Способ промысловой стабилизации нефти

 

СОЮЗ СОРЕ ТСКИХ

СОЦИ)ЛИС1И>-!ЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

> j гг (» ) г» у > ()Г) в (l

;5);:5: 6 1/ 00 г» 1(!

Q », )

„ ») Аг

)" „ф

)) Д! ОСУД})РСТБЕННЫИ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРБ|ТИЯМ

ПРИ i KhT СССР

К А ТОРСКОМУ СНИДЕТ ЕЛ>Г:ТВУ

ФФ М»»Е»%.ЛСУйй:ЭЫ» » й» ИВ»Ф!»Хй? »ЛЙЙ>ЙЛ ЗИЛЕ»»»Р»» й:: (21) 4661663 l04 (22) 10,03.89 (46) 15.12,91. Бюл, М 46 (71) уфимский нефтяной iaHcтитут (72) А.P.Õà(ðèeQâ, Т.Г.Умергалин и K3.M.ÀáûeГИЛ ЬДИН (53) 665.54,07(088. 8) (56) Авторское свидетельство СССР

N 1595878, кл. С 10 G 7/00, 1987, (54) СПОСОБ ПРОМЫСЛОВОЙ СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ

Изобретение относится к способам стабилизации нефти на промыслах и может быть использовано в нефтяной промы)))})еиНОСТИ.

Целью изобретения является поьь!())ение выхода и ка .ества стабильной нефти, На чертеже приведена принципиальная схема предлагаемого способа применительно к концевой ступени сепарации с Отбором нефти-абсорбеита из второго технологическОГО потока.

Первый те}(иологический поток !e.)Tÿ

-. по трубопроводу 1 поступает в сепаратпг) 2 горячей или кои ;eBQY: ступени сепараци ., С низа сепарато-а 2 по трубопровод : 3

ОТВОДИ Ггя ТабИЛ Ь!!Вp j »e(I}Tg С ВЕВХВ Col а

pGTQp3 2 по ГазопровоДу 4 ОтВОДится Газ сепарации, С цельк; извлечения бсизиновых фракций из газа сепарации в газопровод 4 подается по трубопроводу 5

Охлажденная В конденсаторе-холодильника

6 часть нефти из aTQporo технологичес:(Ого потока 7. Основная же часть нефти второ О технолоГическоГО пОтока подается на сепаИ Зс) >!»,Вi»c,"-,e Q i но>а!»)гс»! (ЙефT> (j>)Mf>,pj В

-.ec (ности к Г-ромысловой стабилизации! нефти, ь)ВГ,= Г ==:. =: . =.:-:!!e (Од- и каче -тва

ЙЕ(>Т>г!. Сгаб! .ЛИЗ;.-. I )!О . Еду СЕПВ 3!}ИЕ!", Газа

И ДВ)О; " - :ВЛ ; j! - »; Г)а>ТОК(В НВ )) ГИ (, ОД! .О! кратной c>Qce„: бц:и-::!.«.".-.Hß:f)ÍQýü }». ф()а ций

ИЗ !-аЗВ СЕГ)арг.,(|("ЕРВОГО П)ОТ01(а НЕФТИ

i!»C ЬЮ C j pQ) НЕ:.: 1 ) ) ИЗ г ТороГО ПО ГОКа И

ЖИДКИЙ ОС ВТО!г г) |СО!О Ента ВОЗВ>ра Ца)О1 ВО

Второй -.QTÑ»ê не -} i и 0 2О, !роцесс

Проводя (С 1)С. :а! ".=. -.! >ЗМ аза )»3 НВСЫИЕг)НОГО а»>CQPCPf-:Te И Cr»)e(!!i .->1:Е, (Г>ОЛ) e :! T .;. (.,, !1«>Q!elfÈ!Q., },ãe...(ДВ::::-,» - В: Ои ")f„и;-.Вт; —.ОЕ-ХО.-!О

> г: j(jf 4!> В:. ». »Г i -»,г>Ь гг> ВТОО»-,гi !:.=)> -jC/ О И

>Р>,» ац>г)>! !)e ! . 5 Ь / ; ° >C«,, С! !»Q В г ТОУбОГ)»1 ВО> = . »Ч: »ЕЛЯЕТСЧ В В>)Кгоо )

Йа Ос)>»! ЕННЫ)>: Га". .».. > НЗ(. ЫВ:;Енг) О ОЕ1|зинОВь!ми фракц!"..i"." >- :-(,}1ь fe6QQp6e,gT) f(QTQраЯ насосel".. па Г.руоо»п>ро воду I 2 ,"= "-Врашаетс." F.: диый Вора)! техналоГический пото| ..:. О" = »м »В" ы!двинь!й ВО гоа>;!!T ВВОД|>, " . "! \ » пс»ОВОД I i ii i!Ie руба! р:e(де »3 и= .-... .. .Он, ь!й абсорбент

СМ)Е|В):ВавгСЯ:- Оа;-ОВ -:Ы; 1:-атаКаМ Нвфти . В, ПООГQ e}, ;-j(j i)! ; Г «>(Q ПО О> а ). : >>г ПОЗ -! !

Отвод>Г)-ся Га.. 1-.,",.".), Q !-) I i f)Q,-,у ; }, а

Низа .1ЕфТЬ Г)О . 1. > ». ОО» гдаЬ г Д»>, Q» ВЫ В»ОД) "»ТСЯ

-гд л> "еи ) О! (у

Ip)j« CTeáÈfiИ г:. ) !,G(I> l! Tpef .я и(!) (JQ

ЛЕг> Папа!»ЛЕВ г>Ь1!.)»! Г >О>та«а;,;!>Ь; ПОЕДУCVie! TP!) ьа =Тг-.. ;г1 г:,гг> «1- ->», Б Оаб>: г!(!И НОГ()

|ГЗВ()ЕЧг- .Н ИЯ В Ь! „»! . З ИГ> Я» ЬИХ K "f )Q»ã! Ег)ТОВ

Ч < а;В г»)!.=Па В»(1>) } ОООГQ Г)ото кг> ПУТЕМ а)-!ВЛОГИ Ь!а ) Пад"-. » ) c)CT ),г)Е(1)тг) f:) с)0

1698273

20

55 сорбцию, но уже с третьего или последу ощего технологического потока, Проведены расчеты процесса стабилизации нефти по известному и предлагаемому способам, В расчетах нестабильная нефть была разделена на 31 компонент и условные фоа,(ции. Состав Газовых фракций нестааильнай неФти приведен е табл.1. 1схо ная нефть равдвляется н» лва потокэ расходом ка кдого потока 150 т/ч. 1емг epalóðà нефти первого и второГО г8хнОлОГич8CKИХ ПОТОKОВ rlОСJlе НаГро . а Б r(8ЧM соответственно равна о0 и 40" С, .цавление в cenapaTQpax 0,13 МПа, в емко(:ти 9 для разделения фаэ — 0,1", МПа.

П р и и е р 1 (по прототипу), Основные r!QTGK_#_ нестабильной He(rivi (сос1ав по табл.1) первого и второго технологических потоков нагревсчотся в печах и разделяются в сепараторах при температурах 60 и 40 С, Часть нестабильной нефти г ерваго технологического потока в.количестве от 1,0 до 15,0 т/ч (см, табл.2) смешивается с газом сепарации первого

-reKHonot ического потока; охлаждается в холодильнике до 20 или 10ОС и направляется в емкость разделения. С верха емкости разделения Отводится осушенный газ, с низа нефть отводится на смешение с осHoвнь-:.м пото!(Ом нестабильной нефти первогс технологического потока. Второй тех".-;О!:зги-IecKMA поток работает по Обыч,+":,:I сх=.:., ;-, беэ абсорбции кампо teHTQB из

rasa. ОСH!QaHlle режимные параметры и качество y,»)одуктов раэцеления при раэличР сходе неф-(-H нэ абсорбцию приведены в табл.2 и 3.

П р ll м е р 2 (по предлагаемому спо(.о „y)

Основные потоки нестабильной мфти первого и a rc poro технологических потоков нагреваются в г ечах и разделяются в сепараторе при т8мпеpaTypax 60 и 40сс, Из верхней части сепараторов отбирает" Я Нертяной газ. иэ нижней — стабильная не(Ьть.

Для отбенэинивания нефтяного газа первого технологического потока в Газопровод подается часть холодной или предвариT8s«,(,Ho охлажденной нефти второго технологического пото(а, которая смешивается с газом сепа -,ации первого техналогическоГО "!QTQKa и ВВОДИТСЯ В е 4KQCTb раэДВЛения. С верха емкости разделения выводится отбенэиненный гаэ, с низа — нефть, насыщенная бензиновыми компонентами, отводится на смешение с нестабильной нефтью второго технологического потока, Абсорбционное извлечение Высококипящих компонентов из rasa сепарации второго потока не осуществляется. Основные режимные параметры и качество продуктов разделения приведены в табл.4 и 5, KBK следует Ns приведенных примеров, эффективность процесса стабилизации нефти возрастает при использовании предлагаемого способа, Па сравнению с прототипом, предлагаемый спОсоб позволяет ув8личить ВыхОД стабильной нефти, В предлагаемом способе по сравнению с прототипом выход стабильной нефти увеличивается на 0,01 — 0,10 т/ч (H a 0,003 — 0,033 "-,ь), Из табл,5 следует,. что повышается качество стабильной нефти второго технологич8ского пОтока, Так, содержание В ней ком онентов бензина С4, С5, увеличивается с 3,05 до 3,08-3,20,,ь, Содержание высококипящих компонентов в газе сепарации второго технологического потока при этом практически одинаково, ío в прототипе идет накопление легких фракций в нефти, поэтому увеличивается количество rasa сепарации с 1,08 до 1,25 т/ч (режимы 2,1-2,8, табл,2), в связи с чем возрастает тепловая нагрузка на конденсатор — холодильник. В предлагаемом способе количество газа сепарации первого технологического потока остается неизменным — 1,08 т/ч.

Кроме того, предлагаемый способ по сравнению с прототипом обладает следующими преимуществами. Во-первых, если температура нестабильной нефти, напрaâляемой на абсорбцию, достаточно низка (около 10-20 С), то из технологической схемы можно исключить узел охлаждения нефти или смеси нефти сгазом,,Во-вторых, при необходимости охлаждения предпочтительНО охлаждать нефть, чем смесь нефти с гаэом, так как в первом случае теплопередача в холодильнике будет выше, чем во втором.

В-третьих, исключается циркуляционное накопление B системе ЛВГких ГазОвых ком гюнентов, в связи с чем расход газа из сеператора первого потока нефти будет постоянен. В-четвертых, с исключением накопления В системе газовых компонентов тепловая нагрузка на холодильник уменьшается, В сВязи с чем ДОстаточ8Н хОлодильник меньшей производительности и меньших размеров, В целом данные преимушества предлагаемого способа приводят к уменьшению или к исключению

Оасхода хладоноситепя на процесс абсорбции бензиновых фракций из газа сепарации.

Предлагаемый споссб сепарации нефти можно применять как в конце, так и на предыдущих ступенях сепарации.

Таким образом, предлагаемый способ при незначительных капитальных затратах

1698273

Таблица 1

Таблица 2

П име 1 по и ототип

Параметры

1.2 1,3

149

145

140

135

145 140

150 150

135

150

150

150

150

150

10

1;12

1,10

1,13

1,14

1,12

1,17

1,22

1,25

0,47. 0,47. 0,47

0,47

0,47

0,47

0.47

0,47

0,76 0,70

0,80

0,56

0,87

0,66

0,60

149,40

149,13

149,24 149,30

149,20

149,34

149,44

149,53

149,53

149,53

149,53 149,53

149,53

149,53

149,53

20

20

10

10 позволит уменьшить потери газа сепарации, увеличить выход стабильной нефти и уменьшить или исключить расход хладоносителя на процесс абсорбции. Для его реаляции не требуется сложного аппаратурного оформления.

Формула изобретения

Способ промысловой стабилизации нефти сепарацией газа из двух параллельных потоков нефти с однократной абсорбРасход, т/ч нефти первого потока нефти второго потока нефти на абсорбцию газа сепарации первого потока газа сепарации второго потока газа иэ емкости разделения стабильной нефти первого потока стабильной нефти второго потока

Температура абсорбента, С (после холодильника. 6 цией бензиновых фракций из газа сепарации первого потока нефти частью исходной нефти при 10 — 20 С, испарением газа иэ насыщенного абсорбента и смешением пол5 ученного жидкого остатка с сырой нефтью, отличающийся тем, что, с целью повышения выхода и качества нефти, абсорбцию проводят частью сырой нефти из второго потока и жидкий остаток абсорбента

10 возвращают во второй поток нефти, 1698273

Пример 1 (по прототипу) Параметры

1.2 1.3!.5

1.7

1.6

1.8

44,22

22>82

13>27 l9,69

43,94

23, 19

13>31

t9,56

43,88

23,42

13,28

19,47

43,91

23,53

13,32

19,34

44,04

22>98

13,32

19,66

43,82

23,69

13,24

19,25

43,79

23,47

13,31

19,43

43,92

23,77

13, 18

19,13

54,48

25,48

11,59

8,45

61,11

23>82

8,67

6,40

64,44

21,34

7,62

6,10

66, 26

20,50

7>18 б,Пб

59,08

25,60

9,83

5,49

67,24

22,04

6,64

4,08

7!i 09

f9,З1

5,74

3,89

7З,О8

17,70

5 34

3 90

0 53

1,08

1,85

96,54

0,54

1,10

1>87

96,49

0,56

1> 14>

1,87

96,42

0,55

1>13

1,87

96 45

0 53

1,09

I,85

96>53

0 55

1,13

1,88

96,44

0,57

1,15

1,89

96,40

0 58

1, 15

1 89

96,38

59,35

19,19

9,60

11>86

59,35

19,19

9,60

11,86

59, 35

19,19

9,60

11,86

59>35

19, 19

9,60

1 1 > 86

59,35

19,19

9,60

11,86

59,35

19, 19

9,60

11,86

59,35

19, 19

9,60

11,86

59,35

19>19

9 6О I 1,86

0,65

1,17

1>S8i

96 30.

0,65

1,17

1>88

96,ЗП

0,65

1, 17

1 >88

96,30

0,65

1,17

1,88

96,30

0,65

1,17

1,88

96,30

0,65

1,17

1,88

96>30

0,65

1 ° 17

1,88

96,30

0,65

i>17

1,88

96,30

Па

15n>Ïn 150>00

150,00

150,00

135,00

150>ОП

135,00 !50>0

149>00

t45>ОО 140,00

149,00

5,оо lо,on . 15,оо

5 00

10i 00

15,00

1,00

1 00

1,08

1 О8 l 08

1,08

1 08

t 08

1,08

D,46..0,44

0,47

0,45

0,42

0,44

0,63

0,54

0,49

0,63

0,77

П 86

148„92

150 09

f48,92

150,15

t48>92 148>92

148,92

150,ПЗ

148,92

f49,7S

149,99!

49>84

10

10

2И

Массовое содержание> в rase сепарации первого потока С! -С>

С4 с

Сб„ в газе из емкостисепаратора 9

С> -Сз с+

С5

Сб+ и стабильной нефти первого потока с -c с,!

Св

Сд в газе сепарации второго потока с -с

С4 с

Сб, в стабильной нефти второго потока с,-с, Са с

С +

Расход, т/ч нефти первого потока нефти второго потока нефти на абсорб > цив из второго потока газа сепарации первого потока

rasa сепарации второго потока газа нз емкости разделения стабильной нефти первого потока стабильной нефти второго потока

Температура абсорбента, С

15О,ПО 150,00

145>00 140>00

0,47 0,45

П>73 0,67

148,92 148,92

149,9П 149 97

ТаблицаЗ

Таблица 4

Г4СМ С3

- ОГ3 01 G а л в в О т—

° — Г4 .. М

С 4 - ОС а л о\ а с"4 СО сг3

e—

С 4 и С4 М мс в A A a

CO о — О 1

Ч:) С 4

СПИ СПС

Г3 СЧ О 1 а в a a

Ch n Ch сг3 г4

И о

С 4

И О СЧ

О\ .О С 4 .ОЗг .О ,О о

00 .О - 1 CO

4 в

СО .О в- О

«о 1,О f !

Г3 а а ,О

a)

В W

О1

CO О

Г а а

Сl о—.О С 4 д

С 4

A ° о- М О С 3 со г .*л ) .О м л

СТ1 О1 с

00 О а33 31

М 40 с г3

A В о м !

С а л

"О .О

С 3 о

СЧ

Л О О1 ы1

Л С4 Г

A A В В

Ф о — QO О 4

-3- С3

43 Г3

О3> 3 ч!

d !d и а а сб <б !

33 3» Х

< a3 O о о

С3 О

43 Г

Q3 m о 33 о

Р\ Гч е о о

С3 333 333 с3 а !

d «Э

Ф CO Л об О-Г в а a a

4 с4 М О

С4

M O0,О о 3 в в л в с4 М Ch о

< 00 О - Г а в а л

-- С 3 М О1

С4 о- о1 СО 3

1 О о- Л а а A в

3 С4МCh

С 4 о- о- С30 3 43 о- л

A В a a

С 3 М Ch

Г3 о»

ФСЪ 2 и

t Э сЕ lh Ю С3

oooo e

Гч

Х

161 с33 и н

Я

<ии д3 а

>Ж о у

+lO

ЧР п3

o o e о

М iΠ— G и;С00 О а а л — оО

М О

"Сж О а л а л о— з

WG CO

a a a a о- О

О1

МО-C -С3 С СО .О о a a a

С-О

С,ОС сг3 С: 00,О в в в а

С>--- О

С3

СС

М о

Е о

3» о. и

3w о

333 O С3 а

43 н н

М С 31 — GO е ° а л

О1 О1 <3

О оCO с31

-- — л оз а о В A

Ch Ch л—

Г О 00О

М о — СО л л а л

О 1 Ch О1 г3

Сг Г

М Г> СО в a a л

СТ Ch У !

С о оWСгС О

М - О и а в а Т О". СЬ и 3 — и

E е

d3 с6 ж о Ф

Е о о Ж

3» 0

ЗСМК н о о 2

Го (+ lD

О - Зо1,0 с33 а 3 c-> o o о о

Еч

333 С3

М О -.-Г Л

Г Г4СПС л а а а

1О

С 4 .О 1 CO

3Ñ× ChG л л л о о

О1 о о -б .О 334 Ch о— а а л а

- О

О

Л О1 Г4 с

iQ a- Ch Ñ 4 л ° a A

С - О

- .4 -4

Г Г4;Л»С- —.О о а а а а

О 1 г . с3С

;О с 3 т с, а в а а — СО

О 1

О ж С,О

,О О 1 С4 а в в а ч—

С31

Щ

3С о

Ео о

o o

Г 3 + о - d. 3hiO аoouo о

Е

333

Составитель Г, Стег)BHGBB

Техред M,Моргентал Корректор И Муска

Редактор Vi. Циткина

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Заказ 4367 Тираж Псдписное

ВНИИПИ Государственного комитета го изобретениям и открытиям ори ГКНТ СССР

113035, Москва. )К-35, Раушская на5„4/5