Установка для компримирования и транспорта нефтяного газа

 

Использование: на установках улавливания легких фракций из резервуаров при хранении и обработки в них нефти, нефтепродуктов и других испаряющихся жидкостей . Сущность изобретения: перепускная газовая линия 4 соединена с выкидной линией 3 компрессора 1. Нефтегазопровод 10 соединен с приемной линией 2. Один конец газопровода 7 соединен с приемной линией 2, другой - с линией 4 и нефтегазопроводом 10. Запорные элементы установлены на газопроводе 7 соединены через регулятора давления с датчиками с линией 4. 2 табл., 1 ил.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (si)s F 17 О 1/07

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4822071/29 (22) 03.05.90 (46) 23.05.92. Бюл. ¹ 19 (71) Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) В.П. Метельков, В,П. Тронов, А.Н, Шаталов, И.Н. Чернышев, А,В. Тронов, И,И.

Амерханов, Р,Г. Ганеев и И,В. Рахимов (53) 621.642(088.8) (56) Виршубский И.М. Вихревые компрессоры. — Л.: Машиностроение, 1988, с, 103. (54) УСТАНОВКА ДЛЯ КОМПРИМИРОВАНИЯ И ТРАНСПОРТА НЕФТЯНОГО ГАЗА Ы 1735658 А1 (57) Использование: на установках улавливания легких фракций из резервуаров при хранении и обработки в них нефти, нефтепродуктов и других испаряющихся жидкостей. Сущность изобретения: перепускная газовая линия.4 соединена с выкидной линией 3 компрессора 1, Нефтегазопровод 10 соединен с приемной линией 2, Один конец газопровода 7 соединен с приемной линией

2, другой — с линией 4 и нефтегазоп роводом

10. Запорные элементы установлены на газопроводе 7 соединены через регулятора давления с датчиками с линией 4. 2 табл., 1 ил.

1735658

Изобретение, относится к нефтегазовой промышленности, в частности/к сбору, компримированию и транспорту нефтяного газа на промыслах, и может быть использовано в системах сепарации конденсата, подготовки, компримирования и транспорта газа газоконденсатных месторождений, на установках улавливания легких фракций из резервуаров при хранении и обработке в них нефти, нефтепродуктов и других испаряющихся жидкостей.

Целью изобретения является снижение материальных затрат и защита окружающей среды.

Указанная цель достигается описываемой установкой, включающей компрессор, приемную и выкидную линию, перепускную газовую линию, соединенную с выкидной линией компрессора, запорные элементы.

Предлагаемая установка совмещена с нефтегазоп роводом устройства сепарации нефти, с газопроводом, соединенным с приемной линией, и дополнительно снабжена газопроводом, один конец которого соединен с приемной линией компрессора, а другой с перепускной газовой линией и нефтегазопроводом, причем запорные элементы, установленные на дополнительном газопроводе, соединены через регуляторы давления с датчиком с приемной линией компрессора.

На чертеже приведена схема установки для компримирования и транспорта нефтяного газа.

Установка содержит компрессор 1, приемную 2, выкидную 3 и перепускную 4 газовые линии, регулятор 5 давления, датчик 6 давления, дополнительный газопровод 7, регулятор 8 давления, датчик 9 давления, приемный нефтегазопровод 10 сепарационной установки 11, газопровод 12, нефтепровод 13, задвижки 14, обратный клапан 15, Установка работает следующим образом, Нефтегазовая смесь не нефтегазопроводу 10 поступает на прием сепарационной установки 11, откуда нефть по нефтепроводу 13 поступает на установку подготовки, а газ по газопроводу 12 направляется в приемную линию 2 компрессора 1, компримируется и нагнетается в выкидную линию 3 и далее в систему транспорта. При недостатке текущего расхода газа для загрузки компрессора, обусловленного пульсациями давлений в системе добычи и сбора продукции скважин, давление в приемной линии 2 снижается до допустимого значения, в результате чего от датчика 9 давления поступает сигнал на открытие регулятора 8 давления, Это обеспечивает поступление сигнал на исполните;ьный механизм 5 регулятора давления, сбеспечивающий его при45 крытие, которь:й пси необходимости автоматически закрывэется. При дальнейшем повышении давления от датчика 9 поступает сигнал ча при. .рытие регулятора 8 давления. В случае д льнейшего повыше50 ния давления последний полностью закрывается.

Установку испытывают на одном из товарных парков. Опытная установка обеспечивает прием и сепарацию около 9600 т/сут

55 нефти с остаточным газовым фактором в среднем 5,6 м /т нефти. Обводненность з нефти составляет 85 . Давление в сепарационной установке 11 поддерживается в пределах 0,102 — 0,105 МПа,абс. Нефть после сепарации направляется на установку обез10

40 части скомпримированного газа из системы нагнетания по перепускной линии 4 в приемный нефтегазопровод сепарационной установки.

Под действием молекулярного взаимодействия газообразных (С -С4) и жидких (Cs — Cls) углеводородов их разделение в известных газонефтяных сепараторах осуществляется при неравновесных условиях, в результате чего в газовую фазу переходит значительный объем паров жидких (Cs+g) углеводородов, отделение которых осуществляется на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ). Однако вследствие термодинамической неустойчивости основная часть их по пути движения газа на ГПЗ выпадает в конденсат, Предлагаемая установка, благодаря осуществлению массообменных процессов газового и газожидкостного потоков и приемном нефтегазопроводе 10 (многократное повторение процессов), обеспечивает растворение газа в жидкостной фазе и выход постепенно очищаемого от тяжелых (С4, Сь+в) углеводородов газа. Одновременно осуществляется очистка нефти от легких (Cl — Сэ) углеводоров. B результате основная часть тяжелых углеводородов (С4, Cs+>) газового потока, относящихся при нормальных условиях к жидкостям переходит в нефтяную фазу, а легкие (Cl — Сз) компоненты в общем ютоке газа из сепарационной установки 11 поступает в газопровод 12 и далее в приемную линию 2 компрессора. При дальнейшем снижении давления в линии 2 по сигналу от датчика 6 давления открывается регулятор 5 давления, обеспечивающий поступление на прием компрессора дополнительного расхода газа из перепускной линии 4. При повышении давления в приемной линии 2 компрессора выше заданного от датчи . а 6 давления поступает

1735658

50

55 воживания, обессоливания, а газ — на прием винтового компресссра 7BKI — 50/7 (производительность по условиям всасывания 50 нм /мин, давление на выкиде до 7 кгс/см абс). Величина давления на приеме компрессора изменяется в пределах 0,080,12 Мпа,абс, в результате чего изменяется производительность компрессора в пределах 40 — 50 нм /мин. Количество газа, постуз пающего на прием компрессора от сепарационной установки, изменяется в пределах 22 — 55 нм /мин. з

Недостающее для безопасной работы количество газа при снижении поступления от сепарационной установки 40 нм /мин подается от выкидной линии 3 компрессора по перепускной линии 4 к газопроводу 7.

При снижении давления в приемной линии

2 до 0,9 МПа,абс по сигналу от датчика 9 давления открывается регулятор 8 давления, При этом часть газа с выкидной линии 3 поступает на рециркуляцию в приемный нефтегазопровод 10 и далее на повторную обработку в сепарационной установке 11.

Углеводородный состав нефтяного газа в начале и на трассе газопровода при использовании прототипа и по предлагаемой установке компримирования и транспорта газа приведены в табл. 1, Из данных табл.1 видно, что нефтяной газ при использовании прототипа содержит значительное количество тяжелых углеводородов (С5 С7+в), ОтносЯЩихсЯ при нормальных условиях к жидкостям, Это обуславливает дополнительные потери газа в виде конденсата. Так, если удельный вес газа в начале газопровода составляет

1,0475, то на трассе соответственно 1,0132 или 3,3 меньше. Поэтому потери газа в виде конденсата и газа продувки при традиционной системе компримирования и перекачки составляет около 4 мас.%. Вместе с тем, в предлагаемой установке в результате осуществления массообменных процессов газового и газонефтяного потоков в приемном нефтегазопроводе сепарационной установки значительное количество тяжелых

5 углеводородв (Сз — Ст+в) переходят из газовой в жидкую фазу (нефть), благодаря чему увеличивается выход нефти, значительно сокращаются потери газа, снижаются вредные выбросы в атмосферу, улучшаются усло10 вия охраны окружающей среды.

Основные технико-экономические показатели предлагаемой. установки применительно к условиям опытно-промышленной установки приведены в табл. 2.

15 Из данных табл. 2 видно, что использование предлагаемой установки позволяет увеличить коэффициент использования (утилизации) нефтяного газа на 4,8, сократить потери газа при транспорте на 1,25

20 мас., увеличить выход сепарированной нефти, сократить вредные выбросы в атмосферу на 1428,2 т/г., снизить расход электроэнергии на компримирование газа на 25%, Формула изобретения

25 Установка для компримирования и транспорта нефтяного газа, включающая компрессор, приемную и выкидную линию, перепускную газовую линию, соединенную с выкидной линией компрессора, запорные

30 элементы, отличающаяся тем, что, с целью снижения материальных затрат и защиты окружающей среды, установка совмещена с нефтегазопроводом устройства сепарации нефти, соединенного газопрово35 дом с приемной линией и дополнительно снабжена газопроводом, один конец которого соединен с приемной линией компрессора, а другой — с перепускной газовой линией и нефтегазопроводом, причем за40 парные элементы, установленные на дополнительном газопроводе, соединены через регуляторы давления с датчиками с приемной линией компрессора, 1735658

Таблица!

Точка отбора проб

Компонентный состав, мас.

Удепьлый ИолекуИзвестная установка

В начале напорного газопровода

Вю36 Оэ06

1,02 0,22

0,42 0,10

1,23 0,36

4,40 0,91

4,11 0,86

8 ° 13 2 ° 10

О. 78

1.87

37,36

19,75

41,04

22,44

24,05

33,82

22,87

23э43

20,42 2,08

29,65 3,9о

17 67 1,90

26,63 3,75

0,49 9 09

0,71 8,38

0,47 9,73

0,70 Э,30

l,04 75 30,35

Трасса газопровода

0,83

2,03

1,0132 29,36

23,92

24,81

Предлагаемая

17, 74 1,60

26,:.18 3, 21

16,11 1,45

25,09 2,96 установка

3,84 0,72

7,69 1,79

351066

7,20 1,69

Начало напорного гааопровода

9,53 41,13

Э,20 22,76

10,99 42,73

10,88 24,22

0,64

1,60

0.58

1,47

0,50

0,76

0,60

0,93

0,31 0,07

0,95 0,25

1,0009 28,99

0,9770 28,31

23,02

24,45

0,30 0,05

0,90 0,21

Трасса газопровода

Т а б л и ц а 2

Технико-экономические параметры

Вначения для показателен систем

Известный (Предлагаемый

Количество газа, направляемого на компримирование и перекачку, тыс. нмз/сут

53,760

53,760

Коэффициент использования (утилизации) газа

98,5

93,7

Количество газа, направляемого на факел, тыс.нмз/сут

3,307

О,806

Потери газа при транспорте в виде конденсатора, мас.ь

2,75

9600,8

Выход сепарированной нефти, т/сут

9600

Увеличение использования нефтяного газа, тыс.нмэ/г, 942,1

Увеличение выхода сепарированной неф" ти, т/г, 292

Сокраыение вредных выбросов в атмосферу -/-.

1428,2

Расход электроэнергии на компримироаание газа, -.ûñ.w0ò «/г.

3504

2628

Экономия электроэнергии тыс.кбт. ч/г.

2 тыс,руб/г.

876

7 88

Дополнительные капиталовложения, тыс.руб.

20 3

15,2

Прибыль от реализации дополнительного количества нефтяного газа и нефти опытной установки, тыс.руб.

То же, в мировых ценах,фтыс./г.

То же, при использовании системы в масжтабах объединения "ТатнеФть": тыс.руб./г. тыся/г

Экономический эффект на опытной установке, тыс.руб./r.

19,55

Э3,6

164,54

802,15

27,43

То же при использовании системы в масштабах ПО нТатнефть",тыс.руб./г.

235 08

Составитель В,Метельков

Редактор М.Бланар. Техред М.Моргентал Корректор А.Осауленко

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

Заказ 1807 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5