[go: up one dir, main page]

RU2753281C1 - Installation for capture of gas emissions - Google Patents

Installation for capture of gas emissions Download PDF

Info

Publication number
RU2753281C1
RU2753281C1 RU2020137069A RU2020137069A RU2753281C1 RU 2753281 C1 RU2753281 C1 RU 2753281C1 RU 2020137069 A RU2020137069 A RU 2020137069A RU 2020137069 A RU2020137069 A RU 2020137069A RU 2753281 C1 RU2753281 C1 RU 2753281C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
oil
tanks
piping
gas pipeline
Prior art date
Application number
RU2020137069A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Сергей Анатольевич Трубкин
Алексей Николаевич Шаталов
Рафаэль Махасимович Гарифуллин
Original Assignee
Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority to RU2020137069A priority Critical patent/RU2753281C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2753281C1 publication Critical patent/RU2753281C1/en

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D19/00—Degasification of liquids
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B65—CONVEYING; PACKING; STORING; HANDLING THIN OR FILAMENTARY MATERIAL
    • B65D—CONTAINERS FOR STORAGE OR TRANSPORT OF ARTICLES OR MATERIALS, e.g. BAGS, BARRELS, BOTTLES, BOXES, CANS, CARTONS, CRATES, DRUMS, JARS, TANKS, HOPPERS, FORWARDING CONTAINERS; ACCESSORIES, CLOSURES, OR FITTINGS THEREFOR; PACKAGING ELEMENTS; PACKAGES
    • B65D90/00—Component parts, details or accessories for large containers
    • B65D90/22—Safety features
    • B65D90/28—Means for preventing or minimising the escape of vapours
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C13/00—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels
    • F17C13/12—Arrangements or mounting of devices for preventing or minimising the effect of explosion ; Other safety measures
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00—Pipe-line systems
    • F17D1/02—Pipe-line systems for gases or vapours
    • F17D1/065—Arrangements for producing propulsion of gases or vapours
    • F17D1/075—Arrangements for producing propulsion of gases or vapours by mere expansion from an initial pressure level, e.g. by arrangement of a flow-control valve

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas, petrochemical and oil refining industries.
SUBSTANCE: invention relates to the oil and gas, petrochemical and oil refining industries, in particular to the collection, preparation, storage and transportation of well products, oil, oil products and volatile liquids, including at oil and water treatment facilities remote from gas collection systems. The installation for capturing gas emissions includes two tanks connected by a gas equalizing piping connected to the vapor volumes of the tanks through flame arresters, a gas pipeline connecting the gas equalizing piping to a condensate collector, a gas pipeline connecting the gas control point with control valves and a pressure sensor. The outlet line of the condensate trap is connected to the flare. Between the condensate trap and the gas pipelines connecting with the steam spaces of the tanks, a gate valve platform is installed, including electric valves installed on each gas pipeline connecting the gas equalization piping to the steam volumes of the tanks, and two control valves connecting the gas equalizing piping to the gas control point and the condensate collector. Pressure sensors are installed on the gas pipeline before and after the first control valve. The condensate trap is additionally connected by a gas pipeline to the buffer tank and to the annular space of the wells.
EFFECT: invention provides the creation of an installation for capturing gas emissions that is simple and effective in operation at oil and water treatment facilities containing hydrogen sulfide, remote from gas collection systems. The invention provides continuous regulated work of collection and removal of gas emissions, eliminating the loss of time for the actuation of control valves and pollution of the air basin with harmful emissions. The invention allows reducing in operating and material costs associated with the construction, maintenance of the device, the consumption of electricity at the treatment plant for the preparation of high-viscosity sulphurous oil.
1 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазовой, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности, в частности к сбору, подготовке, хранению и транспорту продукции скважин,нефти, нефтепродуктов и легкоиспаряющихся жидкостей, в том числе на объектах подготовки нефти и воды, удалённых от систем газосбора.The invention relates to the oil and gas, petrochemical and oil refining industries, in particular to the collection, preparation, storage and transportation of well products, oil, oil products and volatile liquids, including at oil and water treatment facilities remote from gas collection systems.

При сборе, подготовке, хранении из нефти или пластовых вод в газовое пространство резервуаров выделяются легкие фракции углеводорода, газовые выбросы. При увеличении давления в газовом пространстве резервуара включают компрессор установки улавливания легких фракций, который откачивает легкие фракции по выкидному газопроводу в систему утилизации, принятую в проекте. When collecting, preparing, storing from oil or stratal waters, light fractions of hydrocarbons and gas emissions are released into the gas space of the reservoirs. With an increase in pressure in the gas space of the reservoir, the compressor of the light fractions capture unit is turned on, which pumps out the light fractions through the flow line into the utilization system adopted in the project.

Известна система улавливания легких фракций из резервуаров и аппаратов низкого и атмосферного давлений, включающая нефтегазопровод, приемный коллектор, установку ступени сепарации, газопровод, соединяющий приемный коллектор с газовой зоной ступени сепарации, трубопровод, газопроводы, соединяющие соответственно газовые зоны коллектора со ступенью сепарации, и выходной патрубок с приемом компрессорной станции, оборудованной винтовыми компрессорами, нефтепровод, приемный коллектор резервуарного парка, трубопровод, газоотделитель,резервуары (патент RU № 2049520, опубл. 10.12.1995).A known system for capturing light fractions from tanks and devices of low and atmospheric pressure, including an oil and gas pipeline, an intake manifold, a separation stage installation, a gas pipeline connecting the intake manifold with the gas zone of the separation stage, a pipeline, gas pipelines connecting the gas zones of the collector with the separation stage, and the outlet a branch pipe with an intake of a compressor station equipped with screw compressors, an oil pipeline, an intake manifold of a tank farm, a pipeline, a gas separator, tanks (patent RU No. 2049520, publ. 10.12.1995).

Известна система улавливания легких фракций из резервуаров и аппаратов низкого и атмосферного давлений, включающая приемный нефтегазопровод, первую ступеньсепарации, напорный газопровод, трубопровод, вторую ступень сепарации с выходными технологическими коммуникациями (газопроводом низкого давления инефтепроводом), сырьевой резервуар с приемным нефтепроводом, выходным нефтепроводоми водопроводом, установку обезвоживания и обессоливания нефти с выходными нефтепроводом и водопроводом, резервуар товарной нефти с приемным и выходным нефтепроводами, газоуравнительную обвязкурезервуаровгазопровод, импульсную газовую линию, сепаратор-конденсатосборник, компрессор с приемным и выходным газопроводами, газопроводы с установленными на них переключающими клапанами, соединенные линиями контроля и управления с импульсной газовой линией, газопровод, промысловую газокомпрессорную станцию с приемным и напорным газопроводами, датчиками давлений(патент RU № 2050924, опубл. 27.12.1995).A known system for capturing light fractions from tanks and devices of low and atmospheric pressure, including a receiving oil and gas pipeline, a first stage of separation, a pressure gas pipeline, a pipeline, a second stage of separation with output technological communications (low pressure gas pipeline and an oil pipeline), a feed tank with a receiving oil pipeline, an output oil pipeline and a water pipeline, oil dehydration and desalination unit with oil outlet pipelines and water pipelines, commercial oil tank with inlet and outlet oil pipelines, gas equalizing piping of reservoirs gas pipeline, impulse gas line, condensate separator, compressor with inlet and outlet gas pipelines, gas pipelines with control valves installed on them and connected lines control with impulse gas line, gas pipeline, field gas compressor station with intake and pressure gas pipelines, pressure sensors (patent RU No. 2050924, publ. 27.12.1995).

Известна установка для улавливания легких фракций нефти из резервуаров, содержащая резервуары, компрессор, источник сухого газа, газопровод промыслового нефтяного газа, линию подачи сухого газа с клапаном, линию подачи нефтяного газа с клапаном, датчик давления, пульт автоматики, газоуравнительную обвязку (патент RU № 2159150, опубл. 20.11.2000). При повышении давления до заданного в резервуарах датчик давления подает сигнал на включение компрессора, который откачивает, сжимает и подает газ в газопровод для сбора промыслового нефтяного газа и далее – на газоперерабатывающий завод. При снижении давления в резервуарах (например, при откачке нефти) ниже заданного датчик давления подает сигнал на пульт автоматики, который распределяет сигнал на отключение компрессора, на открытие клапанов. Проходное сечение клапанов отрегулировано таким образом, чтобы в газоуравнительную обвязку по линиям подачи сухого и нефтяного газа поступала смесь с содержанием компонентов C2+высш не менее 32 об. %. Подаваемый подпиточный газ распределяется через газовую обвязку по резервуарам, заполняя их паровое пространство и восстанавливая в них заданное давление. Подпиточный газ с содержанием компонентов C2+высш 32 об. % препятствует выделению из нефти ценных компонентов C4-C5, в результате чего в дальнейшем при цикле откачки газа из резервуаров компрессором в газопровод подают газ без избыточного содержания бутан-пентановых фракций. Таким образом, в нефти сохраняют бензиновый потенциал, а также предотвращают потери от конденсации бутан-пентановых фракций при транспортировании газа по газопроводу.Known installation for capturing light fractions of oil from tanks, containing tanks, a compressor, a dry gas source, a field gas pipeline, a dry gas supply line with a valve, an oil gas supply line with a valve, a pressure sensor, an automation panel, a gas equalizing piping (patent RU No. 2159150, publ. 20.11.2000). When the pressure rises to the set pressure in the tanks, the pressure sensor gives a signal to turn on the compressor, which pumps out, compresses and supplies gas to the gas pipeline to collect field petroleum gas and then to the gas processing plant. When the pressure in the tanks drops (for example, when pumping out oil) below the set pressure, the pressure sensor sends a signal to the automation panel, which distributes the signal to turn off the compressor, to open the valves. The flow area of the valves is adjusted in such a way that a mixture with a content of C 2 + components of at least 32 vol. %. The supplied make-up gas is distributed through the gas piping to the tanks, filling their vapor space and restoring the set pressure in them. Make-up gas containing C 2 + components higher 32 vol. % prevents the release of valuable components C 4 -C 5 from the oil, as a result of which, in the future, during the cycle of pumping gas from the reservoirs by the compressor, gas is fed into the gas pipeline without excessive content of butane-pentane fractions. Thus, petrol potential is retained in oil, and also prevents losses from condensation of butane-pentane fractions during gas transportation through a gas pipeline.

Известна установка улавливания паров нефти и нефтепродуктов из резервуаров, содержащая резервуары и емкости, соединенные газовыми трубопроводами, клапанами, датчиками давления, конденсатосборником (а.с. SU № 1729956, опубл. 30.04.1992). Датчик давления-вакуума и клапан аварийного сброса расположены на приемном трубопроводе. Два исполнительных клапана расположены: один на приемном, а второй – на газовом трубопроводах. Вход газового сепаратора подключен к выходу клапана аварийного сброса, а выход через газовый трубопровод – к входу компрессора внешнего газопровода. Понижающий ресивер входом соединен с газовым трубопроводом выкида компрессора внешнего газопровода, а выходом через исполнительный клапан подключен к приемному трубопроводу.Known installation for capturing vapors of oil and oil products from tanks, containing tanks and containers connected by gas pipelines, valves, pressure sensors, condensate collector (and.with. SU No. 1729956, publ. 30.04.1992). The pressure-vacuum sensor and the emergency relief valve are located on the intake pipeline. Two control valves are located: one on the intake and the other on the gas pipelines. The inlet of the gas separator is connected to the outlet of the emergency relief valve, and the outlet through the gas pipeline is connected to the compressor inlet of the external gas pipeline. The downstream receiver is connected by its inlet to the gas pipeline of the compressor outlet of the external gas pipeline, and by its outlet through the control valve it is connected to the receiving pipeline.

Недостатками известных установок являются:The disadvantages of the known installations are:

- во-первых, сложность конструкции и эксплуатации установки улавливания газовых выбросов;- firstly, the complexity of the design and operation of the installation for capturing gas emissions;

- во-вторых, низкая эффективность использования установки на объектах подготовки нефти и воды, содержащих сероводород, удалённых от систем газосбора;- secondly, the low efficiency of using the unit at oil and water treatment facilities containing hydrogen sulfide, remote from the gas collection systems;

- в-третьих, высокие эксплуатационные и материальные затраты, связанные со строительством данной установки, обслуживанием компрессоров, потреблением электроэнергии на очистном сооружении установки подготовки высоковязкой сернистой нефти.- thirdly, high operating and material costs associated with the construction of this unit, maintenance of compressors, electricity consumption at the treatment plant for the treatment of high-viscosity sulphurous oil.

На практике установка подготовки сверхвязкой нефти (УПСВН) включает резервуары и емкости, оборудованные установкой улавливания легких фракций (УУЛФ). УУЛФ это блочная установка, обеспечивающая отбор и утилизацию легких фракций нефти и нефтепродуктов при повышении давления в газовом пространстве резервуара до того, как произойдет их «выдох» в атмосферу.In practice, a super-viscous oil treatment unit (OPSVN) includes tanks and vessels equipped with a light fractions capture unit (UUF). UULF is a modular unit that ensures the selection and utilization of light fractions of oil and petroleum products with an increase in pressure in the gas space of the reservoir before they are "exhaled" into the atmosphere.

Их стоимость, как правило, выше, так как они включают в себя энергопотребляющее оборудование (компрессор, насосы, отопление и т.д.).They tend to be more expensive because they include energy-consuming equipment (compressor, pumps, heating, etc.).

Применение установки улавливания легких фракций является стандартным решением проблемы выбросов из резервуаров. В данной установке используют газовые компрессоры для откачки газа с газовых пространств емкостного оборудования.The use of a light ends capture unit is the standard solution to the problem of tank emissions. This installation uses gas compressors to pump gas from the gas spaces of the storage equipment.

Основными источниками выбросов в атмосферу на очистных сооружениях на УПСВН «Ашальчи» являются резервуары РВС-2000 и РВС-400, емкость буферная БЕ-1, удалённые от систем газосбора, не оборудованные УУЛФ. Данные технологические резервуары и емкость работают в непрерывном режиме с соблюдением баланса поступления и откачки пластовой воды. Поэтому источником загрязнения воздуха являются «большие дыхания» и выделение растворённого в пластовой воде газа. Выбросы, обусловленные разгазированием пластовой воды, могут составить фактически половину общих выбросов из резервуаров и емкости. The main sources of emissions into the atmosphere at the treatment facilities at the Ashalchi water treatment plant are RVS-2000 and RVS-400 tanks, BU-1 buffer tanks, remote from the gas collection systems, not equipped with UULF. These process reservoirs and tanks operate in a continuous mode with the balance of inflow and pumping out of formation water. Therefore, the source of air pollution is “big breaths” and the release of gas dissolved in formation water. Emissions due to the degassing of produced water can actually account for half of the total emissions from reservoirs and vessels.

Недостатками известной установки являются высокая инертность системы и раннее сбрасывание газов через клапаны дыхательные с резервуаров и ёмкости в атмосферу и загрязнение воздушного бассейна вредными выбросами в особенности при добыче и использовании сероводородсодержащей нефти.The disadvantages of the known installation are the high inertness of the system and the early release of gases through the breathing valves from reservoirs and containers into the atmosphere and air pollution with harmful emissions, especially during the production and use of hydrogen sulfide-containing oil.

Наиболее близкой по технической сущности является установка улавливания легких фракций из резервуаров, содержащая резервуары, соединенные газоуравнительной обвязкой, подключенной к паровым объемам резервуаров через огнепреградители, газопровод, соединяющий газоуравнительную обвязку с конденсатосборником, газопровод, соединяющий газорегуляторный пункт с регулирующими клапанами, соединенными функционально – с помощью датчиков давлений – с паровыми объемами резервуаров(патент SU № 1837932, опубл. 30.08.1993).Установка включает газопровод от конденсатосборника до подключения к нисходящему участку сифона, на котором установлен газорегуляторный пункт с входным и выходным регулирующими клапанами, соединенными с паровыми объемами резервуаров и объемом, заключенным между внутренней и наружной трубами нисходящего участка сифона. Установка снабжена также нефтерегуляторным пунктом и гидродинамическим трубным абсорбером. The closest in technical essence is an installation for capturing light fractions from tanks, containing tanks connected by a gas equalizing piping connected to the vapor volumes of the tanks through flame arresters, a gas pipeline connecting the gas equalizing piping with a condensate collector, a gas pipeline connecting the gas control point with control valves, functionally connected by pressure sensors - with steam volumes of tanks (patent SU No. 1837932, publ. 30.08.1993). The installation includes a gas pipeline from the condensate collector to the connection to the descending section of the siphon, on which a gas control point is installed with inlet and outlet control valves connected to the steam volumes of the reservoirs and volume enclosed between the inner and outer pipes of the descending section of the siphon. The unit is also equipped with an oil control point and a hydrodynamic tube absorber.

Недостатками установки являются:The disadvantages of installing are:

- во-первых, сложность конструкции и эксплуатации установки улавливания газовых выбросов;- firstly, the complexity of the design and operation of the installation for capturing gas emissions;

- во-вторых, низкая эффективность использования установки на объектах подготовки нефти и воды, содержащих сероводород, удалённых от систем газосбора;- secondly, the low efficiency of using the unit at oil and water treatment facilities containing hydrogen sulfide, remote from the gas collection systems;

- в-третьих, высокие эксплуатационные и материальные затраты, связанные с капитальным строительством данной установки, обслуживанием, потреблением электроэнергии на очистном сооружении установки подготовки высоковязкой сернистой нефти.- thirdly, high operating and material costs associated with the capital construction of this unit, maintenance, electricity consumption at the treatment plant for the treatment of high-viscosity sulphurous oil.

Техническими задачами являются создание установки улавливания газовых выбросов простой и эффективной в эксплуатации на объектах подготовки нефти и воды, содержащих сероводород, удалённых от систем газосбора, обеспечивающей непрерывную регулируемую работу сбора и отвода газовых выбросов, исключающей потерю времени срабатывания регулирующих клапанов и загрязнение воздушного бассейна вредными выбросами, позволяющей снизить эксплуатационные и материальные затраты, связанные со строительством, обслуживанием устройства, потреблением электроэнергии на очистном сооружении установки подготовки высоковязкой сернистой нефти.The technical tasks are to create an installation for capturing gas emissions that is simple and effective in operation at oil and water treatment facilities containing hydrogen sulfide, remote from gas collection systems, which ensures continuous regulated operation of collection and removal of gas emissions, eliminating the loss of response time of control valves and pollution of the air basin with harmful emissions. , allowing to reduce operating and material costs associated with the construction, maintenance of the device, the consumption of electricity at the treatment plant for the treatment of high-viscosity sulphurous oil.

Технические задачи решаются установкой улавливания газовых выбросов на объектах подготовки нефти и воды, содержащих сероводород, удаленных от систем газосбора, включающей два резервуара с объемами 400 м3 и 2000 м3, соответственно, соединенных газоуравнительной обвязкой, подключенной к паровым объемам резервуаров через огнепреградители, газопровод, соединяющий газоуравнительную обвязку с конденсатосборником, газопровод, соединяющий газорегуляторный пункт с регулирующими клапанами и датчиком давления.Technical tasks are solved by the installation for capturing gas emissions at oil and water treatment facilities containing hydrogen sulfide, remote from gas collection systems, including two tanks with volumes of 400 m 3 and 2000 m 3 , respectively, connected by a gas equalizing piping connected to the steam volumes of the tanks through flame arresters, a gas pipeline connecting the gas equalization piping with the condensate collector, the gas pipeline connecting the gas control point with control valves and a pressure sensor.

Новым является то, что выходная линия конденсатосборника соединена с факелом, между конденсатосборником и газопроводами, соединяющими с паровыми пространствами резервуаров, установлена площадка задвижек, включающая электрозадвижки, установленные на каждом газопроводе, соединяющем газоуравнительную обвязку с паровыми объемами резервуаров, и два регулирующих клапана, связывающих газоуравнительную обвязку с газорегуляторным пунктом и конденсатосборником, датчики давления установлены на газопроводе до и после первого регулирующего клапана, а конденсатосборник дополнительно соединен газопроводом с буферной емкостью и затрубным пространством скважин.The novelty is that the outlet line of the condensate collector is connected to the flare, between the condensate collector and the gas pipelines connecting the steam spaces of the tanks, a gate valve platform is installed, including electric valves installed on each gas pipeline connecting the gas equalization piping to the steam volumes of the tanks, and two control valves connecting the gas equalization piping with a gas control point and a condensate collector, pressure sensors are installed on the gas pipeline before and after the first control valve, and the condensate collector is additionally connected by a gas pipeline with the buffer tank and the annular space of the wells.

На фиг. 1 изображена установка улавливания газовых выбросов на УПСВН (работающая сегодня).FIG. 1 depicts a flue gas recovery unit at the UPSVN (in operation today).

На фиг. 2 изображена установка улавливания газобых выбросов на УПСВН (предлагаемая).FIG. 2 shows the installation for capturing gaseous emissions at the UPSVN (proposed).

Установка улавливания газовых выбросов на объектах подготовки нефти и воды, содержащих сероводород, удаленных от систем газосбора,(фиг. 2) включает резервуар 1 (РВС-1 400 м3) и резервуар 2 (РВС-2 2000 м3), соединенные газопроводами 3, 4, образуя газоуравнительную обвязку 5. Газоуравнительная обвязка подключена к паровым объемам резервуаров через огнепреградители (показано условно). На каждом газопроводе 3, 4 установлена электрозадвижка 6, 7,соединяющая газоуравнительную обвязку с паровыми объемами резервуара 1 (РВС-1 400 м3) и резервуара 2 (РВС-2 2000 м3). Газоуравнительная обвязка связана газопроводом 8, с конденсатосборником 9. Выходная линия конденсатосборника соединена газопроводом 10 с факелом 11. Между конденсатосборником 9 и газопроводами 3, 4, соединяющими с паровыми пространствами резервуара 1(РВС-1 400 м3) и резервуара 2 (РВС-2 2000 м3), установлена площадка задвижек. Площадка задвижек включает электрозадвижки 6, 7и два регулирующих клапана 12, 13,связывающих газоуравнительную обвязку с газорегуляторным пунктом 14, соединенных функционально – с помощью датчика давления 16 – с паровыми объемами резервуаров, и конденсатосборником 9.Датчики давления 15, 16 установлены на газопроводе до и после первого регулирующего клапана 12.Буферная емкость 18 соединена с конденсатосборником 9 газопроводом 17. Конденсатосборник 9 дополнительно соединен с затрубным пространством скважин (на чертеже не показано).The installation for capturing gas emissions at oil and water treatment facilities containing hydrogen sulfide, remote from the gas collection systems, (Fig. 2) includes reservoir 1 (RVS-1 400 m 3 ) and reservoir 2 (RVS-2 2000 m 3 ), connected by gas pipelines 3 , 4, forming a gas equalizing piping 5. The gas equalizing piping is connected to the steam volumes of the tanks through flame arresters (shown conventionally). An electric valve 6, 7 is installed on each gas pipeline 3, 4, which connects the gas equalizing piping with the steam volumes of reservoir 1 (RVS-1 400 m 3 ) and reservoir 2 (RVS-2 2000 m 3 ). The gas equalization piping is connected by a gas pipeline 8, with a condensate collector 9. The outlet line of the condensate collector is connected by a gas pipeline 10 with a flare 11. Between the condensate collector 9 and gas pipelines 3, 4, connecting with the steam spaces of the reservoir 1 (RVS-1 400 m 3 ) and the reservoir 2 (RVS-2 2000 m 3 ), a gate valve platform was installed. The gate valve platform includes electric valves 6, 7 and two control valves 12, 13 connecting the gas equalizing piping to the gas control station 14, functionally connected by a pressure sensor 16 to the steam volumes of the tanks and a condensate collector 9. Pressure sensors 15, 16 are installed on the gas pipeline to and after the first control valve 12. The buffer tank 18 is connected to the condensate collector 9 by a gas pipeline 17. The condensate collector 9 is additionally connected to the annular space of the wells (not shown in the drawing).

Предлагаемая конструкция устройства улавливания газовых выбросов является простой и эффективной в эксплуатации на объектах подготовки нефти и воды, содержащих сероводород, удалённых от систем газосбора, обеспечивает непрерывную регулируемую работу сбора и отвода газовых выбросов, исключающую потерю времени срабатывания регулирующих клапанов, загрязнение воздушного бассейна вредными выбросами, позволяет снизить эксплуатационные и материальные затраты, связанные со строительством, обслуживанием устройства, потреблением электроэнергии на очистном сооружении установки подготовки высоковязкой сернистой нефти.The proposed design of the device for capturing gas emissions is simple and effective in operation at oil and water treatment facilities containing hydrogen sulfide, remote from gas collection systems, provides continuous regulated operation of collection and removal of gas emissions, eliminating the loss of response time of control valves, pollution of the air basin with harmful emissions, allows you to reduce operating and material costs associated with the construction, maintenance of the device, the consumption of electricity at the treatment plant for the treatment of high-viscosity sulphurous oil.

Устройство работает следующим образом.The device works as follows.

Работа устройства, резервуаров и емкостей УПСВН представлена на фиг. 2. Пластовая вода высокосернистой нефти с установки предварительного сброса воды (УПСВ-7) поступает в буферный резервуар 1 (РВС-1 400 м3). Попутная вода с установки подготовки сверхвязкой нефти (СВН) поступает первоначально в буферную ёмкость 18 (Е-1), где сепарируется часть растворённого газа. Газ из буферной емкости 18 Е-1 подают под собственным давлением совместно с газом из затрубья скважин в подземную ёмкость (ЕП-1) – конденсатосборник 9, где отделяется унесённая потоком газа капельная и сконденсировавшаяся жидкость. Попутная вода из буферной емкости Е-1 поступает далее в буферный резервуар 2 (РВС-2 2000 м3). В резервуарах 1(РВС-1 400 м3) и 2(РВС-2 2000 м3) происходит сепарация из пластовых вод остаточного растворённого газа. Резервуары 1(РВС-1 400 м3) и 2(РВС-2 2000 м3) работают в режиме наполнения и опорожнения,изменения уровня жидкости, и соответственно «большие дыхания» в резервуарах значительны. Газовые пространства резервуаров 1(РВС-1 400 м3) и 2(РВС-2 2000 м3) связаны между собой газоуравнительной обвязкой 5, частично компенсирующей «дыхания». Выделяющиеся в резервуарах растворённые газы во время «выдохов» направляются через конденсатосборник 9 на факел 11.The operation of the device, reservoirs and containers of the UPSVN is shown in Fig. 2. Produced water of high-sulfur oil from the preliminary water discharge unit (UPSV-7) enters the buffer tank 1 (RVS-1 400 m 3 ). Associated water from the super-viscous oil treatment unit (SVO) enters initially into the buffer tank 18 (E-1), where part of the dissolved gas is separated. Gas from the buffer tank 18 E-1 is fed under its own pressure together with gas from the annulus of the wells into the underground tank (EP-1) - condensate collector 9, where the droplet and condensed liquid carried away by the gas flow is separated. Associated water from the buffer tank E-1 enters further into the buffer tank 2 (RVS-2 2000 m 3 ). In reservoirs 1 (RVS-1 400 m 3 ) and 2 (RVS-2 2000 m 3 ), residual dissolved gas is separated from formation waters. Reservoirs 1 (RVS-1 400 m 3 ) and 2 (RVS-2 2000 m 3 ) operate in the mode of filling and emptying, changes in the liquid level, and, accordingly, "large breaths" in the reservoirs are significant. The gas spaces of reservoirs 1 (RVS-1 400 m 3 ) and 2 (RVS-2 2000 m 3 ) are interconnected by gas equalizing piping 5, which partially compensates for "breathing". The dissolved gases released in the reservoirs during "exhalation" are directed through the condensate collector 9 to the flare 11.

Установка улавливания газовых выбросов из резервуаров и емкостей предназначена для их сбора и обезвреживания путём сжигания на факеле. При этом токсичный сероводород превращается в менее ядовитый диоксид серы. Углеводороды, обладающие высоким парниковым эффектом, превращаются в менее выраженный в этом отношении диоксид углерода. К тому же обезвреженные нагретые продукты сгорания рассеиваются в более высоких слоях атмосферы, давая меньшую концентрацию в приземной области. Резервуары оборудованы автоматизированной системой улавливания газовых выбросов, работающей таким образом, что при поднятии давления в газоуравнительной системе выше определённого заданного значения газ из резервуаров 1(РВС-1 400 м3) и 2(РВС-2 2000 м3) направляют через конденсатосборник 9 ЕП-1 на факел, а при понижении давления ниже заданного значения в резервуары подают подпиточный газ, в качестве которого используют сетевой природный газ, подаваемый также на дежурную горелку факела для исключения его потухания. Таким образом исключается создание в газовой шапке резервуаров взрывоопасной и агрессивной в отношении коррозии газовоздушной смеси, а в атмосферу уменьшается поступление вредных выбросов.The installation for capturing gas emissions from tanks and containers is designed to collect and neutralize them by flaring. This converts toxic hydrogen sulfide into less toxic sulfur dioxide. Hydrocarbons, which have a high greenhouse effect, are converted to carbon dioxide, which is less pronounced in this respect. In addition, the neutralized heated combustion products are dispersed in the higher layers of the atmosphere, giving a lower concentration in the surface area. The tanks are equipped with an automated system for capturing gas emissions, which works in such a way that when the pressure in the gas equalizing system rises above a certain set value, gas from tanks 1 (RVS-1 400 m 3 ) and 2 (RVS-2 2000 m 3 ) is directed through a condensate collector 9 EP -1 per flame, and when the pressure drops below the set value, make-up gas is supplied to the tanks, which is used as the network natural gas, which is also supplied to the pilot burner of the flame to prevent its extinction. Thus, the creation of an explosive and corrosive gas-air mixture in the gas cap is excluded, and the entry of harmful emissions into the atmosphere is reduced.

В операторной УПСВ-7 «Ашальчи» установлен TREI –контроллер регулирования системы улавливания, который предназначен для автоматического регулирования работы установки. При поступлении соответствующих сигналов от датчиков давление происходит открытие или закрытие клапанов КР1 и КР2. При нештатных ситуациях производится закрытие Эз-1, Эз-2.Управление работой установки осуществляют со специально оборудованной площадки задвижек. От резервуаров 1(РВС-1 400 м3) и 2(РВС-2 2000 м3) к площадке задвижек проложены газопроводы 3, 4, оснащённые электрозадвижками 6, 7(Эз), например задвижка клиновая ЗКЛП-200-16 DN 200мм. PN 16кгс/см2 с электроприводом В-Б1-06 АИМ-А80В4 N=1,5кВт, для дистанционного отключения резервуаров при нештатных ситуациях. В рабочем состоянии электрозадвижки открыты, вследствие чего данные газопроводы 3, 4, присоединённые к общему коллектору, составляют газоуравнительную обвязку резервуаров.In the control room of UPSV-7 "Ashalchi", TREI is installed - a control system for the capture system, which is designed to automatically regulate the operation of the installation. When the corresponding signals from the pressure sensors are received, the valves KP1 and KP2 are opened or closed. In emergency situations, the Ez-1, Ez-2 are closed. The installation is controlled from a specially equipped gate valve platform. From reservoirs 1 (RVS-1 400 m 3 ) and 2 (RVS-2 2000 m 3 ) gas pipelines 3, 4, equipped with electric valves 6, 7 (Ez), are laid to the gate valve site, for example, a wedge gate valve ZKLP-200-16 DN 200mm. PN 16kgf / cm2 with electric drive V-B1-06 AIM-A80V4 N = 1.5 kW, for remote shutdown of tanks in emergency situations. In working condition, the electric valves are open, as a result of which these gas pipelines 3, 4, connected to a common manifold, constitute a gas equalizing piping of tanks.

С газоуравнительной обвязки газ сбрасывают через электроклапан регулирующий 13 (КР-2) и конденсатосборник ЕП-1 на факел. Для предупреждения нештатных ситуаций, когда давление в ЕП-1 превысит давление в резервуарах и поток газа может пойти при открытом регулирующем клапане 13 (КР-2) в резервуары, на линии установлен обратный клапан19,который находится на газопроводе 8 идущем на факел. На площадке задвижек к газоуравнительной обвязке подведен от газорегуляторного пункта (ГРП) газопровод природного газа с установленным на нем регулирующим клапаном 12 (КР-1).From the gas equalization piping, the gas is discharged through the control electrovalve 13 (KR-2) and the condensate collector EP-1 to the torch. To prevent abnormal situations when the pressure in EP-1 exceeds the pressure in the tanks and the gas flow can go into the tanks when the control valve 13 (KR-2) is open, a check valve 19 is installed on the line, which is located on the gas pipeline 8 going to the flare. At the gate valve site, a natural gas pipeline with a control valve 12 (KR-1) installed on it is connected to the gas equalization piping from the gas control point (GRP).

На площадке задвижек установлен датчик давления 15,например, датчик давления марки Метран-150СG0 (-0,63-0,63кПа) 2-2-2-1- L3-A-EMх D5-2-B1-k20, по сигналам которых осуществляют автоматическое открытие и закрытие регулирующегоклапана12, например, клапан запорный DN 80мм. PN 40кгс/см2, с электроприводом AUMA SQEx05.2-16-F07/AMExC01.1, и регулирующего клапана 13, например клапан запорный DN 200мм. PN 40кгс/см2, с электроприводом AUMA SQEx10.2-16/AMExC01.1(КР-1 и КР-2) со сбросом избыточного газа из резервуаров на факел или, наоборот, с подачей подпиточного природного газа во избежание возникновения вакуума в них. При повышении давления газа в резервуарах 1(РВС-1 400 м3) и 2(РВС-2 2000 м3) выше заданного верхнего значения происходит открытие регулирующего клапана КР-2 для сброса газа на факел, при этом клапан КР-1 подачи природного газа остаётся в закрытом положении. При последующем снижении давления до определённого рабочего значения происходит закрытие регулирующего клапана КР-2. При понижении давления в резервуарах ниже заданного нижнего предела происходит открытие регулирующего клапана КР-1 с подачей природного газа в воздушное пространство резервуаров. При поднятии давления до определённого рабочего значения происходит закрытие регулирующего клапана КР-1. При давлении в резервуарах в рабочем диапазоне оба регулирующих клапана КР-1 и КР-2 закрыты, и система находится в режиме ожидания в состоянии равновесия.A pressure sensor 15 is installed on the gate valve site, for example, a pressure sensor of the brand Metran-150CG0 (-0.63-0.63kPa) 2-2-2-1- L3-A-EMх D5-2-B1-k20, according to the signals of which carry out automatic opening and closing of a control valve12, for example, a shut-off valve DN 80mm. PN 40kgf / cm2, with an electric actuator AUMA SQEx05.2-16-F07 / AMExC01.1, and a control valve 13, for example a shut-off valve DN 200mm. PN 40kgf / cm2, with an electric actuator AUMA SQEx10.2-16 / AMExC01.1 (KR-1 and KR-2) with discharge of excess gas from the tanks to the flare or, conversely, with the supply of make-up natural gas to avoid the formation of vacuum in them. When the gas pressure in tanks 1 (RVS-1 400 m 3 ) and 2 (RVS-2 2000 m 3 ) rises above the specified upper value, the KR-2 control valve opens to discharge gas to the flare, while the KR-1 valve for supplying natural gas remains closed. With a subsequent decrease in pressure to a certain operating value, the KR-2 control valve closes. When the pressure in the tanks drops below a predetermined lower limit, the KR-1 control valve opens with the supply of natural gas to the air space of the tanks. When the pressure rises to a certain operating value, the KR-1 control valve closes. When the pressure in the tanks is in the operating range, both the KR-1 and KR-2 control valves are closed, and the system is in standby mode in a state of equilibrium.

Выходы газопроводов из резервуаров 1(РВС-1 400 м3) и 2(РВС-2 2000 м3) и ёмкости Е-1 оснащены огнепреградителями, напримерОПФ-100 (200) – огневой преградитель фланцевый,и запорной арматурой для случаев продолжительного отсечения. Все газопроводы и огнепреградители теплоизолированы и имеют электрообогрев для предотвращения замерзания жидкости в зимнее время.Outlets of gas pipelines from reservoirs 1 (RVS-1 400 m 3 ) and 2 (RVS-2 2000 m 3 ) and tanks E-1 are equipped with flame arresters, for example OPF-100 (200) - a flanged fire barrier, and shut-off valves for cases of prolonged cut-off. All gas pipelines and flame arresters are thermally insulated and electrically heated to prevent the liquid from freezing in winter.

Подбор диаметров газопроводов проводят согласно гидравлическим расчетам таким образом, чтобы при максимальных расходах газов давления в резервуарах не выходили за необходимые пределы, обозначенные настройками дыхательных клапанов, и не происходило их срабатывания.The selection of the diameters of gas pipelines is carried out according to hydraulic calculations in such a way that at maximum gas flow rates, the pressures in the tanks do not go beyond the required limits indicated by the settings of the breathing valves, and their operation does not occur.

При поднятии давления в газоуравнительной обвязке на площадке задвижеквыше 0,8кПа, что фиксирует датчик давления 16, газ из них направляется через конденсатосборник на факел, а при понижении давления ниже 0,3 кПа в резервуары начинает подаваться подпиточный газ, в качестве которого используется сетевой природный газ. Таким образом исключается создание в газовой шапке резервуаров взрывоопасной и агрессивной в отношении коррозии газовоздушной смеси, а в атмосферу уменьшается поступление вредных выбросов.When the pressure in the gas equalizing piping at the gate valve site rises above 0.8 kPa, which is fixed by the pressure sensor 16, the gas from them is directed through the condensate collector to the flare, and when the pressure drops below 0.3 kPa, make-up gas starts to flow into the tanks, which is used as a network natural gas. gas. Thus, the creation of an explosive and corrosive gas-air mixture in the gas cap is excluded, and the entry of harmful emissions into the atmosphere is reduced.

При повышении давления газа выше 0,8кПа происходит открытие клапана КР-2 для сброса газа на факел, при этом клапан КР-1 подачи природного газа остаётся в закрытом положении. При последующем снижении давления до 0,3кПа происходит закрытие клапана КР-2 и происходит открытие клапана КР-1 с подачей природного газа в воздушное пространство резервуаров. При поднятии давления до 0,6кПа происходит закрытие клапана КР-1. При давлении в резервуарах в рабочем диапазоне 0,3-0,8кПа оба клапана КР-1 и КР-2 закрыты, и система находится в режиме ожидания: в состоянии равновесия.When the gas pressure rises above 0.8 kPa, the KR-2 valve opens to discharge gas to the flare, while the KR-1 natural gas supply valve remains in the closed position. With a subsequent decrease in pressure to 0.3 kPa, the KR-2 valve closes and the KR-1 valve opens with the supply of natural gas to the airspace of the tanks. When the pressure rises to 0.6 kPa, the KR-1 valve closes. When the pressure in the tanks is in the operating range of 0.3-0.8 kPa, both valves KR-1 and KR-2 are closed, and the system is in standby mode: in a state of equilibrium.

Claims (1)

Установка улавливания газовых выбросов на объектах подготовки нефти и воды, содержащих сероводород, удаленных от систем газосбора, включающая два резервуара с объемами 400 м3 и 2000 м3 соответственно, соединенных газоуравнительной обвязкой, подключенной к паровым объемам резервуаров через огнепреградители, газопровод, соединяющий газоуравнительную обвязку с конденсатосборником, газопровод, соединяющий газорегуляторный пункт с регулирующими клапанами и датчиком давления, отличающаяся тем, что выходная линия конденсатосборника соединена с факелом, между конденсатосборником и газопроводами, соединяющими с паровыми пространствами резервуаров, установлена площадка задвижек, включающая электрозадвижки, установленные на каждом газопроводе, соединяющем газоуравнительную обвязку с паровыми объемами резервуаров, и два регулирующих клапана, связывающих газоуравнительную обвязку с газорегуляторным пунктом и конденсатосборником, датчики давления установлены на газопроводе до и после первого регулирующего клапана, а конденсатосборник дополнительно соединен газопроводом с буферной емкостью и с затрубным пространством скважин.Installation for capturing gas emissions at oil and water treatment facilities containing hydrogen sulfide, remote from gas collection systems, including two tanks with volumes of 400 m 3 and 2000 m 3, respectively, connected by a gas equalizing piping connected to the vapor volumes of the tanks through flame arresters, a gas pipeline connecting the gas equalizing piping with a condensate collector, a gas pipeline connecting the gas control point with control valves and a pressure sensor, characterized in that the outlet line of the condensate collector is connected to the torch, between the condensate collector and gas pipelines connecting to the steam spaces of the tanks, a gate valve platform is installed, including electric valves installed on each gas pipeline connecting gas equalization piping with steam volumes of tanks, and two control valves connecting the gas equalizing piping with the gas control point and condensate collector, pressure sensors are installed on the gas pipeline before and after the first regulation of the control valve, and the condensate collector is additionally connected by a gas pipeline with the buffer tank and with the annular space of the wells.
RU2020137069A 2020-11-11 2020-11-11 Installation for capture of gas emissions RU2753281C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020137069A RU2753281C1 (en) 2020-11-11 2020-11-11 Installation for capture of gas emissions

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020137069A RU2753281C1 (en) 2020-11-11 2020-11-11 Installation for capture of gas emissions

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2753281C1 true RU2753281C1 (en) 2021-08-12

Family

ID=77349319

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020137069A RU2753281C1 (en) 2020-11-11 2020-11-11 Installation for capture of gas emissions

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2753281C1 (en)

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4184857A (en) * 1976-04-05 1980-01-22 Jgc Corporation Stripping column and process for removal of volatile matter
SU1729956A1 (en) * 1990-04-04 1992-04-30 Рубежанский филиал Днепропетровского химико-технологического института им.Ф.Э.Дзержинского Plant for utilizing lighter fractions of petroleum products
SU1761636A1 (en) * 1990-04-04 1992-09-15 Рубежанский филиал Днепропетровского химико-технологического института им.Ф.Э.Дзержинского Installation for utilizing and regenerating oil vapors
RU2049520C1 (en) * 1991-06-18 1995-12-10 Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Method of catching of light fractions from reservoirs and apparatuses of low and atmospheric pressures and system for its accomplishment
RU2050924C1 (en) * 1992-04-29 1995-12-27 Метельков Владимир Павлович Method for preparation of well products
RU2157717C2 (en) * 1993-07-21 2000-10-20 Научно-технический центр "ЭКОТЕХ" (экологически чистые технологии) Plant for trapping of hydrocarbon vapors
RU17007U1 (en) * 2000-08-15 2001-03-10 ОАО "ВолгоградНИПИморнефть" RESERVOIR GAS DISPOSAL DEVICE
RU66311U1 (en) * 2007-05-14 2007-09-10 Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина CAPTURE SYSTEM FOR LIGHT FRACTIONS OF HYDROCARBONS FROM RESERVOIRS FOR STORAGE OF OIL PRODUCTS
RU2316384C2 (en) * 2004-08-20 2008-02-10 Владимир Иванович Бердников Method and device for catching and recuperating vapors of hydrocarbons

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4184857A (en) * 1976-04-05 1980-01-22 Jgc Corporation Stripping column and process for removal of volatile matter
SU1729956A1 (en) * 1990-04-04 1992-04-30 Рубежанский филиал Днепропетровского химико-технологического института им.Ф.Э.Дзержинского Plant for utilizing lighter fractions of petroleum products
SU1761636A1 (en) * 1990-04-04 1992-09-15 Рубежанский филиал Днепропетровского химико-технологического института им.Ф.Э.Дзержинского Installation for utilizing and regenerating oil vapors
RU2049520C1 (en) * 1991-06-18 1995-12-10 Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Method of catching of light fractions from reservoirs and apparatuses of low and atmospheric pressures and system for its accomplishment
RU2050924C1 (en) * 1992-04-29 1995-12-27 Метельков Владимир Павлович Method for preparation of well products
RU2157717C2 (en) * 1993-07-21 2000-10-20 Научно-технический центр "ЭКОТЕХ" (экологически чистые технологии) Plant for trapping of hydrocarbon vapors
RU17007U1 (en) * 2000-08-15 2001-03-10 ОАО "ВолгоградНИПИморнефть" RESERVOIR GAS DISPOSAL DEVICE
RU2316384C2 (en) * 2004-08-20 2008-02-10 Владимир Иванович Бердников Method and device for catching and recuperating vapors of hydrocarbons
RU66311U1 (en) * 2007-05-14 2007-09-10 Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина CAPTURE SYSTEM FOR LIGHT FRACTIONS OF HYDROCARBONS FROM RESERVOIRS FOR STORAGE OF OIL PRODUCTS

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US5665144A (en) Method and apparatus utilizing hydrocarbon pollutants from glycol dehydrators
CA2228201A1 (en) Non-recovery coke oven gas combustion system
US7520743B1 (en) Method and apparatus to reduce a venting of raw natural gas emissions
NO332062B1 (en) Assembly for separating a multiphase stream
AU2011200012A1 (en) Gas-Blanketed Piping Connections
AU2005266327B2 (en) Plant for separating a mixture of oil, water and gas
RU2753281C1 (en) Installation for capture of gas emissions
RU2336932C1 (en) Plant to prepare natural and associated oil gas for transportation
JP2019064728A (en) Dewatering system for oil tank
US20140020775A1 (en) Manifold battery for hydrocarbon fields
RU2506505C1 (en) Device for gas treatment with remote control terminal and use of software system for automatic flow control
US10323200B2 (en) System and method for providing separation of natural gas from oil and gas well fluids
RU2683200C1 (en) Condensate collection unit of process gas purification system of compressor station
US12173896B2 (en) Integrated flare system for gas plant
RU2808153C1 (en) Method for cost-free purge of gas treatment units
CN213016299U (en) Standard ground construction gas field gas gathering station and upper and lower ancient combined gas field gas gathering station
EP3147572B1 (en) Gas-saving device
CN222316688U (en) Torch emptying gas condensate recovery system
SU1583131A1 (en) Unit for taking gas and petroleum vapours from processing apparatus
CN215945594U (en) Oil seal storage device of catalytic cracking unit
RU2432524C1 (en) Method for discharge of gas-air mixture of main transporting liquid product
US11713879B2 (en) Apparatus for combustion of natural gas from pneumatic controllers
CN219063102U (en) Leakage-proof device for gas condensation
CN219879490U (en) Oil gas recovery device of glass oil tank
CN220648659U (en) Flue gas condensate water recovery device of oil field heating furnace