Предотвращение потерь нефти при хранении ее в резервуарах

Основные потери нефти, связанные с испарением легких фрак­ций, обусловливаются, как говорилось выше, малыми и больши­ми "дыханиями" резервуаров.

Малые "дыхания" в резервуарах обусловлены из­менениями суточной температуры и барометрического давления наружного воздуха. Днем при нагревании резервуара и верхнего слоя нефти количество паров и их упругость в герметически закрытом резервуаре увеличиваются, и если давление превысит расчетное, то часть паров через предохранительный или дыха­тельный клапан выйдет из резервуара в атмосферу. В ночное время, когда температура воздуха понижается, часть паров нефти в резервуаре сконденсируется, давление упадет, и в газовое про­странство резервуара, при достижении вакуума сверх расчетного, будет входить наружный воздух.

Процесс впуска воздуха и выпуска смеси паров и воздуха при опорожнении и наполнении резервуара нефтью принято называть большими "дыханиями".

Естественно, что потери легких фракций нефти при больших "дыханиях" составляют значительно большую величину, чем при малых "дыханиях" резервуаров.

Методы снижения потерь углеводородов при испарении нефти в резервуарах условно можно разбивать на три группы: 1) мето­ды, предупреждающие испарение нефти; 2) методы, уменьшающие испарение; 3) методы, основанные на сборе продуктов испарения нефти.

Потерн нефтей при хранении их в негерметизированных резер­вуарах в большой степени зависят от испаряемости нефтей, т. е. от способности их при данных температуре и давлении переходить в газообразное состояние. Чем больше в нефти легких фракций, тем выше ее испаряемость и тем, следовательно, значительнее потери легких фракций при всех прочих равных условиях. Чтобы существенно снизить потери нефти от испарения, необходимо под­держать в резервуаре давление, превышающее давление насыщен­ных паров нефти.

Однако этим методом снижения потерь нефти в большинстве случаев нельзя пользоваться, так как резервуары большого объе­ма не рассчитаны на избыточное давление выше 1962 МПа (200 кгс/м²).

Как средство по сокращению потерь предлагаются различные организационно-технические мероприятия: окраска резервуаров, орошение крыш резервуаров водой, сооружение защитных экранов и теплоизоляции и др., позволяющие уменьшить колебания температуры газового пространства резервуаров, используются различные конструкции дыхательных клапанов, дисков-отражателей, внутренних эластичных оболочек, монтируются плавающие крыши. Однако, при использовании понтонов и плавающих крыш повышается металлоемкость, возможно их потопление и перекосы, требуются большие затраты при ремонте, повышается взрыво- и пожароопасность при проведении ремонтных работ. В районах с большим количеством осадков и сильными ветрами они неработоспособны.

Представляют интерес разработки, в которых предлагается покрывать поверхность нефтепродукта специальными веществами.

В России и за рубежом используются резервуары, работающие под повышенным давлением, но они не исключают потери низкокипящих фракций и не нашли широкого применения из-за больших капитальных вложений.

Использование понтонов, плавающих крыш и других приспособлений не решает проблемы полной герметизации резервуаров, а является только мерой по предотвращению потерь части низкокипящих углеводородов.

Наиболее эффективной из всех предложенных технологий являются системы улавливания легких фракций (УЛФ). Одной из простейших схем УЛФ являются газоуравнительные системы (ГУС) различных видов (замкнутая газовая обвязка, обвязка с подачей различных газов под крышу резервуара и др.). Газовые пространства резервуаров через систему газопроводов соединяются между собой. Работа резервуаров с такой обвязкой эффективна тогда, когда газы из заполняемых резервуаров пере­текают в опоражнивающиеся, и потери от больших "дыханий" сводятся к нулю. Однако в связи с возможными трудностями осу­ществления синхронной работы системы резервуаров к ним обычно подключают резервуары-компенсаторы и резервуары с подъемны­ми крышками (рис. 5.6). Из резервуаров 1, работающих несинхронно, излишний газ поступает по наклонному газопроводу 2 (во избежание образования гидравлических пробок) сначала в конденсатосборник 3, а затем в резервуар-компенсатор 4 с подъ­емной крышей. В этот резервуар поступает избыток газов из га­зовых пространств (ГП) резервуаров 1, когда подача нефти в них превышает отпуск, и, наоборот, из резервуара-компенсатора газ поступает в резервуары 1, когда отпуск нефти преобладает над поступлением. Для контроля за работой обвязанных газопроводами резервуаров устанавливают самопишущие манометры.

ГУС является эффективной при синхронной работе резервуаров – при заполнении одних резервуаров из других производится откачка нефти. Практически невозможно создать условия для синхронной работы резервуаров, поэтому добавляются еще резервуары-компенсаторы или газгольдеры. В то же время отмечено, что при наливе нефтепродукта его пары не могут быть полностью сохранены с помощью ГУС, т.к. объем вытесняемого газа в несколько раз больше объема закачиваемого нефтепродукта. Для промысловых условий, ввиду больших объемов газа, применение ГУС и других разработок по снижению потерь легких фракций из резервуаров оказалось малоэффективным.

Рис. 5.6. Схема газоуловительной си­стемы с газосборником: 1 – резервуары; 2 – наклонный газопро­вод; 3 – конденсатосборник; 4 – резервуар-компенсатор; 5 – огневой предохранитель; 6 – дыхательный клапан

Как за рубежом, так и в России предложены ряд схем УЛФ с отбором газ из резервуаров с помощью компрессоров, газодувок, эжекторов. В России институтом ТатНИПИнефть и на Украине Ивано-Франковским институтом нефти и газа разработано несколько схем УЛФ для различных систем подготовки углеводородного сырья. При реализации данных схем требуется достаточно высокий уровень автоматизации, экономически они целесообразны не во всех товарных парках, особенно при использовании эжекторов для улавливания легких фракций.

В зависимости от уровня герметизации резервуаров и способа отбора из нефтепромысловых аппаратов испаряющихся углеводородов было разработано 12 базовых вариантов технологических схем УЛФ. Из них шесть основных с полной герметизацией и шесть дополнительных с час­тичной герметизацией резервуарных парков и промысловых аппаратов для трех типов установок подготовки нефти (УПН): комплексной подго­товки девонских нефтей (УКПН-д), термохимической подготовки де­вонских (ТХУ-д) и угленосных (ТХУ-у) нефтей (рис. 5.7).

Для каждого технологического варианта рассмотрено четыре вида функционально-структурных схем технического оснащения систем УЛФ оборудованием для компримирования, сепарации и очистки отбираемо­го газа.

Рис. 5.7. Варианты принципиальных технологических схем УЛФ для объектов с постоянной или растущей добычей нефти (а, б, в) и падающей добычей (г, д, е): 1, 2, 3 – соответственно резервуары предварительного сброса воды, сырой и товарной нефти: 4, 5, 6 – соответствен­но установка подготовки нефти УКПН-д; ТХУ-д; ТХУ-у; ТХУ-s; 7 – отстойник предварительного сброса во­ды (буферная емкость); 8 – газоотделитель; 9 – каплеобразователь; 10 – установка УЛФ; 11 – ступень "горячей" се­парации (не требуется при газосодержании нефти менее 3 м³/т); 12 – установка сероочистки с подпорными газодувками 1А-32; 13, 14, 15, 16, 17 – соответственно нефтепроводы, газопроводы, водопроводы, конденсатопроводы и газопроводы, используемые только для основных вариантов (для подвариантов не применяют)

Нa отдельных резервуарах, сырьевых и товарных парках отдаленных месторождений Западной Сибири и Крайнего севера необходимы простые по технологичности и автоматизации системы для улавливания газа из газового пространства резервуаров. Особенно важно решение этого вопроса при отсутствии потребителей газа, улавливаемого с верха резервуара.

Для этих случаев разработана технология, когда охлаждение смеси осуществляется непосредственно на крыше резервуара и конденсат самотеком стекает в резервуар. Однако, для осуществления этого процесса необходимо дополнительное холодильное оборудование и эффективность извлечения бензиновых фракций низка.

Большое количество разработок по системе УЛФ посвящено технологиям, основанным на процессах конденсации, адсорбции и абсорбции.

Известно, что эти процессы являются наиболее эффективными процессами разделения. Традиционные методы УЛФ путем конденсации предусматривают охлаждение паровой фазы до низких температур (до минус 10 – минус 70 ⁰С) и это обеспечивает конденсацию бензиновых фракций. Однако, из-за больших энергетических и капитальных затрат, связанных с необходимостью монтажа холодильных установок, они не нашли широкого применения. Большой эффективностью отличаются технологии УЛФ, основанные на адсорбционных методах разделения. Но сложность этих систем УЛФ связана с высокой стоимостью адсорбентов, необходимостью десорбции адсорбированных низкокипящих углеводородов.

Из всех систем УЛФ наиболее эффективной по степени извлечения целевых фракций являются схемы, основанные на процессе абсорбции. Схемы УЛФ абсорбцией могут успешно работать как автономно, так и в комплексе с элементами более сложных установок УЛФ.

Разработана модификация технологии улавливания легких фракций (УЛФ), основанная на абсорбции углеводородных компонентов из газа газового пространства резервуаров нефтью, либо другой углеводородной фракцией. Согласно этой технологии, абсорбционное извлечение углеводородных компонентов осуществляется в трубопроводе отвода газа из резервуаров. Часть товарной нефти в противотоке или прямотоке смешивается в трубопроводе с газом, насыщается бензиновыми и более низкокипящими компонентами газа и стекает в резервуар или в поток товарной нефти. Для снятия тепла абсорбции смесь нефти и газа перед разделением охлаждается в конденсаторе-холодильнике. Допускается также подача на абсорбцию предварительно охлажденной нефти или углеводородной фракции.