установка улавливания легких фракций нефти и нефтепродуктов

Формула изобретения

Установка улавливания легких фракций нефти и нефтепродуктов, включающая резервуары, газоуравнительную систему, подводящий газопровод, скруббер с регуляторами нижнего и верхнего предельных уровней конденсата, компрессор с приемным и выкидным патрубками, систему КИП и А, запорную арматуру, подпиточный и байпасный газопроводы, обвязочные трубопроводы, отличающаяся тем, что она снабжена дополнительным скруббером, образующим с основным единый модуль, который заглублен в грунт на отметку, предотвращающую возможность замерзания конденсата, и трубными перемычками, соединяющими подпиточный газопровод с основным и дополнительным скрубберами соответственно, причем приемный патрубок компрессора размещен выше верхней образующей скрубберов, а на перемычках, подводящих и отводящих патрубках обоих скрубберов установлены секущие задвижки, соединенные через систему КИП и А с регуляторами верхнего предельного уровня, обеспечивающими поступление подпиточного газа в скрубберы, и регуляторами нижнего предельного уровня, обеспечивающими прекращение подачи подпиточного газа.

Описание изобретения к патенту

Предложение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к установкам улавливания легких фракций нефти и нефтепродуктов.

Известна установка улавливания легких фракций нефти, включающая газоотделители, резервуары, газосборник, компрессор с байпасным газопроводом, насос, устройства и приборы, поддерживающие автоматический режим работы установки, регулирующие и предохранительные устройства, подводящие и отводящие трубопроводы, счетчики газа (см. книгу О.А.Ткачева и И.И.Тугунова "Сокращение потерь нефти при транспорте и хранении", М., Недра, 1988, стр. 110, рис. 40).

Недостатком установки является низкая надежность работы в условиях холодного климата.

Известна установка улавливания легких фракций нефти и нефтепродуктов, включающая резервуары, газоуравнительную систему, подводящий газопровод, скруббер с регулятором предельных уровней конденсата, компрессор с приемным и выкидным патрубками, систему КИП и А, запорную арматуру, подпиточный и байпасный газопроводы, обвязочные трубопроводы (см. книгу Тронова B. П. "Промысловая подготовка нефти за рубежом", М., Недра, 1983, стр. 75, рис 25).

Недостатком установки является низкая надежность работы в условиях холодного климата из-за выпадения из паровоздушной смеси конденсата и замерзания в скруббере водной его части, составляющей 60-70% от общего его количества, что нарушает нормальный режим работы установки и требует постоянного подогрева днища скруббера. Кроме того, приемный патрубок компрессора расположен ниже верхней образующей скруббера, что способствует накоплению и замерзанию конденсата в нем при остановке компрессора, а это вызывает аварийные ситуации при последующем его запуске. Эксплуатация же насоса откачки конденсата из скруббера при замерзании воды в нем становится невозможной, так как его работа в режиме "пуск-остановка" также приводит к аварийным ситуациям и требует постоянного присутствия обслуживающего персонала.

Целью предлагаемой установки улавливания легких фракций нефти и нефтепродуктов является повышение надежности эксплуатации в условиях холодного климата за счет предотвращения замерзания водной части конденсата и его принудительного выдавливания давлением подпиточного газа.

Указанная цель достигается описываемой установкой, включающей резервуары, газоуравнительную систему, подводящий газопровод, скруббер с регулятором нижнего и верхнего предельных уровней конденсата, компрессор с приемным и выкидным патрубками, систему КИП и А, запорную арматуру, подпиточный и байпасный газопроводы, обвязочные трубопроводы.

Новым является то, что она снабжена дополнительным скруббером, образующим с основным единый модуль, который заглублен в грунт на отметку, предотвращающую возможность замерзания конденсата, и трубными перемычками, соединяющими подпиточный газопровод с основным и дополнительным скрубберами соответственно, причем приемный патрубок компрессора размещен выше верхней образующей скрубберов, а на перемычках, подводящих и отводящих патрубках обоих скрубберов установлены секущие задвижки, соединенные через систему КИП и A с регуляторами верхнего предельного уровня, обеспечивающими поступление подпиточного газа в скрубберы, и регуляторами нижнего предельного уровня, обеспечивающими прекращение подачи подпиточного газа.

На чертеже представлена принципиальная схема предлагаемой установки.

Установка содержит: резервуары 1, газоуравнительную систему 2, подводящий газопровод 3, основной и дополнительный скрубберы 4 и 5 соответственно, соединенные входными патрубками 6 и 7 через подводящий газопровод 3 и газоуравнительную систему 2 с резервуарами 1, и выходными патрубками 8 и 9 через газопровод 10 с компрессором 11, систему КИП и A 12, соединяющую регуляторы 13 и 14 предельных уровней конденсата, установленных в скрубберах 4 и 5, с секущими задвижками 15 и 16, 17 и 18, установленными на входных 6 и 7 и выходных 8 и 9 патрубках скрубберов 4 и 5 соответственно, подпиточный газопровод 19, соединенный со скрубберами 4 и 5 трубчатыми перемычками 20 и 21, на которых расположены секущие задвижки 22 и 23, соединенные через систему КИП и A 12 с регуляторами 13 и 14 соответственно и с датчиком давления 24, расположенным на приемном патрубке компрессора, который снабжен датчиком давления 25 и байпасным газопроводом 26 с установленным на нем клапаном 27, соединенным с датчиком давления 25. На резервуарах 1 установлены датчики 28 включения и выключения компрессора 11. Аварийный выход паров нефти из резервуаров осуществляется через дыхательные клапаны 29. Оба скруббера 4 и 5, образующие единый модуль, заглублены в грунт на отметку, предотвращающую возможность замерзания конденсата в них, а приемный патрубок компрессора 11 размещен выше верхней образующей скрубберов 4 и 5, в результате чего накопление и замерзание в нем конденсата также не возможно. Сброс образовавшегося в скрубберах 4 и 5 конденсата осуществляется по конденсатопроводу 30.

Установка работает следующим образом.

Нефть (нефтепродукт) поступает по подводящим трубопроводам в резервуары 1, где в результате испарения и выделения из нее газообразных углеводородов начинает повышаться давление. При достижении в резервуарах 1 максимально-допустимого давления по сигналу от датчиков давления 26 включается компрессор 11, при этом пары нефти поступают по газоуравнительной системе 2 и подводящему газопроводу 3 в скрубберы 4 и 5, где происходит конденсация влаги и тяжелых компонентов (C_4+b) нефти, откуда направляются на прием компрессора 11, компримируются и поступают в газосборную сеть. В процессе отбора паровоздушной смеси из резервуаров 1 давление в них и на приеме компрессора 11 начинает снижаться и при достижении определенного его значения от датчика давления 25 поступает сигнал на открытие клапана 27, и паровоздушная смесь по байпасному газопроводу 26 поступает с выкида компрессора 11 на его прием. Если давление в резервуарах 1 не восстанавливается, то по сигналу от датчика давления 24 через систему КИП и А 12 поступает сигнал на открытие секущих задвижек 22 и 23, установленных на перемычках 20 и 21, и подпиточный газ начинает поступать через скрубберы 4 и 5 в газопровод 10, в результате давление в резервуарах 1 и на приеме компрессора 11 повышается. При достижении на приеме компрессора давления, близкого к максимально допустимому, по сигналу от датчика давления 24 происходит закрытие секущих задвижек 22 и 23, в результате поступление подпиточного газа в скрубберы 4 и 5 прекращается. В процессе отбора легких фракций нефти из резервуаров 1 и выпадения конденсата уровень жидкости в скрубберах 4 и 5 повышается и при достижении в первом по ходу движения газа скруббере 4 предельного верхнего уровня жидкости от регулятора 13 поступает сигнал через систему КИП и А 12 на закрытие секущих задвижек 15 и 17, установленных на входном 6 и выходном 8 патрубках скруббера 4, и открытие секущей задвижки 22. При этом в скруббер 4 начинает поступать подпиточый газ, давление в скруббере повышается и накопившийся конденсат выдавливается в конденсатопровод 30. Уровень конденсата в скруббере 4 падает и при достижении его предельного нижнего значения от регулятора 13 поступает сигнал на закрытие секущей задвижки 22, при этом поступление подпиточного газа из газопровода 19 в скруббер 4 прекращается. Дальнейшее поступление паровоздушной смеси на прием компрессора 11 осуществляется только через скруббер 5. Открытие секущих задвижек 15 и 17 с целью приведения скруббера 4 в исходное рабочее состояние осуществляется через систему КИП и A 12 по сигналу от датчика давления 24 при последующем понижении давления до минимального значения в приемном патрубке компрессора 11. При этом находящийся в скруббере 4 газ поступает в резервуары 1 и на прием компрессора 11 с одновременным снижением давления в скруббере 4. При достижении предельного верхнего уровня жидкости в скруббере 5 процесс подачи в него подпиточного газа и выдавливания конденсата в конденсатопровод 30 осуществляется аналогично вышеизложенному.

Технико-экономическая эффективность предлагаемой установки складывается за счет повышения ее надежности в условиях холодного климата благодаря наличию дополнительного скруббера и заглублению скрубберного модуля в грунт, что предотвращает возможность замерзания водной части конденсата в скрубберах, а наличие перемычек, соединяющих подпиточный газопровод со скрубберами, позволяет эксплуатировать его не только в режиме подпитки резервуаров и компрессора, но и в режиме выдавливания образовавшегося конденсата из скрубберов, не используя для этой цели насосов откачки, благодаря чему устраняются аварийные ситуации при откачки конденсата из скрубберов и сокращается потребность в обслуживающем персонале. Эксплуатация компрессора, приемный патрубок которого размещен выше верхней образующей скрубберов, позволяет избежать накопление и замерзание конденсата перед компрессором во время его остановки и ликвидировать аварийные ситуации при его последующем пуске.