Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации


 


Владельцы патента RU 2496550:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный исследовательский Томский политехнический университет" (RU)

Изобретение относится к области промысловой подготовки нефти. Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации, включающий закачку реагента-деэмульгатора в трубопровод, подачу на вход первого сепаратора воды, нагретой до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой, процесс сепарации газожидкостной смеси в блоке последовательно соединенных сепараторов в присутствии реагента-деэмульгатора и воды, при этом давление на входе блока сепараторов поддерживают от 0,25 до 0,4 МПа, а давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа, транспортирование разделенных нефти, газа и воды, при этом на входы всех последовательно соединенных сепараторов параллельно одновременно подают воду, нагретую до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой и воду, охлажденную от 5 до 10°С, при этом температуру газожидкостной смеси на входе в первый сепаратор поддерживают от 10 до 15°С, а температуру от сепаратора к сепаратору повышают от 5 до 10°С. Технический результат: снижение потерь товарной нефти при ее предварительной подготовке на промыслах при многоступенчатой сепарации за счет уменьшения испарения и уноса в газовый поток жидких (при нормальных условиях) углеводородов с 5-ю и 6-ю атомами углерода (и выше). 1 ил., 6 табл.

 

Изобретение относится к области промысловой подготовки нефти, в частности к процессам первичного обезвоживания и дегазирования нефти.

Известен способ разделения текучей среды, в частности, нефти, газа и воды при добычи такой текучей среды из месторождений (RU 2349749 С2, МПК E21B 43/34 (2006.01), опубл. 27.06.2006), в котором текучую среду транспортируют по трубопроводу к сепаратору для гравитационного разделения, а выше по потоку от сепаратора ее подвергают воздействию сдвиговых усилий для дробления потока на капли мелкого размера специальным устройством с добавлением воды, после которого в текучую среду добавляют деэмульгатор для предотвращения повторного инвертирования фаз, при этом разделенные компоненты отводят из сепаратора раздельно через отводящие трубопроводы.

Этот способ не учитывает температуру разделяемой текучей среды, которая входит в уравнения фазового равновесия, описывающие процесс разделения жидкой и газовой фаз. Поэтому при низких значениях температуры эффективность этого способа снижается.

Известен способ сбора и подготовки продукции нефтяных и газовых скважин (RU 2193910 C1, МПК7 B01D 19/00, опубл. 10.12.2002), включающий многоступенчатое разгазирование газонефтяной смеси с компримированием отсепарированного газа, дросселированием газа из газовой скважины и ввода его через теплообменник в трубопровод сбора продукции нефтяных скважин перед входом в сепаратор первой ступени, при этом в трубопроводе создают пробково-эмульсионный или пленочно-диспергированный режим течения газонефтяной смеси.

Известен способ подготовки нефти (RU 2074953 C1, МПК6 E21B 43/00 опубл. 10.03 1997), включающий многоступенчатую сепарацию, при которой в поступающую на последних ступенях сепарации нефть подают выделенный на первой ступени сепарации газ, а перед отправкой на товарную обработку в нее подают выделенный в результате общей сепарации газ, причем осуществляют газирование микроскопическими пузырьками размером 0,1-0,2 мм в количестве 1-1,5% от объема поступающей жидкости.

Эти способы требуют специального устройства для газирования нефти и недостаточно учитывают температуру, при которой производится разделение фаз, что также приводит к снижению эффективности способов при понижении температуры окружающей среды, особенно при ее отрицательных значениях.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ предварительной подготовки нефти на промыслах (RU 2283680 С1, МПК B01D 19/00 (2006.01), опубл. 20.09.2006), включающий закачку реагента-деэмульгатора в трубопровод, подачу на вход первого сепаратора воды, нагретой до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой, процесс сепарации газожидкостной смеси в блоке последовательно соединенных сепараторов в присутствии реагента-деэмульгатора и воды, при этом давление на входе блока сепараторов поддерживают от 0,25 до 0,4 МПа, а давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа, транспортирование разделенных нефти, газа и воды.

Данный способ за счет ввода нагретой воды непосредственно в газожидкостную смесь на входе блока сепараторов способствует повышению качества разделяющихся фаз: нефти, газа и воды, при этом давление в сепараторе поддерживается на некотором оптимальном уровне для данной категории нефти (легкая, тяжелая). Критериями эффективности этого способа являются минимальное остаточное содержание воды в нефти и минимальный расход реагента-деэмульгатора, которые обеспечиваются поддержкой давления в сепараторе для данной категории нефти (легкая, тяжелая) на некотором оптимальном уровне.

Недостатком этого способа является отсутствие в нем учета испарения части жидких углеводородов в газовую фазу, которые вместе с выделенным газом подаются на факел и являются фактической потерей товарной нефти.

Известно, что этот процесс (испарение углеводородов) ускоряется при повышении температуры, которое будет иметь место при подаче нагретой до 100°С воды в разделяемую газожидкостную смесь согласно данному способу. В эти потери попадают в основном углеводороды с 5-ю и 6-ю атомами углерода (бензиновые фракции) и выше, имеющие температуры кипения (при нормальных условиях) +27,9°С (изопентан), +36,1°С (н-пентан), +49,7°С (неогексан), +68,7°С (н-гексан) и т.д. По разным оценкам их массовая доля в отсепарированном газе может составлять (от массы добытой нефти): 1,45% (статья А. Лукин «Сжигаем деньги на факелах», EnergyLand.info. - Интернет-портал сообщества ТЭК, URL: http://www.energyland.info/analitic-show-56947 (дата обращения 02.02.2012)), 0,57% (статья В.З. Ямпольский и др. «Перспективы оптимизации установок подготовки нефти на примере компании ТНК-ВР», журнал «Нефтегазовые технологии» №8, 2009. - с.2-4, URL: http://ad.cctpu.edu.ru/2009/08_09.pdf (дата обращения 02.02 2012)). Таким образом, в денежном выражении убыток от потери товарной нефти при применении указанного способа-прототипа может превысить экономию от снижения расхода реагента-деэмульгатора. В частности, сумма приведенной в описании способа экономии составляет 240 тыс.руб. на 100 тыс.м3 нефти (RU №2283680 МПК B01D 19/00, с.6, стр.28-31). Потери от испарения жидких углеводородов в газовый поток даже в размере даже 0,5% от того же объема нефти составят примерно 567 тыс. рублей (при себестоимости добычи нефти $12 за баррель с учетом 50% обводненности и при курсе $1=30 руб.).

Задачей изобретения является снижение испарения жидких (при нормальных условиях) углеводородов с 5-ю и 6-ю атомами углерода (и выше) при многоступенчатой сепарации нефтегазовой смеси с подачей нагретой воды в разделяемую газожидкостную смесь.

Поставленная задача достигается тем, что способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации, включает также, как и в прототипе, закачку реагента-деэмульгатора в трубопровод, подачу на вход первого сепаратора воды, нагретой до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой, процесс сепарации газожидкостной смеси в блоке последовательно соединенных сепараторов в присутствии реагента-деэмульгатора и воды, при этом давление на входе блока сепараторов поддерживают от 0,25 до 0,4 МПа, а давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа, транспортирование разделенных нефти, газа и воды.

Согласно изобретению на входы всех последовательно соединенных сепараторов параллельно одновременно подают воду, нагретую до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой и воду, охлажденную от 5 до 10°С, при этом температуру газожидкостной смеси на входе в первый сепаратор поддерживают от 10 до 15°С, а температуру от сепаратора к сепаратору повышают от 5 до 10°С.

Известно, что наилучшее разделение нефти и воды в гравитационных сепараторах достигается, если входной поток представляет собой непрерывную водяную фазу с содержанием воды 70-80% (RU №2349749 МПК E21B 43/34, с.5, стр.25-44, с.6, стр.26-32). При прохождении газожидкостной смеси через ряд последовательно соединенных сепараторов она разделяется в каждом сепараторе на 3 потока (нефть, газ и воду), которые отводятся по раздельным трубопроводам, а на вход каждого последующего сепаратора подается поток с нефтяного выхода предыдущего сепаратора. При этом содержание воды во входном потоке каждого следующего сепаратора становится меньше оптимального значения (70-80%), что снижает качество разделения смеси на нефть и воду. Температура входного потока каждого следующего сепаратора становится меньше за счет потери энергии на испарение смеси в предыдущем сепараторе, что снижает качество разделения на жидкость и газ. Поэтому каждый следующий сепаратор при таком последовательном соединении работает менее эффективно, чем предыдущий. Чтобы снизить этот негативный эффект в способе-прототипе воду, подаваемую на вход первого сепаратора (из четырех последовательно соединенных), нагревают до максимально возможного значения 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой. Но это приводит к чрезмерному перегреву смеси в первом сепараторе и испарению большого количества углеводородов, которые при нормальных условиях являются жидкостью, что является фактически потерями товарной нефти, поскольку эти углеводороды в газовом потоке подаются на факельную установку.

При параллельной одновременной подаче в каждый сепаратор воды, нагретой до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой, и воды, охлажденной от 5 до 10°С, температуру всей газожидкостной смеси в каждом сепараторе можно поддерживать на любом значении в указанном диапазоне путем регулировки расходов нагретой и охлажденной воды. Например, снизить ее в первом сепараторе, чтобы уменьшить испарение и унос в газовый поток жидких углеводородов, и повысить во втором и последующих сепараторах, чтобы повысить их эффективность. Вода, охлажденная от 5 до 10°С, может быть получена, например, за счет компримирования и дросселирования отсепарированного газа. Конкретные значения температур газожидкостной смеси в каждом сепараторе экспериментальным или расчетным путем выбирают так, чтобы уменьшить испарение и унос в газовый поток жидких (при нормальных условиях) углеводородов с 5-ю и 6-ю атомами углерода (и выше) и при этом как в способе-прототипе сохранить низкое содержание воды в нефти после первичной сепарации и низкий расход реагента-деэмульгатора.

Особенно это свойство предлагаемого способа играет важную роль при компенсации сезонных колебаний температуры поступающей на подготовку нефтегазовой смеси, когда ее темпе ратура может меняться от +5°С зимой до +35°С летом (RU 2 283680 С1, МПК B01D 19/00 (2006.01), опубл. 20.09.2006, с.6., стр.26-27). В предлагаемом способе эти сезонные колебания температуры нефтегазовой смеси легко компенсируются изменением расходов нагретой и охлажденной воды, позволяя поддерживать заданные постоянные температуры внутри сепараторов круглогодично и экономить унос жидких углеводородов в газовый поток.

Экономия уноса углеводородов C5+высшие (углеводороды с 5-ю, 6-ю и более атомами углерода) определяется как разность суммы концентраций этих углеводородов на выходе по газу каждого сепаратора по способу-прототипу (с одинаковым значением температуры в каждом сепараторе, равным максимальной температуре в предлагаемом способе) и по предлагаемому способу (с разными значениями температуры в каждом сепараторе), взятая в процентах.

Таким образом, достигается технический результат, который заключается в снижении потерь товарной нефти при ее предварительной подготовке на промыслах при многоступенчатой сепарации за счет уменьшения испарения и уноса в газовый поток жидких (при нормальных условиях) углеводородов с 5-ю и 6-ю атомами углерода (и выше).

На фиг.1 представлена схема реализации способа предварительной подготовки нефти на промысле при многоступенчатой сепарации.

В таблице 1 показан компонентный состав пластовой нефти Самотлорского месторождения (пласт АВ1, молярная масса 125 г/моль) и газа после многоступенчатой сепарации (давление на входе 0,25 МПа).

В таблице 2 показан компонентный состав пластовой нефти Самотлорского месторождения (пласт АВ1, молярная масса 125 г/моль) и газа после многоступенчатой сепарации (давление на входе 0,4 МПа).

В таблице 3 показан компонентный состав пластовой нефти Самотлорского месторождения (пласт АВ4-5, молярная масса 156 г/моль) и газа после многоступенчатой сепарации (давление на входе 0,25 МПа).

В таблице 4 показан компонентный состав пластовой нефти Самотлорского месторождения (пласт АВ4-5, молярная масса 156 г/моль) и газа после многоступенчатой сепарации (давление на входе 0,4 МПа).

В таблице 5 показана экономия уноса углеводородов C5+высшие в газовый поток при многоступенчатой сепарации пластовой нефти Самотлорского месторождения (пласт АВ1, молярная масса 125 г/моль) при разных значениях температур и давлений.

В таблице 6 показана экономия уноса углеводородов C5+высшие в газовый поток при многоступенчатой сепарации пластовой нефти Самотлорского месторождения (пласт АВ4-5, молярная масса 156 г/моль) при разных значениях температур и давлений.

Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации может быть осуществлен с помощью следующей схемы. Она содержит блок сепараторов 1 (БС), состоящий из N последовательно соединенных сепараторов 2, 3, и 4 (на схеме показано три), каждый из которых снабжен комплектом датчиков давления и температуры (на схеме не показаны). Вход первого сепаратора 2 соединен через задвижку 5 с источником нефтегазовой смеси (например, нефтесборным коллектором, на схеме не показан) и через задвижку 6 - с дозатором реагента-деэмульгатора 7 (Д). Вход сепаратора 2 через индивидуальную задвижку 8 и общие задвижки 11 и 12 соединен с источником охлажденной воды (на схеме не показан), а через индивидуальную задвижку 13 и общую задвижку 16 соединен с выходом трубного теплообменника 17 (ТТ) при факельной установке 18 (ФУ). Вход сепаратора 3 через индивидуальную задвижку 9 и общие задвижки 11 и 12 соединен с источником охлажденной воды, а через индивидуальную задвижку 14 и общую задвижку 16 соединен с выходом трубного теплообменника 17 (ТТ) при факельной установке 18 (ФУ). Вход сепаратора 4 через индивидуальную задвижку 10 и общие задвижки 11 и 12 соединен с источником охлажденной воды, а через индивидуальную задвижку 15 и общую задвижку 16 соединен с выходом трубного теплообменника 17 (ТТ) при факельной установке 18 (ФУ).

Вход по воде трубного теплообменника 17 (ТТ) соединен через задвижки 19 и 12 с источником охлажденной воды (на схеме не показан), а вход по тепловой энергии - с выходом факельной установки 18 (ФУ). Трубный теплообменник 17(ТТ) выполнен из термостойких труб, расположенных в зоне термического воздействия факельной установки 18 (ФУ). Выходы по газу каждого сепаратора 2, 3, и 4 соединены через общий трубопровод и задвижку 20 с факельной установкой 18 (ФУ) и через задвижку 21 - с газопроводом для транспортировки и дальнейшего использования газа. Выходы по воде подтоварной каждого сепаратора 2, 3, и 4 соединены через общий трубопровод и задвижку 22 с трубопроводом для транспортировки и дальнейшего использования воды. Выход по нефти первого сепаратора 2 соединен через задвижку 23 со входом второго сепаратора 3, выход по нефти которого через задвижку 24 соединен со входом следующего сепаратора 4 (на схеме показано три сепаратора, но их количество может быть увеличено при аналогичной схеме соединения). Выход по нефти последнего сепаратора 4 блока сепараторов 1 (БС) через задвижку 25 соединен с нефтепроводом для транспортировки и дальнейшего использования подготовленной нефти.

Схема работает следующим образом. Нефтегазовую смесь от нефтедобывающих скважин и нефтесборный коллектор (на схеме не показаны) через задвижку 5 подают на вход первого сепаратора 2 блока сепараторов 1 (БС) при этом дозатором 7 (Д) через задвижку 6 в нее вводят реагент-деэмульгатор. Воду, охлажденную от 5 до 10°С подают через задвижки 12 и 11 в трубопровод для параллельной одновременной подачи во все сепараторы 2, 3, и 4 через индивидуальные задвижки 8, 9 и 10. Вода, охлажденная от 5 до 10°С, может быть получена с помощью теплообменника (на схеме не показан), например, за счет компримирования и дросселирования отсепарированного газа (RU 2193910 Cl, МПК7 B01D 19/00, опубл. 10.12.2002).

Эта же воду для нагрева подают через задвижки 12 и 19 в трубный теплообменник 17 (ТТ) при факельной установке 18 (ФУ). Общий расход воды с помощью задвижки 12 поддерживают на определенном расчетом или экспериментом значении исходя из того факта, что наилучшее разделение нефти и воды в гравитационных сепараторах достигается, если входной поток представляет собой непрерывную водяную фазу с содержанием воды 70-80% (RU 2349749 С2, МПК Е21В 43/34 (2006.01), опубл. 27.06.2006, с.6, стр.28). В холодный (зимний) период, когда температура нефтегазовой смеси понижается до 5°С ее нагревают путем смешивания с водой, нагретой энергией факельной установки 18 (ФУ). Нагретую воду с выхода трубного теплообменника 17 (ТТ) через общую задвижку 16 и индивидуальные задвижки 13, 14 и 15 подают на входы сепараторов 2, 3, и 4 (соответственно). Расход нагретой воды поддерживают таким образом, чтобы температура смеси, которую регистрируют датчиками температуры, входящими в комплекты датчиков каждого сепаратора 2, 3 и 4 соответствовала заданным значениям (определяют расчетным или экспериментальным путем). В жаркий (летний) период, когда температура нефтегазовой смеси повышается до 35°С, нагретую воду заменяют водой, охлажденной от 5 до 10°С, которую через общую задвижку 11 и индивидуальные задвижки 8, 9 и 10 подают на входы сепараторов 2, 3 и 4 (соответственно). Во все промежуточные сезонные периоды соотношение между количеством охлажденной и нагретой воды задают с помощью задвижек 11 и 16 и определяют по соответствию показаний комплектов датчиков температуры в каждом сепараторе 2, 3 и 4 требуемым значениям температуры для разных компонентных составов нефтегазовой смеси (определяется экспериментальным или расчетным путем). Воду подтоварную после разделения с нефтью из каждого сепаратора через задвижку 22 подают в трубопровод (на схеме не показан) для транспортировки и дальнейшего использования. Нефтяной газ, выделяемый в каждом сепараторе подается через общий трубопровод частично через задвижку 20 на факельную установку 18 (ФУ) с трубным теплообменником 17 (ТТ) и частично через задвижку 21 на газопровод (на схеме не показан) для транспортировки и дальнейшего использования. Давление в каждом сепараторе 2, 3 и 4 блока сепараторов 1 поддерживают с помощью задвижек 23 и 24 также, как и в способе-прототипе таким образом, чтобы оно обеспечивало минимальное отрицательное воздействие на добывающие скважины и уменьшалось от сепаратора к сепаратору на 0,01 Мпа. Таким образом, меняя расход воды через индивидуальные задвижки 8-10 и 13-15, можно круглогодично поддерживать заданные температуры газожидкостной смеси в каждом сепараторе независимо от температуры поступающей нефтегазовой смеси и снижать потери товарной нефти за счет уменьшения испарения и уноса в газовый поток жидких углеводородов.

Технологическая эффективность способа оценена следующим образом. На основе уравнений фазового равновесия с использованием констант равновесия по методике, утвержденной СибНИИНП (СТО 51.00021-84) составлена программа расчета на ЭВМ процесса многоступенчатой сепарации нефти. В качестве примера приведены результаты расчета по Самотлорскому месторождению для более легкой (таблицы 1, 2) и более тяжелой нефти (таблица 3, 4) с разными давлениями на входе в блок сепараторов, указанными в способе-прототипе (0,25 МПа и 0,4 МПа). Расчеты проводились по способу-прототипу (примеры 1, 3, 5, 7) и по предлагаемому способу (примеры 2, 4, 6, 8). По способу-прототипу температура нефтегазовой смеси задавалась 30°С на входах всех трех сепараторов (количество сепараторов можно увеличить до 4-х, как в способе-прототипе, но из расчетов видно, что основная экономия достигается в первых двух сепараторах, а последующие сепараторы оказывают незначительное влияние на процесс сепарации). По предлагаемому способу температура на входе первого, второго и третьего сепараторов задавалась 10, 20 и 30°С (соответственно), поддерживать которые позволяет предлагаемый способ за счет регулировки расходов охлажденной и нагретой воды, подаваемых в каждый сепаратор. Давление в расчетах по предлагаемому способу задавалось также как и по способу-прототипу. Как видно из таблиц 1-4, унос в газовый поток углеводородов C5+высш (строка 11 таблиц) снижается существенно в первом и втором сепараторах, что составляет около 40 и 20% соответственно (строка 13 таблиц). В 7-ми случаях из 8-ми зафиксировано незначительное повышение уноса и в третьем сепараторе, которое не оказывает заметного влияния на общую экономию.

В таблицах 5 и 6 приведены результаты аналогичных расчетов экономии уноса в газовый поток C5+высш Для других значений температур на входах сепараторов. При этом температура в первом сепараторе задавалась от 10 до 15°С, а температуру от сепаратора к сепаратору повышали от 5 до 10°С. Как видно из таблиц, при некоторых значениях температур на третьей ступени сепарации наблюдается отрицательная экономия (унос углеводородов C5+высш возрастает), но она вполне компенсируется положительной экономией уноса на второй ступени сепарации, а значительная экономия уноса на первой ступени сепарации дает в целом положительный эффект предлагаемого способа во всех рассмотренных случаях.

Таким образом, заявленные условия предварительной подготовки нефти на промыслах в рассмотренном примере позволяют уменьшить содержание в газовом потоке на выходе сепараторов жидких (при нормальных условиях) углеводородов с 5-ю и 6-ю атомами углерода (и выше) на 20-60%.

Таблица 1
Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации
Пример 1 (по прототипу) Пример 2 (по предлагаемому способу)
Пластовая нефть, моль.% Газ после многоступенчатой сепарации, мас.% Газ после многоступенчатой сепарации, мас.%
1 ступень 2 ступень 3 ступень 1 ступень 2 ступень 3 ступень
0,25 МПа, T=30°С 0,24 МПа, T=30°С 0,23 МПа, T=30°С 0,25 МПа, T=10°С 0,24 МПа, T=20°С 0,23 МПа, Т=30°С
1 2 3 4 5 7 8 9
1 Двуокись углерода 0,09 0,36 0,65 0,67 0,41 0,58 0,59
2 Азот 0,45 1,18 0,00 0,00 1,36 0,00 0,00
3 Метан 33,72 50,19 49,70 48,36 57.81 49,71 40,24
4 Этан 1,68 4,37 4,54 4,66 4,91 5,10 5,07
5 Пропан 4,79 15,18 15,59 16,01 15,16 17,81 20,17
6 Изобутан 1,69 4,35 4,47 4,59 3,19 4,21 5,34
7 Н-бутан 4,40 13,45 13,84 14,21 10,73 13,94 17,39
8 Изопентан 1,89 2,69 2,77 2,84 1,53 2,13 2,83
9 Н-пентан 2,66 4,64 4,77 4,90 2,81 3,84 5,03
10 C6+высшие 48,63 3,59 3,67 3,76 2,09 2,68 3,34
11 В том числе C5+высшие 10,92 11,21 11,50 6,43 8,65 11,20
12 Газовый фактор, м3 92,097 0,054 0,069 86,01 0,17 0,21
13 Экономия уноса C5+высшие, % 41,12 22,84 2,61
Таблица 2
Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации
Пример 3 (по прототипу) Пример 4 (по предлагаемому способу)
Пластовая нефть, моль, % Газ после многоступенчатой сепарации, мас.% Газ после многоступенчатой сепарации, мас.%
1 ступень 2 ступень 3 ступень 1 ступень 2 ступень 3 ступень
0,4 МПа, T=30°С 0,39 МПа, T=30°С 0,38 МПа, T=30°С 0,4 МПа, Т=10°C 0,39 МПа, T=20°С 0,38 МПа, T=30°С
1 2 3 4 5 7 8 9
1 Двуокись углерода 0,09 0,39 0,43 0,44 0,44 0,39 0,40
2 Азот 0,45 1,32 2,33 2,43 1,51 1,78 1,76
3 Метан 33,72 55,93 54,44 53,61 63,83 56,19 48,19
4 Этан 1,68 4,65 4,67 4,76 5,10 5,30 5,41
5 Пропан 4,79 14,64 14,80 15,05 13,72 16,08 18,40
6 Изобутан 1,69 3,58 3,63 3,69 2,42 3,19 4,08
7 Н-бутан 4,40 11,57 11,72 11,91 8,46 10,99 13,82
8 Изопентан 1,89 1,97 1,99 2,02 1,08 1,50 2,01
9 Н-пентан 2,66 3,47 3,50 3,56 2,00 2,72 3,60
10 C6+высшие 48,63 2,48 2,49 2,53 1,44 1,86 2,33
11 В том числе C5+высшие 7,92 7,98 8,11 4,52 6,08 7,94
12 Газовый фактор, м3 86,48 0,081 0,065 81,16 0,256 0,26
13 Экономия уноса C5+высшие, % 42,93 23,81 2,10
Таблица 3
Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации
Пример 5 (по прототипу) Пример 6 (по предлагаемому способу)
Пластовая нефть, моль.% Газ после многоступенчатой сепарации, мас.% Газ после многоступенчатой сепарации, мас.%
1 ступень 2 ступень 3 ступень 1 ступень 2 ступень 3 ступень
0,25 МПа, T=30°С 0,24 МПа, T=30°С 0,23 МПа, T=30°С 0,25 МПа, T=10°С 0,24 МПа, T=20°С 0,23 МПа, Т=30°С
1 2 3 4 5 7 8 9
1 Двуокись углерода 0,47 2,70 2,41 2,48 2,90 2,88 3,11
2 Азот 0,08 0,31 0,00 0,00 0,34 0,00 0,00
3 Метан 32,73 72,17 71,95 71,04 78,39 73,28 66,60
4 Этан 0,55 2,07 2,09 2,16 2,18 2,33 2,52
5 Пропан 1,2 5,18 5,36 5,54 4,82 5,89 7,03
6 Изобутан 1,26 3,99 4,14 4,28 2,73 3,76 5,01
7 Н-бутан 1,33 5,16 5,37 5,54 3,81 5,16 6,75
8 Изопентан 1,45 2,34 2,42 2,50 1,29 1,87 2,60
9 Н-пентан 0,9 1,81 1,87 1,93 1,05 1,50 2,06
10 C6+высшие 60,03 4,27 4,39 4,53 2,49 3,33 4,32
11 В том числе C5+высшие 8,42 8,68 8,96 4,83 6,70 8,98
12 Газовый фактор, м3 57,96 0,039 0,05 56,224 0,110 0,116
13 Экономия уноса C5+высшие, % 42,64 22,81 -0,22
Таблица 4
Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации
Пример 7 (по прототипу) Пример 8 (по предлагаемому способу)
Пластовая нефть, моль, % Газ после многоступенчатой сепарации, мас.% Газ после многоступенчатой сепарации, мас.%
1 ступень 2 ступень 3 ступень 1 ступень 2 ступень 3 ступень
0,4 МПа, T=30°С 0,39 МПа, T=30°С 0,38 МПа, T=30°С 0,4 МПа, T=10°С 0,39 МПа, T=20°С 0,38 МПа, T=30°С
1 2 3 4 5 7 8 9
1 Двуокись углерода 0,47 0,39 0,43 0,44 0,44 0,39 0,40
2 Азот 0,08 1,32 2,33 2,43 1,51 1,78 1,76
3 Метан 32,73 55,93 54,44 53,61 63,83 56,19 48,19
4 Этан 0,55 4,65 4,67 4,76 5,10 5,30 5,41
5 Пропан 1,2 14,64 14,80 15,05 13,72 16,08 18,40
6 Изобутан 1,26 3,58 3,63 3,69 2,42 3,19 4,08
7 Н-бутан 1,33 11,57 11,72 11,91 8,46 10,99 13,82
8 Изопентан 1,45 1,97 1,99 2,02 1,08 1,50 2,01
9 Н-пентан 0,9 3,47 3,50 3,56 2,00 2,72 3,60
10 C6+высшие 60,03 2,48 2,49 2,53 1,44 1,86 2,33
11 В том числе C5+высшие 7,92 7,98 8,11 4,52 6,08 7,94
12 Газовый фактор, м3 86,48 0,081 0,065 81,16 0,256 0,26
Экономия уноса С5+высшие, % 43,92 24,17 0,32
Таблица 5
Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации
Экономия уноса, %
Температура на входе в первый сепаратор, °С Повышение температуры от сепаратора к сепаратору, °С Давление на входе 0,25 Мпа, давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа Давление на входе 0,4 МПа, давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа
1 ступень 2 ступень 3 ступень 1 ступень 2 ступень 3 ступень
1 2 3 4 5 7 8 9
1 10 10 41,12 22,84 2,61 42,93 23,81 2,10
2 10 5 41,12 32,20 22,87 42,93 33,58 24,04
3 10 7,5 41,12 27,56 13,04 42,93 28,82 13,44
4 15 10 31,87 12,04 -9,48 33,71 12,66 -10,60
5 15 5 31,87 22,12 12,09 33,71 23,43 12,82
6 15 7,5 31,87 17,13 1,57 33,71 18,05 1,48
7 12,5 10 36,54 17,40 -3,30 33,38 18,42 -4,07
8 12,5 5 36,54 27,21 17,74 33,38 28,57 18,50
9 12,5 7,5 36,54 22,48 7,39 33,38 23,68 7,52
Таблица 6
Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации
Экономия уноса, %
Температура на входе в первый сепаратор, °С Повышение температуры от сепаратора к сепаратору, °С Давление на входе 0,25 Мпа, давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа Давление на входе 0,4 МПа, давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа
1 ступень 2 ступень 3 ступень 1 ступень 2 ступень 3 ступень
1 2 3 4 5 7 8 9
1 10 10 42,64 22,81 -0,22 43,92 24,17 0,32
2 10 5 42,64 33,29 22,99 43,92 34,60 24,35
3 10 7,5 42,64 28,11 11,72 43,92 29,64 12,99
4 15 10 33,37 11,98 -13,06 34,63 12,58 -13,74
5 15 5 33,37 23,04 11,94 34,63 24,17 12,82
6 15 7,5 33,37 17,63 -0,11 34,63 18,54 0,16
7 12,5 10 38,24 17,51 -6,47 39,36 18,54 -6,33
8 12,5 5 38,24 28,23 17,52 39,36 29,64 18,67
9 12,5 7,5 38,24 23,04 6,03 39,36 24,17 6,82

Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации, включающий закачку реагента-деэмульгатора в трубопровод, подачу на вход первого сепаратора воды, нагретой до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой, процесс сепарации газожидкостной смеси в блоке последовательно соединенных сепараторов в присутствии реагента-деэмульгатора и воды, при этом давление на входе блока сепараторов поддерживают от 0,25 до 0,4 МПа, а давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа, транспортирование разделенных нефти, газа и воды, отличающийся тем, что на входы всех последовательно соединенных сепараторов параллельно одновременно подают воду, нагретую до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой, и воду, охлажденную от 5 до 10°С, при этом температуру газожидкостной смеси на входе в первый сепаратор поддерживают от 10 до 15°С, а температуру от сепаратора к сепаратору повышают от 5 до 10°С.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области энергетики и машиностроения. Устройство для дегазации, включающее вакуумный резервуар (1), содержащий подающий патрубок (19) для подачи газосодержащего вещества и отводящий патрубок (15) для отвода дегазированного вещества, и распределитель (10) потока газосодержащего вещества, расположенный в вакуумном резервуаре (1), дополнительно содержит приемный резервуар (2), установленный под вакуумным резервуаром (1); питающий клапан (9), установленный в подающем патрубке (19); перепускной клапан (3), установленный между вакуумным резервуаром (1) и приемным резервуаром (2) и сообщающийся с ними, причем вакуумный резервуар (1) выполнен с возможностью его вакуумирования и наддува через ниппель (5), расположенный в верхней части вакуумного резервуара (1); отводящий патрубок (15) расположен в нижней части премного резервуара (2); распределитель (10) потока газосодержащего вещества выполнен в виде плоского диска (10), выполненного с возможностью вращения посредством электропривода, и расположен в верхней части вакуумного резервуара (1), а вакуумный и приемный резервуары каждый снабжены определительными средствами для определения уровня дегазируемого вещества в соответствующем резервуаре.

Изобретение относится к области газовой промышленности. Способ промысловой подготовки продукции газоконденсатных залежей включает первичную сепарацию пластовой смеси, охлаждение газа, его низкотемпературную сепарацию, подачу газового конденсата в колонну деэтанизации, после чего деэтанизированный газовый конденсат охлаждают на первой ступени нестабильным газовым конденсатом первичной сепарации, а затем на второй ступени его охлаждают до отрицательной температуры нестабильным газовым конденсатом низкотемпературной сепарации.

Изобретение относится к области теплоэнергетики и может быть использовано в малогабаритных отопительных и блочно-модульных котельных для удаления коррозионно-активных газов из питательной воды для паровых и водогрейных котлов, а также подпиточной воды для тепловых сетей.

Изобретение относится к способу и установке для получения аммиака из смеси аммиак, H2S и/или CO2-содержащего кислого газа и легкокипящих водорастворимых органических компонентов.

Изобретение относится к области добычи природного газа и подготовке газа и газового конденсата к дальнему транспорту. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при промысловой подготовке сырой нефти. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разделении нефтяной эмульсии на объектах нефтедобычи, транспортировки и подготовки нефти.

Изобретение относится к аппаратам для проведения тепломассообменных процессов, в частности для процессов теплообмена в системе газ-жидкость при подготовке газового конденсата и нефти.

Изобретение относится к области газовой промышленности и может быть использовано при промысловой подготовке продукции газоконденсатных залежей. Способ промысловой подготовки продукции газоконденсатных залежей, включающий первичную сепарацию пластовой смеси, охлаждение газа, его низкотемпературную сепарацию, отделение от нестабильного газового конденсата первичной сепарации и низкотемпературной сепарации водометанольного раствора и газов, нагрев газового конденсата первичной сепарации и подачу его на питание в колонну деэтанизации и нагрев газового конденсата низкотемпературной сепарации и подачу его на орошение в колонну деэтанизации, отличается тем, что газы деэтанизации из колонны деэтанизации компримируют, нагревают и подают в поток пластовой смеси, в который подают также ингибиторы парафиноотложения, при этом в поток пластовой смеси также подают после компримирования и нагрева газ из газового конденсата первичной сепарации, полученный после его дегазации, а также газы деэтанизации, отделенные от нестабильного газового конденсата, полученного после разделения газового конденсата низкотемпературной сепарации. Описана установка для осуществления способа. Техническим результатом группы изобретений является снижение интенсивности процессов отложения парафинов и снижение расхода ингибиторов парафиноотложения. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке и транспорте нефти и газа и использовании попутного нефтяного газа. Обеспечивает возможность рационального использования газа и сокращение затрат на его транспортировку. Сущность изобретения: способ включает разделение продукции скважин на воду, нефть и газ, смешение нефти и газа и их совместную транспортировку. Согласно изобретению продукцию скважин подают в путевые подогреватели для ее нагрева до температуры 30-45°C. Затем эту продукцию разделяют. После разделения продукции скважин часть газа подают в трубопровод транспортировки нефти в условиях, исключающих принудительное смешение с нефтью, и транспортируют совместно с нефтью до нового потребителя газа. При этом из отделившегося и свободного газа отделяют газовый конденсат при давлении 0,03-0,20 МПа, а в путевых подогревателях используют часть этого газа в качестве топливного газа. Перед каждым новым потребителем эти операции повторяют. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к устройству для обеднения вод газами и включает в себя: систему труб, имеющую одну разведочную трубу для приема газосодержащего флюида, одну нагнетательную трубу для обратного отвода флюида, обедненного газами, и, по меньшей мере, две газовые ловушки, которые расположены в устройстве таким образом, что в газовой ловушке можно создавать выбираемое давление, при этом газовая ловушка функционально связана как с разведочной трубой, так и с нагнетательной трубой таким образом, что флюид из разведочной трубы может направляться через газовую ловушку в нагнетательную трубу, а газовая ловушка выполнена с возможностью соединения с устройством для приема газа. При этом газовые ловушки расположены на определенном расстоянии вертикально друг над другом и относительно обедняемого флюидного месторождения и соединены друг с другом функционально таким образом, что поднимающийся флюид из разведочной трубы попадает в первую газовую ловушку, которая находится на первом уровне давления, при котором выделяется первый газ или газовая смесь, затем обедненный флюид попадает во вторую газовую ловушку на опять же заданном уровне давления, в котором выделяется второй газ/газовая смесь, при этом первое давление и второе давление различаются между собой и отдельные газовые ловушки соответственно могут функционально соединяться с одним или несколькими устройствами приема газа, или одна или несколько групп газовых ловушек могут быть соединены с общим устройством приема газа, а также соответствующие способы и варианты использования. Технический результат заключается в повышении эффективности отделения газа от флюида. 5 н. и 15 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к способу непрерывного термического разделении смесей материалов, в частности растворов, суспензий и эмульсий, в котором непрерывную обработку смесей материалов разделяют на основное испарение и дегазацию, причем основное испарение и дегазацию осуществляют в отдельных смесительных машинах. Основное испарение осуществляют в испарителе-смесительной машине, а дегазацию осуществляют в дегазационной смесительной машине, причем обе смесительные машины включают рабочую и газовую камеры непрерывного действия. Способ заключается в том, что полимерный раствор, сгущенный в испарителе-смесительной машине, непрерывно выводят через выход и подают в дегазационную смесительную машину. В ходе дегазации в дегазационной смесительной машине температуру полимерного раствора поддерживают ниже температуры, которая может вызывать разрушение полимерного раствора. При этом температуру регулируют добавлением легко испаряющихся или газообразных добавок, которые не растворяются в полимерном растворе, в одном или нескольких местах дегазационной смесительной машины. Достигаемый технический результат заключается в повышении эффективности дегазации растворов полимеров. 23 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей и нефтяной промышленности. На сепарационной установке размещено устройство для ввода газожидкостной смеси, выполненное в виде вертикального цилиндрического колпака, снабженное патрубком с тангенциальным вводом газожидкостной смеси и трубопроводом, подводящим отделенный газ в низ газосепаратора. Газосепаратор встроен в сепарационной установке с выступающей верхней и погруженной нижней частью и состоит из двух коаксиально расположенных труб, внутренняя из которых, являющаяся парубком выхода газа, размещена на определенном расстоянии от плоского днища газосепаратора. Сливной патрубок отделенной жидкости выполнен в виде гидрозатвора и соединен трубопроводом отвода жидкости с камерой, образованной между поверхностями корпуса и наружной коаксиальной трубы, в верхней части наружной коаксиальной трубы закреплено соосно корпусу щелеообразное закручивающее устройство, выполненное в виде пропила с прогибом, с равномерным загибом внутрь трубопровода. Технический результат - повышение степени разделения газокапельной жидкости за счет упрощения конструкции аппарата и завихрителя потока. 1 ил.

Изобретение касается устройства для текучих сред для дегазации текучих сред, в частности смол. Устройство имеет элемент 12 подвода текучей среды для подвода текучей среды и элемент 310 отвода текучей среды для отвода текучей среды. Между элементом 12 подвода текучей среды и элементом 310 отвода текучей среды предусмотрен по меньшей мере один структурный элемент 100, 180 для разрушения пузырей в текучей среде при протекании сквозь структурный элемент 100, 180. Дополнительно или альтернативно этому может быть предусмотрен по меньшей мере один профильный элемент 220, по которому должна течь текучая среда. Задачей настоящего изобретения является предусмотреть усовершенствованную непрерывную дегазацию смолы. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 5 ил.

Деаэратор // 2532956
Изобретение относится к термической деаэрации жидкости и может быть использовано для удаления неконденсирующихся газов, главным образом кислорода и свободной углекислоты из питательной воды паротурбоустановки. Деаэратор для питательной воды турбоустановки содержит бак-аккумулятор 1 с патрубком отсоса неконденсирующихся газов, колонку 2 в виде водоструйного эжектора, водоподающее устройство, выполненное в виде центробежных форсунок 3, закрепленных на трубопроводах 4, и пароподводящий коллектор 5. В баке-аккумуляторе 1 на выходе из колонки 2 установлен конусообразный каплеотбойник 7. Каждая из центробежных форсунок 3 содержит полый корпус с соплом и центральным сердечником. Корпус форсунки содержит соосную жестко связанную с ним втулку с закрепленным в ее нижней части соплом. Изобретение позволяет уменьшить гидравлическое сопротивление и повысить степень распыла жидкости. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяному и химическому машиностроению и может применяться в нефтедобывающей, нефтехимической и других отраслях промышленности, где требуется отделение газа от газожидкостной смеси. Газожидкостный сепаратор включает горизонтально установленную технологическую цилиндрическую емкость с вертикальной емкостью, гидроциклон, сообщенный с подводящим газожидкостную смесь (ГЖС) патрубком, патрубки для отвода отделившегося газа и жидкой фазы, регулируемый газовый клапан и датчик уровня жидкости. Горизонтальная емкость снабжена разделительными перегородками, одна из которых снабжена лотком в верхней части, а другая - каплеотбойником, сообщенным с ее оконным проемом. Перегородки выполнены газонепроницаемыми в верхней части и установлены с возможностью образования зазора с днищем емкости для прохода жидкой фазы и захода их нижних кромок в минимально возможный уровень потока жидкости. Перегородки делят полость емкости на три отсека, средний из которых, стабилизационный, снабжен дополнительно предохранительным клапаном и датчиком давления, а также генераторами низкочастотных волн с излучателями, излучающими волны в диаметрально противоположных направлениях. Над первым отсеком установленная вертикальная емкость снабжена гидроциклонной головкой с установленным по центру патрубком с заглушенным нижним концом, а верхним - сообщенным с подводящим ГЖС патрубком. Вокруг центрального патрубка установлены гидроциклонные трубы, сообщенные с ним патрубками тангенциально. При этом каждая гидроциклонная труба снабжена каплеотбойниками в верхней части, выполненными в виде лабиринтно расположенных колец с газоотводящими патрубками в центральной части, сообщенными через полость разъемной крышки вертикальной емкости с газоотводящей линией с газовым регулируемым клапаном, сообщенной со стабилизационным отсеком, на выходе которой установлен каплеотбойник. Под гидроциклонной головкой установлены лотки и двусторонне наклонный направляющий поддон с бортами. Газовый регулируемый клапан и связанный с ним электрически предохранительный клапан, датчик давления и уровня жидкой фазы электрически связаны с контроллером блока управления. Третий отсек снабжен люк-лазом с установленным внутри каплеотбойником, сообщенным с газоотводящей трубой, присоединяемой к магистральной газовой линии. Отводящий жидкую фазу патрубок снабжен гасителем воронкообразования. Техническим результатом является повышение эффективности и производительности. 1 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к способу удаления летучих соединений из текучей среды, содержащей, по меньшей мере, один нелетучий полимер, представляющий собой синтетический каучук и, по меньшей мере, одно летучее соединение, а также к устройству, подходящему для осуществления указанного способа. Способ включает стадии а) обработки текучей среды, по меньшей мере, в одном блоке концентратора, в котором текучую среду нагревают, после чего полученную концентрированную текучую среду подают в бак дегазации и повторно нагревают на стадии б) в блоке повторного нагрева. Затем повторно нагретую текучую среду подают на стадию в), по меньшей мере, в один блок экструдера. Блок экструдера содержит, по меньшей мере, секцию дегазации экструдера, из которой летучие соединения удаляют через вентиляционные порты и паропроводы, а также, по меньшей мере, секцию транспортировки, секцию накопления и выпускную секцию. При этом обеспечивается непрерывный энергоэффективный, экологически и экономически предпочтительный способ удаления летучих соединений с получением полимерного продукта на основе синтетического каучука, по существу, не содержащего летучих соединений. 3 н. и 8 з.п. ф-лы, 11 ил., 10 табл., 27 пр.

Группа изобретений относится к нефтяной, газовой, нефтехимической отраслям промышленности и может быть использована при добыче, подготовке и переработке нефти, газа и нефтегазовых смесей. Аппарат для сепарации многокомпонентных легкокипящих нефтегазовых смесей включает корпус со штуцерами для вывода разделенных фаз, сепарационную головку с крышкой, установленную внутри обечайки, размещенной в штуцере, врезанном в верхнюю образующую корпуса, и включающую узел приема и регулируемого распыления нефтегазовой смеси со штуцером ввода нефтегазовой смеси и нагревателем. Согласно первому варианту внутреннее пространство корпуса аппарата разделено на отсеки I и II разделительной перегородкой, глухой сверху и с зазором к нижней образующей корпуса аппарата. Отсеки соединены между собой байпасной линией. В отсеке I перед разделительной перегородкой установлена переливная перегородка, глухая снизу, обеспечивающая постоянный заданный уровень жидкости в этом отсеке. В отсеке II установлены переливные перегородки, разделяющие отсек на блок барботажа с установленным в нем трубчатым перфорированным коллектором с трубой для подачи газовой фазы, выделившейся в первом отсеке, в слой жидкости второго отсека, блок релаксации с пеногасителем и блок сбора - вывода разделенных фаз с каплеотбойником, расположенным в верхней части блока. Штуцер ввода нефтегазовой смеси врезан в крышку сепарационной головки и соединен с корпусом приводного вала узла приема и регулируемого распыления нефтегазовой смеси. Нагреватель выполнен в виде блока верхнего и нижнего теплообменников, установленных на единой раме, закрепленной в крышке сепарационной головки, и имеющих отдельные регулируемые входы и/или выходы теплоносителя. Распределительное устройство узла приема и регулируемого распыления нефтегазовой смеси выполнено в виде конической перфорированной гильзы с расположенной внутри нее конической перфорированной регулируемо установленной пробкой регулирования, расхода и распределения нефтегазовой смеси. Согласно второму варианту внутреннее пространство корпуса аппарата разделено на отсеки I, II, III и IV переливными перегородками. В отсеке III установлен пеногаситель, а отсек IV снабжен каплеотбойником, установленным в его верхней части. Техническим результатом группы изобретений является получение жидкой фазы с малым давлением насыщенных паров, что позволяет возвращать ее в товарную нефть в больших количествах, увеличение бензинового потенциала товарной нефти при минимальных энергетических затратах, уменьшение вредного воздействия на окружающую среду. 2 н.п. ф-лы, 8 ил.
Наверх