СПОСОБ СЕПАРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДНОЙ СМЕСИ Российский патент 2006 года по МПК E21B43/34 B01D19/00 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, при сепарации углеводородной (нефтегазовой) смеси в скважине при добыче углеводородов, или после извлечения углеводородной смеси из скважины.

Сепарацию добытой из скважины углеводородной (нефтегазовой) смеси осуществляют, как правило, из условия ее внутрипромыслового, регионального или промышленного применения и в целях подготовки к транспорту. Попутный нефтяной или низконапорный газ, получаемый, например, на первой и/или второй ступени сепарации нефти, не подвергают какой-либо дальнейшей сепарации (очистке или обработке) и выпускают через отводы сепараторов в атмосферу или, как правило, сжигают на факелах без их утилизации.

Сепарацию углеводородной (нефтегазовой) смеси в скважине осуществляют, например, в целях, например, обеспечения стабильной работы центробежных насосов, используемых для откачки нефти или для изоляции газоотдающих интервалов.

Широко известны способы сепарации нефтегазовой смеси в скважине, включающие размещение сепаратора (якоря) под приемом скважинного центробежного насоса.

Недостатком этих способов является их низкая эффективность из-за того, что данный способ не предусматривает утилизацию выделенного из нефти газа.

Известен способ сепарации нефтегазовой смеси, добытой из скважины, включающий выделение из нефтегазовой смеси попутного и/или низконапорного газа и отвод его в узел обработки, где этот газ сжимают и накапливают для подачи потребителю (см., например, пат. РФ № 2172762, 27.08.2001).

Недостатком известного способа является то, что известный способ предусматривает сложный энергоемкий парк блоков сепарации с компрессорами и емкостями высокого давления, опасных в эксплуатации, имеющих низкую рентабельность и занимающих большие площади. Кроме того, известный способ не предусматривает сепарацию и концентрацию самих углеводородных газов.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности сепарации нефтегазовой смеси за счет увеличения глубины сепарации, упрощения способа, возможности утилизации продуктов сепарации и энергии, выделяемой при сепарации, и обеспечения безопасности производства.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ сепарации углеводородной (нефтегазовой) смеси включает выделение газа из нефтегазовой смеси, смешивание выделенного газа с водным раствором кислоты при его показателе рН не более 4 с возможностью перехода гидратообразующего газа в гидратную фазу, при этом скорость образования гидратной фазы регулируют.

Кроме того,

сепарацию газа из нефтегазовой смеси осуществляют в условиях скважины, при этом газ, не образующий гидратов, дополнительно используют в качестве естественного газлифта для подъема жидкости из добывающей скважины, а гидратную фазу используют для изоляции газоотдающего интервала в добывающей скважине;

сепарацию газа из нефтегазовой смеси осуществляют после добычи нефтегазовой смеси из скважины;

из нефтегазовой смеси, добытой из скважины, выделяют попутный и/или низконапорный газ на первой и/или второй ступени сепарации при низкой и/или высокой температуре и отводят выделенный газ в узел обработки для образования в нем гидратной фазы;

выделенный газ барботируют через толщу водного раствора кислоты;

выделенный газ пропускают через пористый или волокнистый материал, смоченный водным раствором кислоты;

в качестве пористого или волокнистого материала принимают силикагель, и/или активированный уголь, и/или вату, и/или ткань;

в качестве кислоты принимают уксусную или соляную кислоту;

узел обработки выполняют в виде емкости, по меньшей мере одной, с возможностью регулирования в ней давления и температуры;

узел обработки выполняют в виде емкости с отводом для жидкой фазы углеводородов;

емкость выполняют расходной с возможностью оперативного освобождения от гидратной фазы;

узел обработки выполняют с возможностью отвода из него тепла;

газы, не образующие гидратов, отводят с возможностью их дросселирования;

за счет газов, не образующих гидратов, повышают лифтирующие и текучие свойства нефти;

теплом газов, не образующих гидратов, регулируют температуру сепарации нефтегазовой смеси.

Способ в соответствии с изобретением обеспечивает перевод газа, выделенного из нефтегазовой смеси и образующего гидраты, в стабильную гидратную фазу, а также утилизацию других газов, не образующих гидратов, и тепловой энергии, сопровождающей образование гидратов. При этом одну часть газа, гидратообразующего, используют в качестве средства, изолирующего в скважине, например, газоотдающий интревал. Другую часть газа, не образующего гидратов, используют в качестве средства для регулирования скорости образования гидратной фазы. В числе разных приемов регулирования скорости образования гидратной фазы используют прием отвода тепла при реакции образования гидратов. Это осуществляют за счет применения холодильных устройств или за счет газов, не образующих гидратов. Отведенное тепло утилизируют, например, в скважине, повышают за счет него лифтирующие свойства газа и текучие свойства нефти, а на земной поверхности, например, регулируют температуру сепарации нефтегазовой смеси.

Плотность газа в гидратном состоянии, как это следует из молярного соотношения газ-вода, исключительно высока. Удельная плотность газа в решетке гидрата превышает его плотность в газообразном состоянии. Хранение газа, например, на земной поверхности в гидратном состоянии наиболее эффективно при относительно низких давлениях, когда при одном и том же давлении в единице объема в гидратном состоянии содержится значительно больше газа, чем в свободном. Отсюда гидратная форма хранения и транспорта газа не требует компрессорных станций, емкостей высокого давления и абсолютно безопасна. При любом виде сепарации углеводородной смеси, где содержится попутный или низконапорный газ даже в очень небольших объемах, он может быть использован для накопительного фонда, что не требует особых затрат времени и средств. Сжигаемый же газ или выпускаемый в атмосферу в любых, даже небольших количествах наносит непоправимый экологический вред. К тому же небольшие для одной скважины или объекта потери газа, будучи суммированными для месторождения или региона, становятся не только ощутимыми, а весьма и весьма значительными.

Предложенное изобретение позволяет увеличить глубину сепарации нефтегазовой смеси, когда сепарируют смесь не только на жидкую и на газообразную фазу, но и когда сепарируют газообразную смесь. В результате увеличения глубины сепарации можно разделять, например, пропан-бутановые смеси, а также выделять гелий из природных газов и пр. В гидратную фазу переходят легкие алифатические компоненты газа. Компоненты жирного газа от бутана и выше при этом будут переходить в жидкое состояние. По существу предложенное изобретение представляет собой способ перевода низконапорного газа в гидратную фазу (газогидратное состояние).

Известно, что гидратная фаза (гидраты природных газов) представляет собой неустойчивые физико-химические соединения воды с газом, которые с повышением температуры или при снижении давления разлагаются на газ и воду. По внешнему виду это белая кристаллическая масса, похожая на снег.

Однако непременным условием образования гидратной фазы является наличие воды в жидком состоянии, т.е. температура системы "газ - вода", должна быть ниже точки росы для данного состава газа и водной фазы. Поэтому процесс образования гидратной фазы начинается при температурах ниже точки росы (появления жидкой фазы).

Как известно, вода в жидком состоянии диссоциирует на ионы водороды и ионы гидроксила. Степень электролитической диссоциации (количество молекул, распавшихся на ионы по отношению к общему числу молекул) для воды невелика и составляет величину примерно 10^-7 от общего количества (62 г-молекулы в литре воды).

Положительно заряженный ион водорода (протон) ввиду малых размеров ионного радиуса менее 0,002 Å (Артеменко А.И. и др.. Справочное руководство по химии, Москва, Высшая школа, 2003, с.367) не испытывает отталкивания от электронных оболочек молекул.

При наличии диполя (неравномерное распределение электронной плотности внутри молекулы) ион водорода способен внедриться в эту молекулу и за счет водородных связей образуется новое химическое соединение, которое имеет положительный заряд. Например, аммиак после внедрения в него иона водорода образует ион аммония, который способен гидратироваться, а также начинает ряд соединений на основе иона аммония типа NH₄OH, NH₄Cl или (NH₄)2SO₄.

Для молекулы метана доказано существование иона СН5+ - метоний (В.Л.Тальрозе, А.А.Любимова. Докл. АН СССР, 1952, т.86, с.909). Метоний способен гидратироваться по аналогии с аммиаком, который образует с водой неустойчивые при нормальных условиях соединения (Некрасов Б.А. Курс неорганической химии // М., Мир,1968).

Гидраты природных газов имеют состав CH₄·6Н₂О; С₂Н₆·8Н₂0; C₃H₈·17Н₂О; изо С₄Н₁₀·17Н₂О. Гидраты метана устойчивы при 0°С, если давление превышает 2,8 МПа. Для других углеводородов алифатического ряда (С₂Н₆; С₃Н₈; изо С₄Н₁₀) давление существования гидратов составляет 0,53; 0,173; 0,122 МПа при температурах минус 15,8; 8,5; 0,0 в °С соответственно (Ю.Ф.Макогон. Гидраты природных газов. Недра, М., 1974, 206 с.).

На практике условия образования гидратов определяют с помощью равновесных графиков, изображенных на фиг.1, где приведен ряд равновесных кривых в зависимости от температуры и давления для газов с различной относительной плотностью. Цифры на кривых указывают плотность газа по отношению к воздуху (Дегтярев Б.В. и др. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах, Москва, Недра, 1976, с.253).

Относительная плотность газа (отношение плотности смеси к плотности воздуха) является величиной, которая косвенно показывает содержание тяжелой алифатики по отношению к метану. Согласно приведенным на фиг.1 данным следует, что даже при значительном количестве тяжелых углеводородов в смеси природных газов, гидратная фаза может существовать только при значительных давлениях и низких температурах.

Поэтому утилизация низконапорного газа в виде гидратов на пресной воде технически сложна и экономически нецелесообразна.

Повысить концентрацию ионов метония можно за счет увеличения концентрации ионов водорода в водной фазе, что значительно повысит стабильность газовых гидратов.

Известно, что присутствие в метане кислых газов существенно изменяет равновесные параметры образования газовых гидратов. Например, содержание сероводорода в количестве 10% снижает равновесное давление образования газовых гидратов не менее чем на 4-5 МПа при постоянной температуре, или равновесную температуру на 12-15°С при постоянном давлении в системе.

На фиг.2 (Бекиров Т.М., Промысловая и заводская обработка природных и нефтяных газов, Москва, Недра, 1980, с.405) показаны зоны образования газовых гидратов (выше указанной границы) в зависимости от количества кислых газов (содержание H₂S): 1% (линия 1), 2% (2), 4% (3), 6% (4), 10% (5), 20% (6), 40% (7), 60% (8).

Для обоснования способа в лабораторных условиях при атмосферном давлении были определены температуры образования гидратной фазы (гидратов природных газов) при барботировании пропан-бутановой смеси через водные растворы кислоты.

В растворе уксусной кислоты с рН 4 кристаллическая масса белого цвета (газовый гидрат) была стабильна при температуре +17°С.

В общем случае показатель рН не должен быть более 4.

Раствор кислоты может находиться в емкости в виде смачивающей фазы пористого или волокнистого материала (например, ваты и/или силикагеля, и/или активированного угля, и/или ткани).

В барботажной емкости также должен быть предусмотрен отбор образовавшейся жидкой фазы углеводородов.

Способ предусматривает возможность регулирования скорости образования гидратной фазы. Эксперименты, проведенные при нескольких температурах и давлениях, показали, что понижение температуры процесса и повышение давления приводят к увеличению скорости образования гидратной фазы. Время, необходимое для полного перехода в гидратную фазу газа, содержащегося в пузырьке (при барботировании), называется временем контакта газ-раствор. В значительной степени оно определяется конструкцией узла обработки и более конкретно его высотой, обеспечивающей необходимое время контакта газа с раствором кислоты, а также размерами пузырьков газа. С уменьшением диаметра пузырьков, например, за счет подачи газа в виде диспергированного потока время контакта может быть уменьшено или скорость образования гидратной фазы может быть увеличена. Непосредственный контакт газа с раствором обеспечивает наилучшие условия отвода тепла экзотермической реакции гидратообразования. Кроме того, отвод тепла можно обеспечить через стенку узла обработки или и с использованием теплообменника. Это тоже способствует регулированию скорости образования гидратной фазы. Газы, не образующие гидратов, можно перед их отводом накапливать для создания необходимого давления в узле обработки и регулирования скорости образования гидратной фазы. Кроме того, при отводе этих газов с дросселированием можно создавать нестационарный режим в узле обработки для лучшего перемешивания пузырьков газа с раствором кислоты и дальнейшего совершенствования регулирования скорости образования гидратной фазы.

В условиях скважины гидратную фазу используют, например, для изоляции газоотдающих интервалов в скважине при операциях по обработке призабойных зон. Этим уменьшают загрязнение продуктивных газоотдающих интервалов в скважине при операциях по обработке призабойных зон.

Способ осуществляют следующим образом.

В зависимости от условий эксплуатации скважины, принятой технологии эксплуатации (например, естественный или фонтанный, штанговыми насосами или центробежными насосами) принимают вариант сепарации углеводородной (нефтегазовой) смеси. Эта сепарация может быть осуществлена в одном случае в условиях скважины для обеспечения, например, оптимальных условий работы центробежных насосов. В другом случае сепарация нефтегазовой смеси может быть осуществлена на земной поверхности. В любом случае из нефтегазовой смеси выделяют газ. В скважине или на земной поверхности это осуществляют с помощью соответствующих сепараторов: скважинного сепаратора (якоря) или наземного сепаратора с более широкими возможностями сепарации. Выделенный газ смешивают с водным раствором кислоты. При скважинной сепарации может быть принята, например, схема предварительной закачки водного раствора кислоты в необходимый интервал скважины. Затем в скважину может быть спущен насос с сепаратором (якорем). Раствор кислоты при этом принимают с запасом на последующую реакцию образования гидратной фазы. Можно в процессе эксплуатации, например, при циклах остановки добычи, периодически подкачивать водный раствор кислоты через колонну насосных труб. Для наземного сепаратора смешивание выделенного газа с водным раствором кислоты не представляет сложности. Водный раствор кислоты принимают с показателем рН не более 4. Смешивание производят с возможностью перехода гидратообразующего газа в гидратную фазу. При этом скорость образования гидратной фазы регулируют, например, за счет регулирования давления и температуры. Температуру регулируют за счет отвода тепла, например, с применением холодильных устройств. Можно, например, создать такие условия, чтобы газ, не образующий гидратов, не растворялся (не смешивался) с нефтью, а выделялся из нее в пузырьковом режиме и в максимальной степени снижал плотность нефти и обеспечивал максимальные лифтирующие свойства. При этом нефть от дополнительного тепла не образующих гидратов газов повышает свои текучие свойства за счет снижения вязкости. В этом заключается утилизация тепла газов, не образующих гидратов и отводящих тепло экзотермической реакции газов, образующих гидраты. На земной поверхности этот процесс является более регулируемым, например, применением холодильных устройств. Но тепло гидратообразования при этом используют для собственно сепарации с использованием тепла. В этом случае обеспечивают более экономный режим температурной сепарации.

В наземном сепараторе выделенный газ представляется возможным барботировать через толщу водного раствора кислоты с равномерным распределением газа по сечению толщи раствора кислоты. В этом случае в сепараторе осуществляют выделение, например, низконапорного газа на первой и второй ступени низкотемпературной сепарации нефти. Выделенный газ отводят в узел обработки в виде барботажной емкости определенной высоты, обеспечивающей необходимое время контакта газа с раствором кислоты. При этом образуют стабильные газовые гидраты. Скорость образования гидратной фазы регулируют температурой, давлением и степенью диспергирования пузырьков газа. Дополнительно процесс регулируют дросселированием отводимых газов, не образующих гидратов, за счет усиления степени перемешивания пузырьков газа и раствора кислоты и повышения степени однородности среды. После заполнения емкости гидратной фазой ее освобождают и процесс повторяют. В результате осуществляют сепарацию газа от жидкой фазы, а также сепарацию газа по его видам без потерь, без нанесения вреда экологии и безопасности собственного производства.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, при сепарации углеводородной продукции. Обеспечивает повышение эффективности сепарации углеводородной - нефтегазовой смеси за счет увеличения глубины сепарации, упрощения способа, возможности утилизации продуктов сепарации и обеспечения безопасности производства. Сущность изобретения: способ включает смешивание углеводородного газа с водным раствором кислоты при его показателе рН не более 4 с возможностью перехода гидратообразующего газа в гидратную фазу, при этом скорость образования гидратной фазы регулируют. 14 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ сепарации углеводородной смеси, включающий выделение газа из углеводородной - нефтегазовой смеси путем смешивания газа с водным раствором кислоты при его показателе рН не более 4, с возможностью перехода гидратообразующего газа в гидратную фазу, при этом скорость образования гидратной фазы регулируют.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что выделение газа из нефтегазовой смеси осуществляют в условиях скважины, при этом газ, не образующий гидратов, дополнительно используют в качестве естественного газлифта для подъема жидкости из добывающей скважины, а гидратную фазу используют для изоляции газоотдающего интервала в добывающей скважине.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что выделение газа из нефтегазовой смеси осуществляют после добычи нефтегазовой смеси из скважины.4. Способ по п.3, отличающийся тем, что из нефтегазовой смеси, добытой из скважины, выделяют попутный и/или низконапорный газ на первой и/или второй ступени сепарации при низкой и/или высокой температуре и отводят выделенный газ в узел обработки для образования в нем гидратной фазы.5. Способ по п.3 или 4, отличающийся тем, что выделенный газ барботируют через толщу водного раствора кислоты.6. Способ по п.3 или 4, отличающийся тем, что выделенный газ пропускают через пористый или волокнистый материал, смоченный водным раствором кислоты.7. Способ по п.6, отличающийся тем, что в качестве пористого или волокнистого материала принимают силикагель, и/или активированный уголь, и/или вату, и/или ткань.8. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве кислоты принимают уксусную или соляную кислоту.9. Способ по п.4, отличающийся тем, что узел обработки выполняют в виде емкости, по меньшей мере одной, с возможностью регулирования в ней давления и температуры.10. Способ по п.4 или 6, отличающийся тем, что узел обработки выполняют в виде емкости с отводом для жидкой фазы углеводородов.11. Способ по п.9, отличающийся тем, что емкость выполняют расходной с возможностью оперативного освобождения от гидратной фазы.12. Способ по п.4 или 9, отличающийся тем, что узел обработки выполняют с возможностью отвода из него тепла.13. Способ по п.1, отличающийся тем, что газы, не образующие гидратов, отводят с возможностью их дросселирования.14. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что за счет газов, не образующих гидратов, повышают лифтирующие и текучие свойства нефти.15. Способ по п.1 или 4, отличающийся тем, что теплом газов, не образующих гидратов, регулируют температуру сепарации нефтегазовой смеси.