Способ стабилизации газонасыщенной нефти


 


Владельцы патента RU 2465304:

Курочкин Андрей Владиславович (RU)
Курочкин Андрей Андреевич (RU)
Крюков Александр Викторович (RU)
Исмагилов Фоат Ришатович (RU)
Крюков Виктор Александрович (RU)

Изобретение относится к стабилизации обезвоженной и обессоленной газонасыщенной нефти и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности, в частности на промыслах или головных перекачивающих станциях. Изобретение касается способа стабилизации газонасыщенной нефти, в котором стабилизацию нефти проводят двухступенчатой сепарацией при температуре 20-80°С с отделением газа на I-ой ступени сепарации при давлении 0,11-0,16 МПа и последующей сепарацией дегазированной нефти на II-ой ступени сепарации при давлении 0,01-0,06 МПа с получением отсепарированной нефти и газа, отсасываемого вакуумсоздающим устройством, например эжектором, рабочим агентом которого является попутный газ с промысловой ступени сепарации, выделенный при этом газ смешивают с газом I-ой ступени сепарации, полученную газовую смесь разделяют фракционированием на стабильный конденсат и сухой газ, далее стабильный конденсат смешивают с отсепарированной нефтью, полученную стабилизированную нефть и сухой газ направляют потребителю. Технический результат - повышение выхода товарной нефти. 3 пр., 1 табл.

 

Изобретение относится к способам стабилизации обезвоженной и обессоленной газонасыщенной нефти и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности, в частности на промыслах или головных перекачивающих станциях.

Известен способ стабилизации обессоленной нефти путем ректификации в стабилизационной колонне при повышенном давлении с получением газовой головки и кубового остатка и испарением последнего в емкости при давлении, более низком, чем давление в колонне с последующей конденсацией, нагревом ее и возвратом в виде парового орошения в низ колонны [Авторское свидетельство №652017, кл. C10G 7/00, опубл. 05.03.79. Бюл. №9].

Недостатком способа является невысокая эффективность процесса, а именно невысокий выход товарной нефти вследствие значительных потерь легких углеводородных фракций.

Наиболее близким к заявляемому является способ стабилизации газонасыщенной нефти, включающий нагрев нефти, горячую сепарацию, фракционирующую конденсацию образующегося газового остатка, при этом горячую сепарацию и фракционирующую конденсацию ведут при 80-120°С и давлении 0,3-0,5 МПа. Процесс проводят следующим образом. Предварительно обезвоженную и обессоленную нефть, прошедшую промысловые ступени сепарации при 0,7 и 0,4 МПа, забирают насосом и в газонасыщенном состоянии подают через теплообменник в печь и сепаратор, связанный с фракционирующим конденсатором, работающие при давлении 0,3-0,5 МПа и температуре 80-120°С. Из сепаратора выходит стабильная нефть, а из фракционирующего конденсатора газ и конденсат (ШФЛУ). Стабильная нефть насосом через теплообменники подается в резервуары товарной продукции. Газ из фракционирующего конденсатора направляется на ГПЗ или другим потребителям, а образовавшийся конденсат возвращают в товарную нефть [Авторское свидетельство №1587059, кл. C10G 7/00, опубл. 23.08.90. Бюл. №31].

Недостатком способа является недостаточно высокий выход товарной нефти вследствие значительного уноса легких фракций нефти вместе с газом и ШФЛУ, а также значительные затраты электроэнергии, вследствие необходимости предварительного нагрева нефти, проведения сепарации при 80-120°С, а также проведения стабилизации при высоком давлении - 0,3-0,5 МПа.

Способ характеризуется также повышенным расходом тепла, поскольку фракционирующую конденсацию проводят также при 80-120С.

Недостатком способа является также высокая металлоемкость процесса и, как следствие, значительные капитальные затраты, вследствие наличия значительного числа насосов, печей и теплообменников, а их использование приводит к дополнительным затратам электроэнергии.

Технический результат - повышение выхода товарной нефти и снижение потерь нефти за счет возвращения в нефть стабильного конденсата, содержащего легкие фракции, а также снижение энергопотребления и металлоемкости.

Указанный технический результат достигается тем, что в предлагаемом способе стабилизации газонасыщенной нефти, включающем сепарацию нефти с выделением газа и последующее его фракционирование с выделением конденсата и газа, особенность заключается в том, что стабилизацию нефти проводят двухступенчатой сепарацией при температуре 20-80°С с отделением газа на I-ой ступени сепарации при давлении 0,11-0,16 МПа и последующей сепарацией дегазированной нефти на II-ой ступени сепарации при давлении 0,01-0,06 МПа с получением отсепарированной нефти и газа, отсасываемого вакуумсоздающим устройством, например эжектором, рабочим агентом которого является попутный газ с промысловой ступени сепарации, затем этот газ смешивают с газом, выделенным на I-ой ступени сепарации, полученную газовую смесь разделяют фракционированием на стабильный конденсат и сухой газ, далее стабильный конденсат смешивают с отсепарированной нефтью, полученную стабилизированную нефть и сухой газ направляют потребителю.

Проведение стабилизации нефти путем двухступенчатой сепарации при температуре 20-80°С и давлении на I-ой ступени сепарации 0,11-0,16 МПа (абс), т.е. выше атмосферного, способствует уменьшению потерь нефтяных фракций с газами сепарации за счет сохранения углеводородов С4+ - потенциальных компонентов нефти.

Сепарация дегазированной нефти на II-ой ступени сепарации при температуре 20-80°С и давлении 0,01-0,06 МПа (абс), т.е. ниже атмосферного, способствует более глубокой стабилизации нефти.

Проведение двухступенчатой стабилизации нефти при вышеуказанных давлениях на каждой ступени обеспечивает возможность проведения процесса стабилизации при более низкой температуре - 20-80°С и также обеспечивает сохранение значительного количества легких фракций в отсепарированной нефти.

Использование в качестве рабочего агента вакуумсоздающего устройства - попутного газа с промысловой ступени сепарации - обеспечивает снижение затрат электроэнергии на проведение процесса стабилизации.

Сущность способа заключается в следующем.

Обезвоженную и обессоленную нефть Вынгаяхинского месторождения, прошедшую промысловые ступени сепарации, в газонасыщенном состоянии подают на стабилизацию, которую проводят двухступенчатой сепарацией при 20-80°С с отделением газа на I-ой ступени сепарации при давлении 0,11-0,16 МПа (абс) и последующей сепарацией дегазированной нефти на II-ой ступени сепарации при давлении 0,01-0,06 МПа (абс) с получением отсепарированной нефти и газа, отсасываемого вакууумсоздающим устройством, например эжектором, рабочим агентом которого является попутный газ с промысловой ступени сепарации. Газ, выделенный на этой ступени сепарации, смешивают с газом, выделенным на I-ой ступени сепарации. Полученную газовую смесь разделяют фракционированием на стабильный конденсат и сухой газ, далее стабильный конденсат смешивают с отсепарированной нефтью, полученную стабилизированную нефть и сухой газ направляют потребителю.

Способ осуществляют следующим образом.

Пример 1

Обезвоженную и обессоленную нефть, прошедшую промысловые ступени сепарации, в количестве 1000 т/час забирают насосом и в газонасыщенном состоянии подают на стабилизацию, которую проводят двухступенчатой сепарацией при температуре 20°С с отделением газа на I-ой ступени сепарации при давлении 0,11 МПа (абс), при этом газожидкостная смесь разделяется на I-ой ступени при заданном давлении с выделением дегазированной нефти и газа. Дегазированную нефть подвергают последующей сепарации на II-ой ступени сепарации при давлении 0,01 МПа с получением отсепарированной нефти и газа. Выделенный газ отсасывают вакуумсоздающим устройством, например эжектором, рабочим агентом которого является попутный газ с промысловой ступени сепарации. Затем выделенный газ смешивают с газом I-ой ступени сепарации. Полученную газовую смесь разделяют фракционированием на стабильный конденсат и сухой газ. Далее стабильный конденсат смешивают с отсепарированной нефтью, полученную стабилизированную нефть и сухой газ направляют потребителю. Выход стабилизированной нефти при вышеназванных условиях проведения стабилизации составляет 992, т/час, а давление насыщенных паров стабилизированной нефти сохраняется на нормируемом уровне - 66,7 кПа.

Пример 2. Аналогично примеру 1 проводят двухступенчатую сепарацию при температуре 40°С с отделением газа на I-ой ступени сепарации при давлении 0,14 МПа (абс). Сепарацию дегазированной нефти на II-ой ступени сепарации проводят при давлении 0,04 МПа с получением отсепарированной нефти и газа. Выход стабилизированной нефти при вышеназванных условиях проведения стабилизации составляет 975,30 т/час, а давление насыщенных паров стабилизированной нефти сохраняется на нормируемом уровне - 66,7 кПа.

Пример 3. Аналогично примеру 1 проводят двухступенчатую сепарацию при температуре 80°С с отделением газа на I-ой ступени сепарации при давлении 0,16 МПа (абс). Сепарацию дегазированной нефти на II-ой ступени сепарации проводят при давлении 0,06 МПа с получением отсепарированной нефти и газа. Выход стабилизированной нефти при вышеназванных условиях проведения стабилизации составляет 987,0 т/час, а давление насыщенных паров стабилизированной нефти сохраняется на нормируемом уровне - 66,7 кПа.

В таблице сведены технологические параметры и показатели предлагаемого и известного способов.

Таблица
№ п/п Параметры Показатели для способа
Прототипа а.с. 1587059 Предлагаемого способа Показатели, %
в % Примечание
1. Количество поступающей газонасыщенной нефти, т/час 1000 1000 100
2. Выход стабилизированной нефти, т/час - среднее значение 958,10 988,10 3
3. Давление стабилизации МПа (абс), на I-ой ступени сепарации 0,3-0,5 0,11-0,16 Снижение давления стабилизации в 2-4 раза
4. Давление стабилизации МПа (абс), на II-ой ступени сепарации 0,01-0,06
5. Температура стабилизации, °С 80-120°С 20-80°С Снижение температуры на 40-60°С
6. Эксплуатационные (энергетические) затраты, МДж 1 0,3 Используется энергия давления газов промысловой ступени сепарации Снижение затрат в 3 раза
7. Капитальные вложения, тыс. руб. 1 0,2 Снижение капвложений в 5 раз.

При проведении процесса стабилизации снижаются эксплуатационные (энергетические) затраты за счет проведения предлагаемого процесса стабилизации при более низких давлениях и температуре, а также за счет использования рабочего агента - попутного газа с промысловой ступени сепарации.

Капитальные затраты предлагаемого процесса стабилизации снижаются примерно в 5 раз за счет исключения затрат на конструирование, изготовление и эксплуатацию печей, насосов и теплообменников.

Предлагаемое изобретение находит промышленное применение в нефтедобывающей промышленности, в частности на Вынгаяхинском месторождении нефти.

Способ стабилизации газонасыщенной нефти, включающий сепарацию нефти с выделением газа и последующее его фракционирование с выделением конденсата и газа, отличающийся тем, что стабилизацию нефти проводят двухступенчатой сепарацией при температуре 20-80°С с отделением газа на I-й ступени сепарации при давлении 0,11-0,16 МПа и последующей сепарацией дегазированной нефти на II-й ступени сепарации при давлении 0,01-0,06 МПа с получением отсепарированной нефти и газа, отсасываемого вакуумсоздающим устройством, например эжектором, рабочим агентом которого является попутный газ с промысловой ступени сепарации, выделенный при этом газ смешивают с газом I-й ступени сепарации, полученную газовую смесь разделяют фракционированием на стабильный конденсат и сухой газ, далее стабильный конденсат смешивают с отсепарированной нефтью, полученную стабилизированную нефть и сухой газ направляют потребителю.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области химической технологии и может быть использовано в нефтепереработке. .

Изобретение относится к нефтепереработке. .

Изобретение относится к способу очистки углеводородного сырья, в частности к способу снижения содержания азота в жидком углеводородном сырье. .

Изобретение относится к комплексной переработке пироконденсата высокотемпературного гомогенного пиролиза предельных углеводородов состава С3-С5. .

Изобретение относится к удалению бром-реакционноспособных углеводородных загрязняющих примесей из ароматических материалов посредством контактирования этих продуктов с кислотным активным катализатором.

Изобретение относится к вариантам способа отделения олефина от парафина в потоке продукта из системы дегидрирования. .
Изобретение относится к улучшенному способу получения и очистки винилароматических мономеров, включающему: а) подачу потока, состоящего из ароматического углеводорода, вместе с потоком, состоящим по существу из С2-С3 олефина, в секцию алкилирования; б) подачу продуктов реакции, выходящих из секции алкилирования, в первую секцию разделения; в) выпуск из первой секции разделения первого потока, состоящего из непрореагировавшего ароматического углеводорода, который направляют для повторного использования в секцию алкилирования, второго потока, состоящего по существу из моноалкилированного ароматического углеводорода, третьего потока, состоящего по существу из диалкилированных ароматических углеводородов, направляемого в секцию трансалкилирования, и четвертого потока, состоящего по существу из смеси полиалкилированных ароматических углеводородов; г) подачу второго потока стадии (в) в секцию дегидрирования; д) подачу продуктов реакции, выходящих из секции дегидрирования, во вторую секцию разделения/очистки, включающую по меньшей мере одну дистилляционную колонну; е) выпуск потока, состоящего из винилароматического мономера чистотой, превышающей 99,7 масс.%, из верхней части указанной по меньшей мере одной дистилляционной колонны, и характеризующемуся тем, что: после первого охлаждения с возвратом тепла покидающий стадию дегидрирования газ после промывания распыляемой водой подают в оболочку пучка труб расположенного вертикально или горизонтально теплообменника, в трубах которого течет охлаждающая текучая среда, причем в теплообменнике газ конденсируется; подачу газа осуществляют из нижней части теплообменника с жидкостью, полученной конденсацией, которая стекает противотоком и покидает теплообменник, полностью или частично, также из нижней части оболочки теплообменника и которую направляют во вторую секцию разделения/очистки (д); возможный газ и несконденсированные вещества выходят из верхней части оболочки теплообменника.

Изобретение относится к способу рекуперации водорода и метана из потока крекинг-газа в низкотемпературной части установки для получения этилена, заключающемуся в том, что фракцию С 2, поступающую из устройства отделения этана (деэтанизатора), подают через теплообменник (Е1) в первую секцию (А) многосекционного отделителя (D1) конденсата, конденсат отбирают из первой секции (А) многосекционного отделителя (D1) конденсата и подают в отделитель (Т1) метана, газ из многосекционного отделителя (D1) конденсата подают в следующий теплообменник (Е2) и дополнительно охлаждают в нем, дополнительно охлажденный газ подают на отделение от него жидкости во второй секции (В) многосекционного отделителя (D1) конденсата, образовавшийся при этом конденсат вновь подают в отделитель (Т1) метана, газ из второй секции (В) многосекционного отделителя (D1) конденсата подают в расширитель (X1), расширяют в нем и затем подают в отделитель (Т1) метана и фракцию С 2 из низа отделителя (Т1) метана дросселируют с понижением ее давления до давления, преобладающего в колонне для отгонки углеводородов С2, частично испаряют в теплообменнике (Е1) и подают в колонну для отгонки углеводородов С2 .

Изобретение относится к химической технологии, а именно к способам разделения трудноразделимых смесей, содержащих моноалкилбензол и полиалкилбензол, и может быть использовано в технологиях основного органического синтеза.

Изобретение относится к способу разделения продуктов пиролиза дихлорэтана в производстве винилхлорида. .

Изобретение относится к способам переработки легких алифатических углеводородов, в частности попутных /нефтяных/ газов, и может быть использовано в нефтепереработке и нефтехимии.

Изобретение относится к способу получения обогащенной C2 H4- фракции продукта из очищенной, в частности освобожденной от CO2, и высушенной углеводородсодержащей исходной фракции.

Изобретение относится к области нефте- и газодобывающей промышленности. Изобретение касается установки подготовки смеси газообразных углеводородов для транспортировки, содержащей установленные последовательно магистраль подачи исходного сырьевого потока, первый сепаратор, второй сепаратор, первый рекуперативный теплообменник 4, рекуперативный теплообменник 9, подключенный к колонне деэтанизации. Выход по жидкой фазе колонны деэтанизации подключен к средней части колонны стабилизации, выход которой по пропан-бутановой фракции подключен через второй рекуперативный теплообменник 13 к первому реактору ароматизации, выход которого подключен к входу второго реактора ароматизации, выход которого через указанный второй рекуперативный теплообменник 13 подключен к сепараторам 24 и 17, второй из которых через третий рекуперативный теплообменник 19 подключен по жидкой фазе к средней части колонны ректификации, выход которой по концентрату ароматических углеводородов подключен к магистрали концентрата ароматических углеводородов склада. Между первым сепаратором и первым рекуперативным теплообменником 4 выполнена врезка для подачи ингибитора гидратообразования. Технический результат - транспортировка углеводородов в условиях Крайнего Севера. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области нефте- и газодобывающей промышленности. Изобретение касается способа подготовки смеси газообразных углеводородов для транспортировки, в котором проводят низкотемпературную сепарацию исходной смеси газообразных углеводородов с выделением газовой фракции и нестабильного углеводородного конденсата, с последующей стабилизацией углеводородного конденсата и выделением сжиженной пропан-бутановой фракции. Перед стабилизацией нестабильного углеводородного конденсата его подвергают операции деэтанизации, сжиженную пропан-бутановую фракцию подвергают каталитической дегидроциклодимеризации в двух последовательных реакторах, причем в первом реакторе преобразуют бутан, а во втором реакторе преобразуют пропан, с получением ароматических углеводородов и фракции газообразных углеводородов, при этом фракцию газообразных углеводородов компримируют и возвращают в поток газовой фракции на стадии низкотемпературной сепарации. Технический результат - транспортировка смеси с получением продуктов в природно-климатических условиях Крайнего Севера. 1 ил.

Изобретение относится к способу дистилляции углеводородов, который включает в себя: подачу потока углеводородного сырья в зону фракционирования в первом местоположении; фракционирование потока углеводородного сырья с образованием головного потока и донного потока; нагревание первой части головного потока до температуры выше температуры конденсации головного потока; сжатие нагретой первой части головного потока; удаление части потока из зоны фракционирования во втором местоположении, расположенном ниже первого местоположения; нагревание удаленной части потока за счет косвенного контакта удаленной части потока с сжатой первой частью головного потока; возвращение нагретой удаленной части потока в зону фракционирования в третьем местоположении, расположенном выше второго и ниже первого местоположения; снижение давления сжатой первой части головного потока с образованием головного потока пониженного давления; возвращение части головного потока пониженного давления наверх зоны фракционирования; в котором нагревание первой части головного потока включает в себя косвенный контакт первой части головного потока с сжатой первой частью головного потока после косвенного контакта удаленной части потока с сжатой первой частью головного потока и до снижения давления указанной сжатой первой части головного потока. Использование настоящего способа позволяет более эффективно использовать предлагаемую систему. 8 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 табл.

Изобретение относится к вариантам способа изомеризации парафинов. Один из вариантов включает стадии: разделения отходящего продукта изомеризации на поток продукта, который содержит разветвленные и неразветвленные парафины, и поток пара стабилизатора, который содержит HCl, Н2 и С6- углеводороды; разделения потока пара стабилизатора на пар сухого газа, содержащий HCl, Н2 и С5- углеводороды, и поток жидкости, который содержит С2- и С3+ углеводороды; разделения пара сухого газа на фазу, обогащенную С5- углеводородами, и поток, обогащенный HCl и Н2, в охлаждающей установке; активирования катализатора изомеризации при использовании по меньшей мере части потока, обогащенного HCl и Н2, для получения катализатора изомеризации, промотированного хлоридом, при этом по крайней мере часть потока, обогащенного HCl и Н2, направляют непосредственно на рецикл от разделения пара сухого газа для активирования катализатора изомеризации; и введения в контакт потока парафинового подаваемого исходного сырья с катализатором изомеризации, промотированным хлоридом, в присутствии водорода для изомеризации парафинов. Использование предлагаемого изобретения позволяет уменьшить потребление хлоридного промотора и/или едкой щелочи. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх