способ хранения нефти и устройство для его осуществления

Формула изобретения

1. Способ хранения нефти, включающий создание в придонной части резервуара зоны жидкостной среды, имеющей плотность выше плотности хранимой нефти, например воды, содержащей поверхностно-активные вещества (ПАВ), подачу и откачивание нефти из резервуара, отличающийся тем, что зону жидкостной среды ограничивают успокоительным слоем, причем периодически в процессе хранения нефти в зоне жидкостной среды создают режим перемешивания, а образующуюся при этом суспензию водного раствора ПАВ и осевших твердых частиц выводят при достижении заданного количества донного осадка, а в придонную часть резервуара до заданного объема зоны жидкостной среды подают свежую жидкостную среду или возвращают жидкостную среду, подвергнутую разделению на фазы, после вывода ее в смеси из резервуара.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что на границе зоны жидкостной среды с нефтью создают тепловое поле.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве ПАВ используют ОП-10 или Пемокс.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что концентрацию ПАВ в водном растворе поддерживают в пределах не выше 0,2-0,5%.

5. Устройство для хранения нефти, включающее резервуар с патрубками входа и выхода нефти, нагревательное устройство, отличающееся тем, что нагревательное устройство выполнено в виде трубчато-решетчатого полотна, имеющего патрубки подвода и отвода теплоносителя, установленного в поперечном сечении придонной части корпуса резервуара, патрубки входа и выхода нефти расположены выше трубчато-решетчатого полотна, а в придонной части ниже трубчато-решетчатого полотна выполнены патрубки входа и выхода жидкостной среды, которые соединены между собой через установленный с наружной стороны резервуара циркуляционный насос.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к хранению нефти и нефтепродуктов и может быть использовано в нефтяной, нефтехимической и других отраслях промышленности, связанных с производством, хранением и распределением нефти.

Известен способ хранения нефти, включающий частичное освобождение резервуара от содержимого, установку внутри резервуара перемешивающего приспособления, закачку в резервуар нефтесодержащего разбавителя, растворение донных осадков при оптимальных температурах с помощью паровых нагревателей, перемешивание полученной смеси до гомогенного состояния и откачивание, по крайней мере, части ее из резервуара в декантер для последующего механического центробежного разделения на фазы. Нефтяную фазу отстаивают и возвращают в резервуары технологических установок нефтеперерабатывающего предприятия для последующей переработки (см. пат. РФ №2150341, МПК В 08 В 9/08, опубл. 2000.06.10).

Общими признаками известного и предлагаемого способов являются: нагревание и перемешивание содержимого резервуара в месте установки нагревательного и перемешивающего устройства с целью получения гомогенизированной смеси и откачивание, по крайней мере, части ее.

Недостатками известного способа хранения нефти являются необходимость больших затрат на приобретение, хранение углеводородного разбавителя, а также на гомогенизацию содержимого резервуара после закачки разбавителя, так как в известном способе хранения нефти для удаления накопившихся донных осадков требуется частичное освобождение резервуара от содержимого, закачка разбавителя, который должен обеспечить гомогенизацию оставшегося продукта хранения и разбавителя при нагревании и перемешивании. Кроме того, после откачки из резервуара гомогенной суспензии, состоящей из смеси разбавителя и хранившегося продукта с механическими примесями, требуются дополнительные затраты на механическое центробежное разделение суспензии на фазы, на отделение разбавителя от хранившегося продукта для его повторного использования.

Поэтому известный способ практически не приемлем на автономных нефтехранилищах, на промыслах.

Известно устройство для хранения нефти и нефтепродуктов (Транспорт и хранение нефтепродуктов, 2003, №10, с.3-7), содержащее двойное коническое днище, между которыми расположен песчаный фундамент, двойной корпус и зачистной узел для удаления воды и механических примесей, состоящий из трубопровода, задвижки, фильтра.

Общим признаком известного устройства и заявляемого является зачистной узел для удаления воды и механических примесей.

Однако известное устройство имеет недостатки, основными из которых являются сложность конструкции, невозможность зачистки механических примесей от содержащихся на них нефтепродуктов, так как зачистка осуществляется при отпуске нефтепродукта из резервуара: сначала по трубопроводу зачистного узла удаляется вода, примеси «мертвый остаток», а затем через этот же трубопровод - нефтепродукт, сложность ремонтных работ в случае попадания нефтепродуктов в песчаный фундамент между днищами.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому способу является способ хранения, включающий заполнение резервуара средой, имеющей плотность выше плотности хранимой нефти и не образующей с нефтью стойкой эмульсии, - пресной водой с биологически разлагаемыми добавками ПАВ и ингибитором коррозии для образования жидкостной подушки, которую размещают в резервуаре таким образом, чтобы ее уровень был расположен ниже уровня установки погрузочно-разгрузочных патрубков резервуара. Далее способ включает заполнение и опорожнение резервуара нефтью, отбор и утилизацию из парового пространства резервуара выделившихся углеводородов и их последующую перекачку (см. пат. РФ №2093442, МПК⁶ B 65 D 90/30, опубл. 1997.10.20).

Общими признаками предлагаемого и известного способов являются:

- создание в придонной части резервуара зоны жидкостной среды;

- подача и откачивание нефти из резервуара;

- жидкостная среда имеет плотность выше плотности хранимой нефти и не образует с нефтью стойкой эмульсии;

- в качестве жидкостной среды используют воду с добавками ПАВ.

Однако данный способ не эффективен для хранения нефти, содержащей твердые частицы (песок, глина, ил и т.д.), так как в процессе хранения такие твердые частицы, адсорбируя на себе продукты хранения и оседая на дно, увлекают часть продукта хранения, при этом уплотняясь и образуя трудноудаляемый слой под жидкостной подушкой в донной части резервуара, что приводит к потерям продуктов хранения. Кроме того, известный способ не обеспечивает очистку резервуара от донных отложений, которые нужно не только удалять, но и очищать от адсорбированных на них нефтепродуктов.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому устройству для хранения нефти является известное устройство, включающее резервуар, внутри которого установлено перемешивающее приспособление, паровые нагреватели, патрубки ввода и вывода продуктов хранения, и дополнительный аппарат (декантер) для последующего механического центробежного разделения выводимой из резервуара жидкостной смеси на фазы (см. пат. РФ №2150341, МПК В 08 В 9/08, опубл. 10.06.2000).

Общими признаками предлагаемого и известного устройств являются резервуар, включающий нагревательное устройство, патрубки входа и выхода продуктов хранения.

Однако известное устройство не обеспечивает эффективное хранение продукта, так как при осуществлении очистки резервуара необходимо предварительно частично освободить его от содержимого (т.е. предусмотреть резервную емкость, перекачивающие устройства, что уже на этой стадии приведет к потерям продукта и повышению эксплуатационных затрат), затем закачать нефтесодержащий разбавитель и с помощью перемешивающего приспособления и паровых нагревателей обеспечить гомогенизацию смеси, при этом нагревается и перемешивается все содержимое резервуара, включая разбавитель, оставшийся продукт хранения с донными отложениями, а затем эту гомогенную смесь откачивают в декантер для последующего центробежного разделения ее с выделением осадка, при этом необходимы дополнительные аппараты для разделения хранимого продукта от разбавителя для повторного его использования, что делает невозможным использование известного способа на автономных хранилищах и на промыслах. Дополнительные затраты потребуются на утилизацию донных осадков с адсорбированными на них углеводородами.

Техническая задача предлагаемых изобретений заключается в обеспечении очистки резервуара от донных отложений в процессе хранения нефти при повышении эффективности хранения нефти.

Поставленная задача достигается тем, что в предлагаемом способе хранения нефти, включающем создание в придонной части резервуара зоны жидкостной среды, имеющей плотность выше плотности хранимой нефти, например воды, содержащей поверхностно-активные вещества (ПАВ), подачу и откачивание нефти из резервуара, новым является то, что зону жидкостной среды ограничивают успокоительным слоем, причем периодически в процессе хранения нефти в зоне жидкостной среды создают режим перемешивания, а образующуюся при этом суспензию водного раствора ПАВ и осевших твердых частиц выводят при достижении заданного количества донного осадка, а в придонную часть резервуара до заданного объема зоны жидкостной среды подают свежую жидкостную среду или возвращают жидкостную среду, подвергнутую разделению на фазы, после вывода ее в смеси из резервуара.

Кроме того, на границе зоны жидкостной среды с нефтью создают тепловое поле.

Кроме того, в качестве ПАВ используют ОП-10 или Пемокс.

Кроме того, концентрацию ПАВ в водном растворе поддерживают в пределах не выше 0,2-0,5%.

Заявляемая совокупность признаков позволяет в процессе хранения нефти за счет создания в зоне жидкостной среды периодически режима перемешивания обеспечить промывку оседающих твердых частиц (неорганических осадков) от продуктов хранения жидкостной средой (водой, содержащей ПАВ), которые за счет меньшей плотности, чем жидкостная среда всплывают из зоны жидкостной среды, присоединяясь к хранимому продукту. Поэтому из резервуара выводят при очередном перемешивании уже отмытые от продуктов хранения твердые частицы (неорганические осадки) в образующейся суспензии с жидкостной средой при достижении в ней заданного количества донного осадка, что обеспечивает эффективную очистку резервуара от донных отложений в процессе хранения, при этом исключаются потери продуктов хранения и необходимость очистки донных осадков. Кроме того, выводимую жидкостную среду после отделения от твердых частиц, например, сепарацией или отстоем возвращают в резервуар до заданного объема зоны жидкостной среды, что обеспечивает низкие эксплуатационные затраты и позволяет сочетать предлагаемый способ хранения нефти с эффективной очисткой резервуаров от донных отложений в процессе хранения даже на объектах, удаленных от технологических производств (промыслах, нефтехранилищах). Ограничение зоны жидкостной среды успокоительным слоем локализует создаваемый режим перемешивания жидкостной среды в этой зоне, исключая попадание хранимого продукта в зону жидкостной среды, что также исключает потери этого продукта, повышая эффективность хранения. Создание на границе зоны жидкостной среды с нефтью теплового поля создает предварительную ступень десорбции продуктов хранения, адсорбированных твердыми частицами, оседающими в зону жидкостной среды, что позволяет более тщательно промыть твердые частицы в процессе перемешивания в этой зоне и, как следствие, повышает эффективность хранения продуктов и удаления донных отложений.

Кроме того, использование в качестве ПАВ ОП-10 или Пемокс и других ПАВ при его концентрации в воде не выше 0,2-0,5% позволяет эффективно очищать частицы мехпримеси от адсорбированных на них нефтепродуктов.

Поставленная задача достигается также тем, что в предлагаемом устройстве для хранения нефти, включающем резервуар с патрубками входа и выхода нефти, нагревательное устройство, новым является то, что нагревательное устройство выполнено в виде трубчато-решетчатого полотна, имеющего патрубки подвода и отвода теплоносителя, установленного в поперечном сечении придонной части корпуса, патрубки входа и выхода нефти расположены выше трубчато-решетчатого полотна, а в придонной части ниже трубчато-решетчатого полотна выполнены патрубки входа и выхода жидкостной среды, которые соединены между собой через установленный с наружной стороны резервуара циркуляционный насос.

Описанная совокупность признаков предлагаемого устройства позволяет создать в придонной части резервуара локальную зону жидкостной среды и обеспечивать периодически режим перемешивания в этой зоне резервуара в процессе хранения, осуществляя промывку оседающих твердых частиц (неорганических осадков) от продуктов хранения жидкостной средой (водой, содержащей ПАВ). Поэтому из резервуара выводят при очередном перемешивании уже отмытые от продуктов хранения твердые частицы (неорганические осадки), диспергированные в жидкостной среде при достижении в ней заданного количества донного осадка, что обеспечивает эффективную очистку резервуара от донных отложений в процессе хранения, при этом исключая потери продуктов хранения. Кроме того, выводимую жидкостную среду после отделения от твердых частиц (неорганические осадки), например, отстоем или сепарацией возвращают в резервуар до заданного объема зоны жидкостной среды, что обеспечивает низкие эксплуатационные затраты и позволяет сочетать предлагаемый способ хранения нефти с эффективной очисткой резервуаров от донных отложений в процессе хранения даже на объектах, удаленных от технологических производств (промыслах, нефтехранилищах). Подвод тепла в трубчато-решетчатое полотно создает предварительную ступень десорбции продуктов хранения, адсорбированных оседающими твердыми частицами, что позволяет более тщательно промыть твердые частицы в процессе перемешивания, повышая эффективность хранения нефти и удаления донных отложений.

Предлагаемые изобретения иллюстрируются на фиг.1. На фиг.2 представлено поперечное сечение трубчато-решетчатого полотна.

Предлагаемый способ осуществляется в следующей последовательности. Перед заполнением резервуара продуктом для хранения (нефтью) создают в придонной части резервуара зону жидкостной среды, имеющей плотность выше плотности хранимой нефти и не образующей с нефтью стойкой эмульсии. Для этого в резервуар подают воду, содержащую поверхностно-активные вещества (ПАВ). В качестве ПАВ используют ОП-10 или Пемокс и другие, а концентрацию ПАВ в водном растворе поддерживают в пределах не выше 0,2-0,5%. Зона жидкостной среды ограничена успокоительным слоем, а после создания жидкостного слоя оставшийся объем резервуара заполняют нефтью. В процессе ее хранения в донную часть осаждаются твердые частицы, увлекая адсорбированные ими продукты хранения. Создание периодически в зоне жидкостной среды (в процессе хранения нефти) режима перемешивания, при котором перемешивают образующуюся в процессе хранения нефти суспензию осевших твердых частиц с жидкостной средой, обеспечивает отмывание с поверхности твердых частиц адсорбированного продукта хранения, который всплывает за счет меньшей плотности и присоединяется к основной массе продукта хранения. Образовавшуюся при очередном перемешивании суспензию выводят после достижении заданного количества донного осадка, подвергая ее последующему разделению на фазы, после чего жидкостную среду возвращают в придонную часть резервуара до заданного объема жидкостной среды (до уровня успокоительного слоя), а твердый осадок, освобожденный от продуктов хранения, используют, например, как строительный материал.

На границе зоны жидкостной среды с нефтью может быть создано тепловое поле, которое обеспечивает частичную отпарку адсорбированного продукта хранения с поверхности оседающих твердых частиц.

Пример.

Предлагаемый способ был апробирован на лабораторной установке, представленной на фиг.1.

Для проведения опыта использовали образец нефти, отобранный на пункте подготовки нефти №4 Славянского месторождения Краснодарского края после предварительного обессоливания и обезвоживания. Плотность нефти - 0,92 г/см³, содержание механических примесей - 3,7% вес.

В 15-литровый резервуар через нижний тубус заливали 3 л водного раствора ОП-10 или Пемокс с концентрацией не выше 0,2% вес. для ОП-10 и 0,05% вес. для Пемокс. Концентрации ПАВ выбрали по литературным дынным, которые являются оптимальными для выбранных ПАВ. Созданную зону водного раствора ограничили трубчатым змеевиком, который соединили с термостатом, обеспечив тепловое поле на заданном уровне резервуара. Затем в резервуар осторожно заливали 8 л нефти. Далее, ежедневно, дважды в день в зоне водного раствора ПАВ в течение 10 мин создавали режим перемешивания с помощью мешалки с диаметром штока 3 мм. Предварительно, перед созданием режима перемешивания в течение одного часа в трубчатый змеевик подавали из термостата воду, нагретую до 80°С. Через неделю жидкостную среду сливали через сливной патрубок в предварительно подготовленную емкость. После фильтрации водный раствор ПАВ возвращали в резервуар через воронку и продолжали опыт до следующего слива водного раствора ПАВ.

Осадок анализировали на содержание углеводородов. Содержание углеводородов колебалось от 0,2 до 0,5% вес.

Результаты проведенного опыта сведены в таблицу.

N п/п	ПАВ	Конц. ПАВ, % вес.	Нагрев Разделит. зоны, °С	Количество отфильтрованного осадка, г				Итого % от общего содержания	Примечание
				Через 1 неделю	Через 2 недели	Через 3 недели
1	ОП-10	0,2	22	47,1	33,6	23,6		38,3	С возвращением жидкостной среды после центрифугирования
2	ОП-10	0,2	80	92,4	76,4		58,3	83,4	С еженедельной заменой жидкостной среды
3	ОП-10	1,3	80	88,7	80,7		56,1	82,8	-«»-
4	Пемокс	0,5	22	50,2	32,9		26,4	40,2	-«»-
5	Пемокс	0,5	80	110,3	83,4		43,5	87,1	-«»-
6	Пемокс	1,7	80	93,7	82,7		59,1	86,5	-«»-

Полученные результаты подтверждают эффективность предлагаемого способа, и при длительном хранении из нефти будут удаляться и более мелкие частицы неорганических соединений, которые первоначально присутствовали в исходном продукте.

Предлагаемое устройство для хранения нефти, представленное на фиг.1, содержит резервуар 1 с патрубками входа и выхода нефти 2 и 3 соответственно. В придонной части резервуара 1 установлено трубчато-решетчатое полотно 4 (см. фиг.2), образуя зону для жидкостной среды 5. Патрубки 2 и 3 подсоединены к резервуару 1 выше трубчато-решетчатого полотна 4. В придонной части корпуса резервуара 1 ниже трубчато-решетчатого полотна 4 имеются патрубки для входа и выхода жидкостной среды 6 и 7 соответственно. Патрубок 6 может быть установлен тангенциально к корпусу резервуара 1 для повышения эффективности перемешивания жидкостной среды в зоне 5. Трубчато-решетчатое полотно 4 снабжено патрубками входа и выхода теплоносителя 8 и 9 соответственно. Патрубки 6 и 7 соединены между собой через циркуляционный насос 10, который установлен снаружи резервуара и обеспечивает перемешивание жидкостной среды, а при необходимости служит для откачки жидкостной суспензии в емкость-сепаратор 11 для отстоя ее или для подачи в придонную часть резервуара 1 свежей (новой) порции жидкостной среды из емкости ее приготовления 12 или жидкостной среды после отстоя ее в емкости-сепараторе 11. Емкости 11 и 12 соединены трубопроводом с всасывающим патрубком циркуляционного насоса 10, а выкидной патрубок насоса 10 соединен с патрубком 6 в придонной части резервуара 1 и с емкостью-сепаратором 11, куда периодически откачивают жидкостную среду со взвешенными частицами.

Устройство для хранения нефти работает следующим образом. В резервуар 1 через патрубок 6 в зону 5 из емкости 12 циркуляционным насосом 10 подают водный раствор ПАВ до заданного объема зоны 5, т.е. до трубчато-решетчатого полотна 4. Затем через патрубок 2 в резервуар 1 подают нефть. В процессе хранения нефти периодически в зоне 5 с помощью циркуляционного насоса 10 создают режим перемешивания. После очередного перемешивания в соответствии с заданным количественным или временным параметром относительно донного осадка осуществляют его удаление через патрубок 7 в емкость-сепаратор 11. В емкости-сепараторе 11 разделяют смесь на водный раствор ПАВ, который возвращают в зону 5, и осадок, освобожденный от нефтепродуктов, который используют далее как строительный материал.