СПОСОБ ПОДГОТОВКИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН Российский патент 1995 года по МПК B01D19/00 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к разработке нефтегазовых месторождений, и может быть использовано при транспортировке, переработке, распределении, хранении и отпуске нефти, нефтепродуктов и других испаряющихся жидкостей.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату включающий ступенчатую сепарацию нефти, отбор и подачу газовой фазы в систему сбора и транспорта, улавливание легких фракций нефти из резервуаров.

Недостатками способа являются существенные потери нефти, в частности, наиболее ценных легких фракций (С₃, С_4+в), составляющие для узла сбора, подготовки и транспорта нефти средней мощности (4,4-4,5 тыс.т/сут), до 8 тыс. т/год, а также значительные вредные выбросы в атмосферу, величина которых для узла средней производительности достигает 10 тыс.т/год.

Цель изобретения сокращение потерь нефти, вредных выбросов в атмосферу и увеличение выхода товарной нефти.

Цель достигается с помощью способа, включающего ступенчатую сепарацию нефти, отбор и подачу газовой фазы в систему сбора и транспорта и улавливание легких фракций из резервуаров.

Новым является то, что газовую фазу второй и последующих ступеней сепарации, обогащенную тяжелыми углеводородами перед подачей в систему сбора и транспорта газа вводят в паровые объемы резервуаров, где поддерживают давление 120-1560 Па (изб.) и осуществляют абсорбцию газообразной и растворение капельной части тяжелых углеводородов (С₃, С_4+в) в нефти.

На чертеже изображена схема реализации предлагаемого способа подготовки продукции скважин.

Система для реализации способа включает приемный нефтегазопровод 1, первую ступень 2 сепарации, напорный газопровод 3, трубопровод 4, вторую ступень 5 сепарации с выходными технологическими коммуникациями (газопроводом 6 низкого давления и нефтепроводом 7), сырьевой резервуар 8 с приемным нефтепроводом 9, выходным нефтепроводом 10 и водопроводом 11, установку 12 обезвоживания и обессоливания нефти с выходными нефтепроводом 13 и водопроводом 14, резервуар 15 товарной нефти с приемным 16 и выходным 17 нефтепроводами, газоуравнительную обвязку резервуаров газопровод 19, импульсную газовую линию 20, сепаратор-конденсатосборник 21, компрессор 22 с приемным 23 и выходным 24 газопроводами, газопроводы 25 и 26 с установленными на них переключающими клапанами 27 и 28, соединенные линиями контроля и управления 29 и 30 с импульсной газовой линией 20, газопровод 31, промысловую газокомпрессорную станцию 32 с приемным 33 и напорным 34 газопроводами, датчиками 35 и 36 давлений.

Разработанный способ был испытан на одном из промысловых товарных парков объединения "Татнефть".

Способ осуществляется в следующей последовательности.

Газоводонефтяную смесь в количестве 29300 т/сут с газовым фактором 49,5 м³ газа на тонну нефти от скважин по подводящему нефтегазопроводу 1 направляют в сепаратор 2 первой ступени сепарации, где под давлением 0,4-0,6 МПа (абс.), осуществляют первичное разгазирование нефти, обеспечивающее отделение 75-80% газа. Газ в количестве до 63,6 тыс.нм³/сут по напорному газопроводу 3 под давлением сепарации транспортируют на ГПЗ, а газоводонефтяную смесь с остаточным газом по трубо-проводу 4 подают на вторую ступень 5 сепарации, где при давлении 0,12-0,15 МПа, абс. осуществляют разгазирование, обеспечивающее отделение 18-23 газа или до 11,3 тыс.нм³/сут.

Газ от второй ступени сепарации подают в газопровод 6, а затем распределяют на два потока: первый по приемному газопроводу 33 направляют на промысловую газокомпрессорную станцию 32, компримируют, после чего подают в напорный газопровод 34 и далее по напорному газопроводу 3 в общем потоке с газом первой ступени сепарации на ГПЗ; второй поток направляют в газопровод 31, а затем в газопроводы 26 и 27 и через переключающие клапаны 27 и 28, сепаратор-конденсатосборник 21, газопровод 19 на рециркуляцию в резервуары 8 и 18. Газопровод 31, сепаратор-конденсатосборник 21 и газопровод 19 работают в двух направлениях: первом (прямом) отбор легких фракций из резервуаров и подача в газопровод 6 низкого давления и втором (обратном) рециркуляция газа, обогащенного тяжелыми углеводородами (С₃, С_4+в) на промысловую подготовку и очистку, осуществляемую циклически. В общем балансе календарного времени газопроводов 31 и 19 85-88 составляет работа в обратном и 12-15 в прямом направлении.

Нефтегазоводяную смесь с остаточным растворенным и окклюдированным газом от второй ступени сепарации под давлением гидростатического напора, создаваемого разностью геодезических отметок, а также перепада давлений между сепаратором и резервуаром, по нефтепроводам 7 и 9 в количестве до 31 тыс. м³/сут подают в сырьевой резервуар 8, в паровом объеме которого поддерживают давление 120-1560 Па (изб.). В резервуаре осуществляют отделение и предварительную очистку от нефти и механических примесей 98-99% общих объемов пластовой воды, которую в количестве до 36,3 тыс.м³/сут по водопроводу 11 подавали на очистные сооружения. Нефть в количестве 4400 т/сут с остаточным содержанием воды по нефтепроводу 10 подают на установку 12 обезвоживания и обессоливания нефти, на которой осуществляют разрушение нефтяной эмульсии, отстой пластовой воды, отделение солей до экспортных кондиций (≅40 мг/л). Отделившуюся пластовую воду с растворенными в ней пластовыми солями по выходному водопроводу 14 подают на очистные сооружения, а обессоленную нефть по выходному нефтепроводу 13 в приемный нефтепровод 16 и далее в товарный резервуар 15.

Выделяющиеся в резервуарах 8 и 15 легкие фракции в количестве 0,23-0,57 м³ на тонну нефти по газопроводу 19 поступают в сепаратор-конденсатосборник 21. Очищенный от конденсата газ по газопроводу 23 подают на прием компрессора 22, компримируют и по газопроводу 31 направляют в газопровод низкого давления 6, из которого в общем потоке с газом второй ступени сепарации газ поступает в приемный газопровод 33 промысловой газокомпрессорной станции 32, где его компримируют, а затем по напорному газопроводу 34 подают в напорный газопровод 3, по которому вместе с газом первой ступени сепарации транспортируют потребителю.

При снижении давления до 300 Па, изб. компрессор 22 автоматически останавливается. Выбор уставки датчика давления на отключение компрессора в 300 Па (изб.) был принят в целях обеспечивания безопасной эксплуатации резервуаров и предотвращения их смятия. Одновременно по сигналу от датчика 35 давлений, установленного на подключении импульсной газовой линии 29 к установке улавливания, поступает сигнал на открытие переключающегося клапана 27, через который скомпримированные легкие фракции, обогащенные тяжелыми углеводородами (С₃, С_4+в), подают в газопровод 19, а затем в паровые объемы резервуаров 8 и 15. При этом струю поступающего в резервуары газа направляют в сторону нефти. По достижении границы раздела фаз нефть-газ легкие фракции вводят в нефть под действием перепада давлений, инерционных сил и сил тяжести. При этом вступают в действие молекулярные силы связей углеводородов нефти и газа, обеспечивающие абсорбцию и растворение тяжелых компонентов (С₃, С_4+в) газовой фазы в нефти. Процесс растворения и абсорбции газа в нефти обеспечивает дальнейшее снижение давления в паровых объемах резервуаров. По достижении давления 120 Па (изб.) по сигналу от датчика 36 давлений открывается переключающий клапан 28, обеспечивающий поступление в резервуары дополнительных объемов газа. Циклы растворения и абсорбции тяжелых углеводородов в нефти повторяются с поступлением каждой новой порции обогащенного ими газа в паровые объемы резервуаров.

При повышении давления в паровых объемах резервуаров до 300 Па переключающий клапан 28 автоматически закрывается. По достижении давления 500 Па по сигналу от датчика давлений 35 осуществляется закрытие клапана 27, после чего автоматически запускается компрессор 22.

Повышение рабочего давления в резервуаре более 1560 Па (изб.) приводит к резкому увеличению механических циклических воздействий на внутреннюю поверхность кровли резервуаров, нарушению ее герметичности и снижению эффективности работы системы.

Понижение же давления в резервуаре менее 120 Па (изб.) приводит к значительному снижению эффективности процесса абсорбции и растворения тяжелых углеводородов газовой фазы в нефти.

Ввиду обводненности продукции скважин поступление порций малообводненной нефти в аппараты сепарационных установок и в резервуары чередуется с поступлениями порций высокообводненной продукции скважин. Это определяет значительные колебания расходов газа и легких фракций, выделяющихся в резервуаре 8, от нуля до их максимальных значений и периодическую работу компрессора 22.

При поступлении в резервуар 8 порций высокообводненной (98-99 воды) нефти давление в их паровых объемах снижается до 300 Па, компрессор автоматически останавливается. При этом осуществляется подача легких фракций, обогащенных тяжелыми углеводородами, на подготовку в резервуары, абсорбцию и растворение тяжелых компонентов газовой фазы (С₃, С_4+в) в нефти. При поступлении порций менее обводненной нефти (20-65 воды) давление в паровых объемах резервуаров увеличивают до 500 Па (изб.) и осуществляют отбор избытков легких фракций по газопроводу 19 компрессором 22, компримирование и подачу газа в газопровод 31 Компрессор 22 подбирают с учетом максимального поступления легких фракций. При уменьшении расходов последних, обусловленных особенностями работы системы сбора, недостающие объемы подают из газопровода 31 по газопроводу 25 через переключающий клапан 27. Дублирующим является газопровод 26 с переключающим клапаном 28. Открытие и закрытие переключающих клапанов 27 и 28 осуществляют автоматически по сигналам от датчиков 35 и 36 давлений, информация к которым о величинах давлений в паровых объемах резервуаров поступает по импульсной газовой линии 20, а также по линиям 29 и 30 контроля и управления.

В такой последовательности были осуществлены промысловые испытания способа на одном из промысловых товарных парков объединения "Татнефть". Опытно-промышленная установка обеспечивала испытания известного (прототипа) и предлагаемого способов. Результаты испытаний приведены в таблице.

Из данных таблицы следует, что реализация предлагаемого технического решения по подготовке продукции скважин, в частности нефтяного газа, обогащенного тяжелыми углеводородами, путем абсорбции газообразной и растворения капельной части тяжелых углеводородов (С₃, С_4+в) в нефти позволяет решить поставленную техническую задачу, а именно:
сократить потери нефти при ее подготовке в промысловых условиях на 75-78
повысить выход товарной нефти на 1,02
уменьшить вредные выбросы в атмосферу на 75-78

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к разработке нефтегазовых месторождений, и может быть использовано при транспортировке, переработке, распределении, хранении и отпуске нефти, нефтепродуктов и других испаряющихся жидкостей. Сущность изобретения: газовую фазу второй и последующих ступеней сепарации, обогащенную тяжелыми углеводородами, перед подачей в систему сбора и транспорта газа вводят в паровые объемы резервуаров, в которых поддерживают давление 120 - 1560 Па (изб), и осуществляют абсорбцию газообразной и растворение капельной части тяжелых углеводородов (C₃, C_4+в) в нефти. 1 ил. 1 табл.

СПОСОБ ПОДГОТОВКИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН, включающий ступенчатую сепарацию нефти, отбор и подачу газовой фазы в систему сбора и транспорта, улавливание легких фракций нефти из резервуаров, отличающийся тем, что газовую фазу второй и последующих ступеней сепарации, обогащенную тяжелыми углеводородами, перед подачей в систему сбора и транспорта вводят в паровые объемы резервуаров и осуществляют абсорбцию газообразной и растворение капельной части тяжелых углеводородов в нефти, при этом в паровых объемах резервуаров поддерживают давление 120 1560 Па (изб.).