drains the gas to the gas pipeline 21, K overflow stack 14 degasser 12 has a discharge (drain) pipe 22, on which there are gates 23. The level of oil 24 inside the tank 11 is maintained by an overflow chamber 25, which is connected to the pump 27, which creates pressure in the pipeline 28. The gas zone of the tank 11 and water on the pipe 30 are connected with hydrostatic regulation

л тором 31 уровн воды внутри которого смонтирован передвижной переливной стакан 32, регулируемый штурвалом с винтовым штоком 33, к гидростатическому регул тору 31 уровн подключен сливной водопровод 34 и 1сборный газопровод 35, который с подключенным к нему газовым патрубком от гидрорегул тора 7 давлени присоединен к конденсатосборнику 36, имеющему два патрубка, один из которых подключен к насосу 37, откачивающему конденсат в конденсатопро- вод 38, а второй - к компрессору 39. Последний напорным газопроводом 40, к которому подключен с помощью газо- провода 21 газовый патрубок от вакуумного компрессора 20, подсоединен к газосепаратору 41, имеющему два патрубка, один из-которых подключен к объемному насосу 42, откачивающему конденсат в конденсатопровод 43, а второй - к напорному газопроводу 44, который перемычкой 45 соединен через клапан 46 с резервуаром 11, Кроме того, к дегазатору 12 подключен трубопровод 47 гор чей дренажной воды с распределительной гребенкой 48,By means of a water level box 31 inside which is mounted a mobile overflow cup 32, adjustable by a steering wheel with a screw rod 33, a drain pipe 34 and one assembly gas line 35 are connected to a hydrostatic level controller 31 and connected to a condensate collector with a gas pipe from a hydraulic regulator 7 connected to it 36, having two nozzles, one of which is connected to the pump 37, which drains condensate into the condensate line 38, and the second to the compressor 39. The latter is supplied by a gas outlet 40, to which is connected The azovods 21 of the gas nozzle from the vacuum compressor 20 are connected to a gas separator 41 having two nozzles, one of which is connected to a volumetric pump 42, which drains condensate into the condensate 43, and the second to the discharge gas pipeline 44, which is connected via jumper 45 through a valve 46 with a reservoir 11; In addition, a hot water drain pipe 47 with a distribution comb 48 is connected to the degasser 12,

Давление Р в газовом пространстве дегазатора 12 меньше, чем давление Pf. в га:зовом пространстве резервуара 11. Поэтому, дл того, чтобы нефть из дегазатора перетекала в резервуар,.необходимо подн ть уровень нефти в дегазаторе над уровнем нефти в резервуаре на высоту h, которую можно определить по формулеThe pressure P in the gas space of the degasser 12 is less than the pressure Pf. in hectares: to the reserve space of the reservoir 11. Therefore, in order for the oil from the degasser to flow into the reservoir, it is necessary to raise the level of oil in the degasser above the level of oil in the reservoir to a height h, which can be determined by the formula

ь - -- -ЧУ4- -H).l - - CHU4- H).

PSPS

5five

00

5five

где р - плотность нефти, where p is the density of oil,

Q - расход жидкости, м /с;Q - fluid flow rate, m / s;

d - диаметр переливного патрубка , м;d - diameter of the overflow pipe, m;

1 - длина переливного патрубка , м;1 - length of the overflow pipe, m;

Л - коэффициент сопротивлени ; t - коэффициент местных сопротивлений;L - coefficient of resistance; t is the coefficient of local resistance;

g - ускорение силы т жести, M/cSg - acceleration of gravity, M / cS

Переливной стакан 14 обеспечивает подачу нефти к области пониженного давлени Р в дегазаторе при любом рабочем уровне взлива нефти в резервуаре . Исход из этого, верхнюю кромку переливного стакана устанавливаютThe overflow cup 14 provides the oil supply to the reduced pressure area P in the degasser at any operating level of the oil fill in the reservoir. From this, the upper edge of the overflow cup set

на высоте Н, не менее высоты На уровн нефти в дегазаторе и равнойat the height of H, not less than the height of the oil level in the degasser and equal to

Н,, Hg h + ,,H ,, hg h + ,,

где .. максимальный рабочий уровень взлива нефти в резервуаре , м.where .. the maximum operating level of the oil tank in the reservoir, m.

В случае, если , т.е. исте- чение нефти происходит под слой высотойIf, i.e. oil outflow occurs under layer height

ЛН Hg - Н„ ,LN Hg - H „,

давление Рр,при котором происходитpressure Pp at which occurs

отбор газа из нефти и которое равно давлению в месте истечени нефти, на величину ЛР UН pq больше, чем давление Р в газовом пространстве дега затора. Таким образом, при установке верхней кромки переливного стакана ниже уровн нефти в дегазаторе количество отбираемого газа будет меньше чем при установке верхней кромки переливного стакана на одном уровне или выше уровн нефти в дегазаторе.gas extraction from oil and which is equal to the pressure at the place of oil outflow, by the value of LR Un pq is greater than the pressure P in the gas space of the gas blockage. Thus, when installing the upper edge of the overflow cup below the level of oil in the degasser, the amount of bleed gas will be less than if the upper edge of the overflow cup is installed at the same level or higher than the level of oil in the degasser.

Система работает следующим образом .The system works as follows.

Поток водогазонефт ной смеси поступает по трубопроводу 1 в концевой делитель 2 фаз, где частично расслаиваетс на фазы: нефть, газ и воду. Нефть в КДФ перетекает через перегородку и выходит по трубопроводу 3, а вода и газ по патрубкам 4 и 5 соответственно поступают в отсек 6 гидростатического регул тора 7 давлени газа, предназначенного дл автоматической стабилизации уровн раздела фаз нефть-вода в КДФ. Уровень жидкости в КДФ и соответствующий ему уровень воды в отсеке 6 поддерживают давлением в нем газа, выход которого предусматриваетс по нижней пилообразной кромке, при этом давление газа в отсеке создаетс гидростатическим столбом воды, высота которого регулируетс перемещение переливного стакана 9. В верхней части гидростатического регул тора 7 давлени газ проходит через столб воды и направл етс в сборный газопровод 35, а вода по трубопроводу 10 поступает в вод ную зону резервуара 11.The water-gas-oil mixture flows through pipeline 1 into the terminal divider of 2 phases, where it partially splits into phases: oil, gas and water. Oil in KDF flows through the septum and goes through pipeline 3, and water and gas through pipes 4 and 5, respectively, flow into compartment 6 of hydrostatic gas pressure regulator 7, designed to automatically stabilize the oil-water interface level in KDF. The liquid level in the CDF and the corresponding water level in the compartment 6 are supported by gas pressure in it, the output of which is provided along the lower saw-tooth edge, while the gas pressure in the compartment is created by a hydrostatic column of water, the height of which is regulated by moving the overflow cup 9. In the upper part of the hydrostatic regulator The torus 7 of the gas passes through a column of water and is directed to the collecting pipeline 35, and the water through the pipeline 10 enters the water zone of the reservoir 11.

Нефть из КДФ по трубопроводу 3 поступает в нижнюю часть вертикального дегазатора 12, в котором онаOil from KDF pipeline 3 enters the lower part of the vertical degasser 12, in which it

вместо с микропузЕлрькамп газс1 поднимаетс до верхнего урогиш пороливно- го стакана 14, где на поверхности раздела фаз происходит выделение остаточного газа в трубный газосборник 15, откуда он напракл етс по газопроводу 16 через кондеисато-сбор ник 17 на прием вакуум-компрессора 20, который создает п верхней части дегазатора 12 вакуум, ВРлнчина которого в зависимости от заданных условий дл различных место1Н )Ждений прин та равной (0,9 - 0, (абс При этом длина переливного стакана, обеспечивающа необходимую высоту столба жидкости в пространстве между стенками стакана и корпусом дегазатора , под давлением которого нефть поступает из дегазатора в ро зервуар, предусматриваетс в зaииcи ocти от прин того значени иакуумл и максимальной высоты уровн нефти в резервуаре . При значении вакуума 0, Ша (абс) длину перелиз ;о1 о стакана определ ют из соотношени 1.-0,2 Н;instead, with microturbine gas1, it rises to the upper urogish of the poroline glass 14, where at the interface the residual gas is released into the tubular gas collector 15, from where it flows along the gas line 16 through the condisator collection 17 to the intake of the vacuum compressor 20, which creates n the upper part of the degasser 12 is a vacuum, which Vrlnchina, depending on the specified conditions for different places 1H), is assumed to be (0.9 - 0, (abs) The length of the overflow cup, which provides the necessary height of the liquid column in the spaces e between the walls of the glass and the degasser housing, under pressure of which oil flows from the degasser to the tank, is provided in part from the adopted vacuum level and maximum height of the oil level in the reservoir.At a vacuum value of 0, Sha (abs) length of transition, o1 o cups are determined from a ratio of 1.-0.2 N;

дл вакуума 0,8 10for vacuum 0,8 10

МПа (аос) длина II; при вакуумеMPa (aos) length II; under vacuum

стакана равна ,3 0,7-10 МПа (абс) ста1чЛ л L- 0,4 11; а при вакууме О , f; 1 С) мПа (абс) - L 0,54 Н.the cup is equal to, 3 0.7-10 MPa (abs) of 1 hL l- 0.4 11; and under vacuum Oh, f; 1 C) MPa (abs) - L 0.54 N.

Дл нефти с плотное т.ью 8ЬО кг/м и при прин том значении ВьЧкуума 0,9.10 (абс) при максима.пт1ной высоте уровн нефти в резог нуаре Н-10 м длину переливного стакана дл создани необходимого давлени столба жидкости, большего, чем в резервуаре (0,1002-0,102 та), принимают равной 2 м. Создание вакуума и дегазаторе способствует увеличению выхода газовых пузырьков из нефти, так как при ее движении к верхней кромке переливного стакана пузырьки газа, с уменьшением давлени в дегазаторе, расшир ютс и соедин ютс н более крупные, устремл сь вследствие диффузии и конвекции углеводородов в пространство с меньшей их концентрацией . При этом улучшаетс процесс выхода газа из нефти, увеличиваетс последующее сокращение ее потерь, вследствие чего коэффициент отбора углеводородов повышаетс . После вакуум-компрессора газ поступает в газопровод 21.For oil with a dense volume of 8 kg / m and with a adopted value of 0.9.10 (abs) at the maximum oil level in the resistivity of H-10 m, the length of the overflow cup to create the required pressure of a liquid column greater than in the tank (0.1002–0.102 ta), it is assumed to be 2 m. Creating a vacuum and a degasser increases the gas bubbles out of the oil, as it moves to the upper edge of the overflow cup, the gas bubbles, with decreasing pressure in the degasser, expand and connect n more, rushing due to d ffuzii and hydrocarbons in the convection space to their lower concentration. At the same time, the process of gas outflow from oil improves, the subsequent reduction of its losses increases, as a result of which the coefficient of extraction of hydrocarbons increases. After the vacuum compressor gas enters the pipeline 21.

Разгазированна в дегазаторе 12 )1ефть переливаетс через кромку стаDegassed in a degasser 12) 1ft overflows over the edge of a hundred

капа 14, под давлением столба ЖРЩКОС- ти направл етс в приемный патрубок, который находитс в нижней части стакана , перетекает через гидрозатворы 23 или через нижний конец патрубка в нефт ную зону резервуара 1 1 ,а затем в процессе движени потока нефти в сторон переливной камеры 25 выдел ютс пузырьки газа, которые всплывают на новерхност) раздела фаз и переход т н газовую зону резервуара 11. Отражательный диск 13 дегазатора 12 нред назначен дл улавливани капельной нефти, уносимой газом, а гидрозатворы 23 - дл перекрыти потока нефти в газопут зону дегазатора 12 в случае падсрш уровн 24 в резервуаре 1 1 cap 14, under the pressure of the column LRSCN, is directed to the receiving branch pipe, which is located in the lower part of the glass, flows through hydraulic locks 23 or through the lower end of the branch pipe into the oil zone of the reservoir 1 1 and then in the process of oil flow to the sides of the overflow chamber 25 gas bubbles are produced that float to the surface of phase separation and transfer to the gas zone of the reservoir 11. The reflector disc 13 of the degasser 12 is not designed to trap the drip oil carried away by the gas, and the hydraulic locks 23 to block the flow of oil into the gas degasser 12 m in the case of zone padsrsh level 24 in the tank 1 January

Разгазиронанна в резервуаре 11 нефть поступает в переливную камеру 25, предназначенную дл Ликсацрн уровн 24 поверхности раздела фаз, и затем по трубопроводу 26 направл етс на прием насоса 27, откачивающего нефть в напорный нефтепровод 28.The oil in the reservoir 11 is released into the overflow chamber 25 intended for a Lix level of the interface and then is directed to the pump 26, which pumps the oil into the discharge pipeline 28.

Внщолившийс в резервуаре 11. газ по патрубку 29 и отделивша с вода по патрубку 30 поступают в гидростатический регул тор уровн воды 31, предназначенл ЫЙ дл поддержани высоты мсжфазного уровн контакта вода-нефть в резервуаре 11.Регулиро- Baiiiie уровн столба жидкости в регул торе 31 уровн воды осуществл етс при помощи переливного стакана 32, которые; обесггечивают необходимый сброс воды в сливной водопровод , 34. Вьще.чившийс в гидрорегул торе уровн ВОД1) газ нап1)авл етс в сборный газопронод 35, смешиваетс с газом, поступакицим из гшдрорегул тора 7 давлени , и через конденсатосборник 36 постунаот }ia прием компрессора 39, после чего сжатый аз направл етс н газопровод 4L), смешиваетс с газом иоступаюш.им с вакуум-компрессора 20, и направл етс в газосепаратор 41, в котором происходит отделение конденсата . Конденсат насосом 42 откачиваетс в конденсатопровод 43, а отсепариропанный газ поступает в напорн1,п1 газопровод 44,The gas implanted in reservoir 11. through pipe 29 and separated from the water through pipe 30 enters the hydrostatic water level regulator 31, designed to maintain the height of the liquid-water contact level in the reservoir 11. The regulator baiiiie the level of the liquid column in regulator 31 the water level is carried out by means of an overflow cup 32, which; deplete the necessary water discharge into the drain water supply system 34. The higher level of water in the hydraulic regulator1) gas enters the gas collection gas 35, mixes with the gas received from the pressure regulator 7, and then through the condenser collector 36 after which the compressed gas is directed to the gas pipeline 4L), mixed with gas and injected from the vacuum compressor 20, and sent to the gas separator 41, in which the condensate is separated. The condensate is pumped out by the pump 42 to the condensate line 43, and the stripped gas enters the flow line 1, the gas line 44,

резервуар. При паде- ниже 100.10 МПа компДл предотвращени образовани в резервуаре 11 вакуума предусмотрен байпас 49 с клапаном 50, который открываетс при снижении давлени в газовом пространстве резервуара до 400,10 МПа, при этом компрессор работает в режиме циркул дии газа. Если давление в резервуаре продолжает снижатьс , то открываетс клапан 46 (диапазон срабатывани (100-200) МПа), которьш перепускает сухой газ из напорного газопровода 44 по перемычке 45 в НИИ давлени storage tank. When falling below 100.10 MPa, a set of vacuum in tank 11 is provided with a bypass 49 with valve 50, which opens when the pressure in the gas space of the tank decreases to 400.10 MPa, while the compressor operates in gas circulation mode. If the pressure in the tank continues to decrease, then valve 46 (response range (100-200) MPa) opens, which bypasses the dry gas from the discharge pipeline 44 via jumper 45 at the Research Institute of Pressure

рессор останавливаетс . Дл предотвращени образовани вакуума в дегазаторе 12 ниже 0,9,10 Mlla (абс) предусмотрен байпас 51 с клапаном 52. Подача по трубопроводу 47 теплой (Т 40-60 с) дренаж ной воды и ее диспергирование гребенкой 48 внутри дегазатора 12 в объеме восход щего потока нефти предусмотрепы дл улучшени условий выделени углеводородного газа из микропузырьков.the spring stops. To prevent the formation of a vacuum in the degasser 12 below 0.9.10 Mlla (abs), a bypass 51 with a valve 52 is provided. The pipeline 47 supplies warm (T 40-60 s) drainage water and disperses it with a comb 48 inside the degasser 12 in a rising volume An oil stream is envisaged to improve the conditions for the release of hydrocarbon gas from microbubbles.

Благодар более эффективному отбору газа в дегазаторе производительность системы по отбираемому газу по сравнен1по с известной при величине потерь, равных 0,7% от объема обработки и перекачки } ефтепродуктов, повышаетс на 2,59 млн,м ./г., что ведет к увеличению удельного отбора легких углеводородов по нефти на 0,4 и доли отбора уг леводоро- дов на 0,08%, вследствие чего снижение потерь увеличиваетс с 89,2% до 93%.Due to more efficient gas extraction in the degasser, the system’s output of the extracted gas compared with the known loss of 0.7% of the volume of processing and pumping} of refined products increases by 2.59 million, m / g, which leads to an increase in the specific extraction of light hydrocarbons for oil by 0.4 and the fraction of the extraction of hydrocarbons by 0.08%, as a result of which the reduction in losses increases from 89.2% to 93%.

Ф о р м у л а изобретени F o rmu l invention

Система улавливани паров углеводородов и предварительной подготовки по авт.св, № 1194787, о т л и- ч а Ю | Д а с тем, что, с делью повышени коэффициента отбора паров углеводородов, система снабжена вакуумным компрессором, соединенным с деThe system of vapor recovery of hydrocarbons and the preliminary preparation according to bus No. 1194787, t h yu Yu | The fact that, in order to increase the recovery factor for hydrocarbon vapors, the system is equipped with a vacuum compressor connected to

газатором, а верхн кромка переливного стакана в дегазаторе установлена на уровне не ниже уровн нефти в дегазаторе .the gasifier, and the upper edge of the overflow cup in the degasser is set at a level not lower than the oil level in the degasser.

1i1i

юYu

rXJHsM s -r I X- y l MIIrXJHsM s -r I X- y l MII

y y

I II I

i(i (

«M"M

//

MM

PP

I s /a-- }, /I s / a--}, /

5, I 11C 5, I 11C

t -kfe l t -kfe l

II

I I

;;

le / $ile / $ i

R lMR lm

rrrr

I LlI Ll

777i 777i

S KS k

I I «oI I “o

1one

a//noa // no

-П «. -P ".

.iJ.iJ

.: .:

e iirrra e iirrra

TT

юYu

//

MM

lbllbl

R lM:..,R lM: ..,

i i ,. i i,.

fefe

rrrr

Ll Ll

II

1one

a//noa // no

.iJ.iJ

.:.:

rra « rra "

iirrra /« iirrra / "

TT

« "

.A....A ...

Claims

Formula and z o b r

The system for capturing hydrocarbon vapors and preliminary oil treatment according to ed. M 1194787, due to the fact that, in order to increase the coefficient of selection of hydrocarbon vapors, the system is equipped with a vacuum compressor connected to a degasser, and a glass at the level of not a gasifier.

the top edge of the overflow degasser is set below the oil level in de1393445