СПОСОБ УЛАВЛИВАНИЯ ЛЕГКИХ ФРАКЦИЙ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ И АППАРАТОВ НИЗКОГО И АТМОСФЕРНОГО ДАВЛЕНИЙ И СИСТЕМА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 1995 года по МПК B01D19/00 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к сбору, подготовке и транспорту продукции скважин.

Наиболее близкими по технической сущности к предлагаемому являются способ улавливания легких фракций из резервуаров и аппаратов низкого и атмосферного давлений и система для его осуществления.

Сущность способа состоит в вводе продукции скважин в приемные коллекторы сепарационных установок, ее сепарации, бескомпрессорном транспорте газа I-й ступени на газопереработку, подаче газа II-ой и последующих ступеней сепарации, а также легких фракций из резервуаров на прием компрессоров, а затем на рециркуляцию в начале процесса.

Система для осуществления способа включает сепараторы, резервуары, вертикальные газоотделители, газоуравнительную обвязку резервуаров, конденсатосборник, компрессорную станцию, запорную и регулирующую арматуру, средства контроля и автоматизации.

Недостатки системы следующие:
существенные потери легких фракций нефти и газа при совместном сборе продукции скважин по промысловым нефтегазопроводам, в особенности на поздней стадии разработки месторождений, при котором вследствие расслоенно-волновой структуре потока имеют место значительные колебания расходов газа и нефти, поступающих в аппараты сепарационных установок и других аппаратов технологических узлов. Секундные колебания поступления нефти 0 -10-15 единиц среднесуточной производительности. В результате при поступлении максимальных расходов нефти и газа, в 10-15 раз превышающих средние, аппараты работают с большой перегрузкой, что оказывает отрицательное влияние на качество сепарации и вызывает значительные потери нефти и газа;
большие материальные затраты на сооружение и эксплуатацию дорогостоящих сепарационных установок в связи с ростом объемов поступающей в них жидкости, обусловленным обводненностью продукции скважин в процессе разработки нефтяных месторождений, необходимости строительства промежуточных компрессорных установок для перекачки легких фракций на компрессорные станции;
значительные потери углеводородов в виде конденсата при транспорте газа на ГПЗ ввиду несовершенства его подготовки к транспорту;
большие потери газа, обусловленные несовершенством регулирования производительности компрессоров в условиях значительных колебаний поступления газа от II-й и последующих ступеней сепарации.

Целью изобретения является снижение материальных затрат, сокращение потерь нефти, газа и защита окружающей среды.

Это достигается способом, включающим ввод продукции скважин в приемные коллекторы сепарационных установок, ее сепарацию, бескомпрессорный транспорт газа I-й ступени на газопереработку, подачу газа II-й и последующих ступеней сепарации, а также легких фракций из резервуаров на прием компрессоров, а затем на рециркуляцию в начало процесса.

Новым в способе является то, что скорость движения продукции скважин в приемных коллекторах сепарационных установок и резервуаров снижают до величины, обеспечивающей ламинарный режим движения, при котором выдерживают поток в течение 2-3 мин и осуществляют дифференциацию продукции скважин на нефть, газ и пластовую воду, отбирают их отдельными потоками, вводят газ в газовую, нефть в жидкостную зону сепараторов, пластовую воду направляют на очистку, а выделившиеся в приемных трубопроводах резервуаров легкие фракции вместе с газом от газоотделителя компримируют и подают в турбулентный поток приемного нефтегазопровода I-й ступени сепарации, в котором выдерживают 6,5-9,2 мин.

Система для осуществления способа включает сепараторы, резервуары, вертикальные газоотделители, газоуравнительную обвязку резервуаров, конденсатосборник, компрессорную станцию, запорную и регулирующую арматуру, средства контроля и автоматизации.

Новым в системе является то, что геометрические параметры приемных коллекторов сепарации и резервуаров определяют при условии
D=f(VK, Re≅2000), L≥(120-180)KV, где D диаметр приемного коллектора, м;
L его длина, м;
V скорость нефтегазоводяной смеси, м/с;
Re параметр Рейнольдса;
К коэффициент, с.

На приемных линиях резервуаров установлены газоотводы, монтируемые на 1,5-2 м выше корпуса резервуара, соединенные газопроводами с газоотделителями, а на линии подпитки газоуравнительной системы резервуаров газом, а также на приеме компрессорной станции установлены газорегуляторные пункты.

Новым в системе является также то, что она снабжена дополнительным трубопроводом, один конец которого подсоединен к выкидной линии компрессорной станции, а другой к нефтегазопроводу от скважин на I-ую ступень сепарации, причем точка подключения к последнему находится на расстоянии L^I от I-й ступени сепарации, определяемой по формуле
L^I=90K{(4,33-6,13)V₁+(1,33-2)V₂} где Н коэффициент, с;
V₂ скорость нефтегазоводяной смеси в приемном коллекторе I-й ступени сепарации, м/с;
V₁ то же, на конечном участке нефтегазопровода от скважин до коллектора I-й ступени сепарации.

На чертеже изображена схема реализации предлагаемого способа и система для его осуществления.

Схема включает нефтегазопровод 1, приемный коллектор 2, установку I-й ступени сепарации 3, газопровод 4, соединяющий приемный коллектор с газовой зоной I-й ступени сепарации, трубопровод 5, газопровод 6 от I-й ступени сепарации на ГПЗ, коллектор 7, II-ую ступень сепарации 8, газопроводы 9, 10, соединяющие соответственно газовые зоны коллектора 7 со II-й ступенью сепарации, и выходной патрубок последней с приемом компрессорной станции 11, оборудованной винтовыми компрессорами 12, нефтепровод 13, приемный коллектор 14 резервуарного парка, трубопровод 15, газоотделитель 16, резервуары 17, их приемные линии 18, газоотводы 19, газопроводы 20, 21, 22, конденсатосборник 23, конденсатопровод 24, насос 25, нефтепровод 26, газорегуляторный пункт 27 резервуарного парка (ГРПРП), датчики давления 28, 29, газовый коллектор 30, газорегуляторный пункт 31 компрессорной станции (ГРПКС) и рециркуляционный газопровод 32.

Система работает следующим образом.

Продукция скважин по нефтегазопроводу 1 поступает в приемный коллектор 2 установки 1 ступени сепарации 3. В нефтегазопроводе 1 поддерживается турбулентный (Re>2000), а в приемном коллекторе 2 ламинарный режим движения (Re≅2000).

Разделение продукции скважин на нефть, газ и пластовую воду осуществляется на всем пути движения, начиная от забоев скважин, под действием снижения давления, эффектов путевой сепарации и деэмульсации нефти. В приемный коллектор 2 поступает уже частично разрушенная эмульсия. Благодаря ламинарному режиму движения на участке коллектора 2, поддерживаемому в течение 2-3 мин, эмульсия расслаивается на газ, нефть и пластовую воду и отбирается раздельными потоками, причем газ по газопроводу 4 подается в газовую зону аппаратов установки I-й ступени сепарации, нефть в нефтяную зону, а пластовая вода по трубопроводу 5 направляется в резервуар 17 на очистку. В коллекторе 2 отделяется до 80% пластовой воды и осуществляется ее предварительная очистка. При уменьшении времени обработки резко сокращаются объемы отделения пластовой воды. Так, при времени обработки, равном 1-1,2 мин, в трубопроводе отделяется лишь 40-50% пластовой воды. Увеличение же времени более 3 мин не приводит к дальнейшему существенному углублению процесса, в то время как капиталовложения возрастают прямо пропорционально времени обработки, и, соответственно, протяженности коллектора. Благодаря отделению в коллекторе основных объемов пластовой воды снижается нагрузка по жидкости на аппараты I-й ступени сепарации, обеспечиваются условия для равновесного разгазирования, повышения глубины сепарации, снижения потерь нефти и газа.

От установки I-й ступени сепарации газ по газопроводу 6 бескомпрессорным способом транспортируется на газоперерабатывающий завод, а нефть поступает в приемный коллектор 7 II-й ступени сепарации 8. В коллекторе 7 поддерживается ламинарный режим движения, при котором осуществляется дальнейшее разделение продукции скважин на фазы (газ и жидкость), а жидкости на нефть и пластовую воду. Газ по газопроводу 9 поступает в газовую зону аппаратов II-й ступени сепарации, вода в трубопровод 5, а нефть в нефтяную зону аппаратов II-й ступени сепарации.

В коллекторе 7 отделяется около 10% общей и до 50% остаточной пластовой воды, что обеспечивает дальнейшую разгрузку аппаратов II-й ступени по жидкости и улучшение качества сепарации.

От II-й ступени сепарации газ по газопроводу 10 подается на прием винтовых компрессоров 11 компрессорной станции 12, а нефть по нефтепроводу 13 поступает в приемный коллектор 14 резервуарного парка. В коллекторе 14, в котором поддерживается ламинарный режим движения, происходит дальнейшее расслоение продукции скважин на газ, нефть и пластовую воду. Отделившийся газ по трубопроводу 15 поступает в газоотделитель 16, а дегазированная нефть и вода направляются на очистку, осуществляемую в резервуарах 17.

В газоотделителе 16 отделяется до 1 м³ и более газа на 1 т нефти. Поскольку он устанавливается за пределами обвалования резервуаров, в приемных линиях 18 резервуаров, длина которых составляет 30-80 м и более, происходит дальнейшее отделение газа. В целях предотвращения отрицательного влияния газа на работу резервуара предусматривается газоотвод 19, представляющий собой вертикальную трубу расчетного диаметра, определяемого из условия обеспечения прохождения отделяющегося газа, устанавливаемую на 1,5-2 м выше корпуса резервуара в целях исключения попадания нефти в газовую линию.

С помощью газоотвода отбирается дополнительно до 0,2-0,4 м³ газа на 1 т нефти. Газ от газоотвода по газопроводу 20, а от газоотделителя по газопроводу 21 подается в газопровод 22 и далее в конденсатосборник 23.

Выделяющиеся в резервуарах 17 легкие фракции поступают в газоуравнительную систему (не показано), с помощью которой они перераспределяются между резервуарами, а избытки направляются в конденсатосборник 23. Поскольку легкие фракции представляют собой пары нефти, в углеводородном составе которых основную массу составляют компоненты С₃, С_4+в, занимающие промежуточное положение между газом и жидкостью (С₃, С₄) или относящиеся при нормальных условиях к жидкостям (С_5+в), основная масса их при изменении термодинамических параметров (Р, Т) переходит в конденсат, выпадающий уже в трубопроводах газоуравнительной системы.

Трубопроводы укладываются с уклоном в сторону конденсатосборника 23, благодаря которому обеспечивается сток конденсата. Кроме того, под действием снижения скорости потока в конденсатосборнике осуществляется сепарация газа от конденсата и влаги. По мере накопления конденсат по конденсатопроводам 24 насосом 25 откачивается в нефтепровод 26, а очищенный газ поступает на прием газорегуляторного пункта резервуарного парка (ГРПРП) 27, обеспечивающего в комплексе с датчиками давлений 28 и 29, установленными на резервуарах и конденсатосборнике, постоянное избыточное давление в паровых объемах резервуаров и газоуравнительной системе в пределах 400-900 Па. При снижении давления ниже заданного в газоуравнительную систему подается газ из напорного газового коллектора 30. При задержке восстановления давления автоматически открывается вторая линия подачи газа на прием компрессорной станции (не показано). От ГРПРП 27 газ поступает на компрессорную станцию 12, оборудованную винтовыми компрессорами 11 серии ВКГ, компримируется и подается в напорный газовый коллектор 30.

Дублирующим газорегуляторным пунктом, обеспечивающим в комплексе с ГРПРП надежную работу, является газорегуляторный пункт компрессорной станции ГРПКС 31.

Из напорного газового коллектора 30 газ по рециркуляционному газопроводу 32 направляется в начальную точку нефтегазопровода 1, которая находится на расстоянии L^I= 90K({ (4,33-6,13)V₁+(1,33-2)V₂} м, от приемного коллектора 2 I-й ступени сепарации. Зависимость для L^I получена из условия обеспечения выдержки скомпримированного газа II-й и последующих ступеней сепарации, а также легких фракций в турбулентном потоке в нефтегазопроводе I в течение 6,5-9,2 мин. За этот период обеспечивается очистка газа от основной массы тяжелых (C₃, C_4+в) углеводородов, а при последующей выдержке в течение 2-3 мин происходит разделение основной массы продукции скважин на нефть, газ и пластовую воду. При уменьшении времени обработки глубина очистки снижается и становится малоэффективной. Увеличение времени обработки не приводит к существенному улучшению качества, в то время как капиталовложения, связанные со строительством дополнительных трубопроводов и обусловленные ими дополнительные эксплуатационные затраты, возрастают прямо пропорционально увеличению времени обработки, снижая ее технико-экономическую эффективность.

Предлагаемый способ улавливания легких фракций из резервуаров и аппаратов низкого и атмосферного давлений и система для его осуществления были испытаны на одном из промысловых товарных парков объединения "Татнефть". Технологическая обвязка установки была выполнена в соответствии со схемой, изображенной на чертеже. Схема опытной установки обеспечивала также возможность осуществления промышленных испытаний системы по прототипу.

Результаты испытаний, технико-экономические показатели разработанного способа и системы для его реализации и сравнение их с прототипом приводятся в таблице.

Как видно из данных таблицы, реализация предлагаемого технического решения по улавливанию легких фракций из резервуаров и аппаратов низкого и атмосферного давлений, в частности, оптимализации параметров гидродинамических потоков в приемных коллекторах сепарационных установок, резервуаров и рациональных параметров системы только на одном промысловом товарном парке обеспечивает:
снижение материальных затрат за счет увеличения нагрузок по жидкости на сепарационные установки, исключения строительства сооружений по перекачке легких фракций на компрессорные станции на 32-37%
сокращение потерь нефти на 14,6 тыс.т/год и газа на 4,8 млн. нм³/год благодаря более полному отбору легких фракций, достигаемому за счет уменьшения отклонений их расходов от средних значений и регулирования давлений газа;
уменьшение вредных выбросов в атмосферу на 21,5 тыс.т/год за счет сокращения объемов испарений углеводородов.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к сбору, подготовке и транспорту продукции скважин. Цель изобретения снижение материальных затрат, сокращение потерь нефти, газа и защита окружающей среды. Система включает нефтегазопровод, приемный коллектор, установку ступени сепарации, газопровод, соединяющий приемный коллектор с газовой зоной ступени сепарации, трубопровод, газопровод, газопроводы, соединяющие соответственно газовые зоны коллектора со ступенью сепарации, и выходной патрубок с приемом компрессорной станции, оборудованной винтовыми компрессорами, нефтепровод, приемный коллектор резервуарного парка, трубопровод, газоотделитель, резервуары. 2 с. и 1 з. п. ф-лы, 1 ил. 1 табл.

1. Способ улавливания легких фракций из резервуаров и аппаратов низкого и атомосферного давлений, включающий ввод продукции скважин в приемные коллекторы сепараторов, ее сепарацию, бескомпрессорный транспорт газа сепаратора первой ступени на газопереработку, подачу газа сепараторов второй и последующих ступеней, а также легких фракций из резервуаров на прием компрессоров, а затем на рециркуляцию в начало процесса, отличающийся тем, что скорость движения продукции скважин в приемных коллекторах сепараторов и резервуаров снижают до величины, обеспечивающей ламинарный режим движения, выдерживают при этом режиме 2 3 мин, осуществляют разделение продукции скважин на отдельные фазы и отбирают их отдельными потоками, вводят газ в газовую, нефть в жидкостную зоны сепараторов, пластовую воду направляют на очистку, а выделившиеся в приемных коллекторах резервуаров легкие фракции вместе с газом от газоотделителя компримируют и подают в турбулентный поток приемного коллектора сепаратора первой ступени, в котором выдерживают в течение 6,5 9,2 мин. 2. Система улавливания легких фракций из резервуаров и аппаратов низкого и атмосферного давлений, включающая сепараторы, резервуары и вертикальные газоотделители с приемными коллекторами, газоуравнительную систему резервуаров, конденсатосборник, компрессорную станцию, запорную и регулирующую арматуру, средства контроля и автоматизации, отличающаяся тем, что геометрические параметры приемных коллекторов сепараторов и резервуаров определяют из условия
d f (vK, Re ≅ 2000), L ≥ (120 ^oC 180)Kv,
где D диаметр приемного коллектора, м;
v скорость нефтегазоводяной смеси, м/с;
L длина приемного коллектора, м;
Re параметр Рейнольдса;
K коэффициент, с,
приемные коллекторы резервуаров снабжены газоотводами, расположенными на 1,5 2 м выше корпуса резервуара и соединенными газопроводами с газоотделителями, а линии подпитки газоуравнительной системы резервуаров газом и прием компрессорной станции снабжены газорегуляторными пунктами. 3. Система по п. 2, отличающаяся тем, что она снабжена дополнительным трубопроводом, один конец которого подсоединен к выкидной линии компрессорной станции, а другой к приемному коллектору сепаратора первой ступени, причем точка подключения к последнему находится на расстоянии L' от сепаратора первой ступени
L′=90 K {(4,33÷6,13)v₁+(1,33÷2)v₂} ,
где K коэффициент, с;
v₂ скорость нефтегазоводяной смеси в приемном коллекторе сепаратора первой ступени, м/с;
v₁ то же на концевом участке нефтегазопровода от скважины до коллектора сепаратора первой ступени.