Способ подготовки нефти Советский патент 1989 года по МПК B01D19/00 

(

4;

QO

00

Nd

00

Фие.З

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к технологии промысловой подготовки нефти, и может быть использовано для сепарации и очистки нефти от сероводорода.

Цель изобретения - повышение эффективности извлечения из нефти газообразных компонентов, включая сероводород.

Способ осуществляют следующим образом.

Проводят многоступенчатую сепарацию нефти и подачу газ а на смешение с нефтью в восходящем гаэожидкостном потоке при истинном объемном газосодержании нефти 3-30 и времени взаимодействия, не менее определяемого по формуле

,-к °ai2.i..L ,

D (0,888 -о(-о,49е)

где с - время взаимодействия нефти с газом; К 4,2-7,8 - эмпирический коэф-

фициент)

D - диаметр потока (для гладких труб внутренний диаметр трубопровода) ; 0 - истинное объемное газосодер

жание;

е - основание натурального логарифма.

Перед смешением нефти с газом целесообразно подавать в нефть реагент деэмульгатор,

При подготовке обводненной нефти подача в нефть реагента-деэмульгато- ра перед смешением ее с газом интенсифицирует массообмен за счет сниже- НИН вязкости и коэффициента поверхностного натяжения нефти и, следовательно, повышает эффективность способа,

В технологических трубопроводах установок подготовки нефти при истинном объемном газосодержании более 3 преобладает снарядный режим движения газожидкостной смеси. На горизонтальных участках он характеризуется нали чием относительно стабильных несмешивающихся объемов нефти и газа. Эффективность массообмена при этом мал Восходящий снарядный поток характеризуется интенсивным перемешиванием фаз. Движущиеся вверх жидкостные проки постоянно теряют часть жидкости. Отстающая жидкость под действием сил гравитации стекает вдоль стенок

труб, что увеличивает время контакт газа с жидкостью, В точке столкновения отставшей жидкости с началом следующей пробки возникает вихрь, который диспергирует газовую фазу и вовлекает ее в пробку жидкой фазы. Этот же вихрь способствует перемешиванию отставшей жидкости с жид- костью пробки.

Таким образом, повышение эффективности массообмена а следовательн дегазации нефти в восходящем газожидкостном потоке, по сравнению с горизонтальным достигается за счет увеличения времени контакта нефти с газом и удельной межфазной поверхности при снарядном движении потока

Под истинным объемным газосодержанием двухфазного потока понимают отношение объема газовой фазы при данных термодинамических условиях к объему жидкой фазы. Этот показатель поддерживают в заданных пределах путем изменения количества газа, подаваемого в нефтепровод перед ступенями сепарации нефти.

При истинном объемном газосодержании менее 3 снарядный режим движения газонефтяной смеси переходит в пузырьковый, что сопровождается снижением эффективности массообмена а следовательно, дегазации нефти и очистки от сероводорода.

Увеличение истинног о объемного газосодержания вьш1е 30 нецелесообразно, так как не приводит к существенному увеличению степени извлечения газообразных компонентов, I

На фиг, 1 представлена структура снарядного потока: горизонтального а и восходящего 5; на фиг,2 - экспериментальная зависимость эффективности извлечения газообразных компонентов ( I/) от истинного объемного газосодержания ( о) для горизонтального а и восходящего S двухфазных ПОТОКОВ; на фиг, 3 - принципиальная технологическая схема установки, реализующая предлагаемый способ.

Технологическая схема включает сепараторы высокого 1, среднего 2 и низкого 3 давления, установку 4 сероочистки и технологические газо- и нефтепроводы. Сепаратор 3 установлен на постаменте и соединен с вертикальным участком подводящего нефтепровода 5, нижняя часть которого

соединена с газопроводом 6, обеспечивающим подачу газа первой ступени сепарации, нефть отводится с установки по линии 7.

Размеры вертикального участка нефтепровода рассчитываются по следующей схеме,

По известным значениям внутреннего диаметра D нефтепровода, истинного объемного газосодержания / (при давлении сепарации 0,105 мПа принимается равным удельному расходу газа) и эмпирического коэффициента К (при отсутствии экспериментального значения коэффициента К принимается равным максимальному - 7,8) рассчитывается минимальное время взаимодействия С, Значение d рассчитывается, как отношение свободного объема газа в трубопроводе к объему нефти при давлении сепарации (с учетом собственного газового фактора сепарируемой нефти). По величине о( производительности по нефти и газу с учетом задержки жидкости в трубопроводе рассчитыва ется длина вертикального участка нефтепровода, обеспечивающая минимальное время взаимодействия f. В случае, когда расчетная длина вертикального участка нефтепровода не может быть достигнута на практике, увеличивают диаметр нефтепровода и расчет повторяют.

Пример, 1, Исходные данные: L 200 - производительность установки, D 0,5 MJ К 7,8, так как первоначальный расчет выполнен без предварительных экспериментальных исследований и согласно описанию изобретения эмпирический коэффициент принимается равным максимальному, е 2,72; с/ 3, тогда

-0,8 2,71

, 7,8-°-I12-i-3 --, 0,5 (0,888 - ) 8,4 с,

d 30

-0,4в. 1,71

78

-0,4. 1,71.

0,5(0,888 - 30 ) 2,2 с,

Далее по найденной величине минимально необходимого времени взаимодействия С , величине о( , производительности установки и диаметру

трубопровода рассчитываем минимальную длину вертикального участка нефтепровода Н по уравнению

н - 3600 гг52 л

где (ь- задержка жидкости в вертикальном участке нефтепровода по сравнению с временем движения газожидкостного потока в равновеликом участке трубопровода в режиме идеального вытеснения.

Задержка жидкости имеет место

вследствие непрерывного перетока части жидкости из вышерасположенных жидкостных пробок Б пробки, расположенные ниже. Задержка увеличивает время пребывания жидкости в трубопроводе.

Задержка рассчитывается, как отношение газосодержания потока «/ к относительной длине пробки газа (l n/lfl) и составляет:

при / 3 1,7

с/ ЪО /3 5,3 при величине критерия F г 0,01-0,1,

Тогда

Н,

)

3600 -3,14-0,52 1,7

5,6 м;

2gO 4j -|-30) 3,6 м . 3600-3,14-0,52-5,3

35

Способ осуществляется следующим образом.

Нефть со скважины проходит последовательно три ступени сепарации

1-3, в сепараторе 3 разгазируется до атмосферного давления и по линии 7 отводится с установки. Перед сепаратором 3 третьей ступени в начале вертикального участка нефтепровода

5 по газопроводу 6 в нефть подают

газ первой ступени сепарации, очищенный от сероводорода на установке 4 сероочистки, В трубопроводе при смешении нефти с газом происходит де50 сорбция легких углеводородных компонентов и сероводорода. При последующем разделении нефтегазовой смеси в сепараторе получают товарную нефть с пониженньв4 содержанием легких

55 углеводородных компонентов и сероводорода.

Наглядным подтверждением возможности достижения положительного эффекта лишь при предложенном значении

объемного газосодержания являются результаты лабораторных испытаний процесса на модельной смеси, представленные на фиг. 2 (кривая S ). Логарифмическая зависимость степени извлечения газообразного компонента (if) от газосодержания потока иллюстрирует высокую неустойчивость процесса в интервале газосодержания 0-3, в котором эффективность процесса изменяется более, чем в 30 раз. В этом интервале процесс практически не может быть реализован при промысловой подготовке нефти, поскольку поддер- жание постоянной эффективности при неизбежных изменениях расхода нефти, поступающей со скважин, становится задачей сложной и с помощью современных КИП и автоматики просто невоз- можной. Из графика следует также.

что при газосодержании .более 30 степень извлечения газообразного компонента постоянна и не зависит от величины истинного объемного газосодержания. Следовательно, в этом интервале процесс становится неупраляемым и как способ применяться не может. Положительный эффект может быть достигнут только в интервале газосодержания 3-30, в котором эффективность процесса изменяется в 2 раза, что при изменении расходных и термодинамических параметров дает возможность поддерживать требуемую степень извлечения компонента путем изменения расхода подаваемого газа, а следовательно, и о( ,

В таблице представлены результаты промьшленных испытаний процесса на установке сепарации нефти.

Изобретение относится к способам подготовки нефти и может использоваться в нефтяной промышленности. Целью изобретения является повышение эффективности извлечения из нефти газообразных компонентов, включая сероводород. Способ заключается в подаче газа по газопроводу 6 в начало вертикального участка нефтепровода 5 перед сепаратором низкого давления 3. При смешении нефти с газом в нефтепроводе 5 происходит десорбция легких углеводородных компонентов и сероводорода, в результате чего получается более стабильная товарная нефть, с меньшим содержанием сероводорода. Смешение нефти с газом происходит в восходящем газожидкостном потоке при истинном объемном газосодержании последнего 3-30. Время взаимодействия определяют по формуле τ=К 0,112+α^-°^,48е/D^.(0,888-Α^-°^,48E), где τ - время воздействия нефти с газом

К - эмпирический коэффициент (К=4,2-7,8)

Д - диаметр потока

α - истинное объемное газосоджержание

е - основание натурального логарифма. 1 з.п.ф-лы, 1 табл., 3 ил.

Сопоставительньш анализ полученных результатов по глубине очистки нефти от сероводорода известным и предложенным способами показал, что при смешении нефти с газом в восходящем газожидкостном потоке эффективность извлечения газообразных компонентов из нефти может быть увеличена на 27-33% по сравнению с вариантом смешения в горизонтальном трубопроводе,

Формула изобретения

смешение нефти с газом производят в восходящем газожидкостном потоке при истинном объемном газосодержании нефти 3-30 и времени взаимодействия, не менее определяемого по формуле

0 к °ill2-l f ,

- D (0,888 ,«-вг)

0

где С время взаимодействия нефти

с газом,

К 4,2-7,8 - эмпирический коэффициент;5 D - диаметр потока,

с - истинное объемное газосодержание

е - основание натурального логарифма .

0 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед смешением нефти с газом в нефть подают peaгент-деэмульгатор.

-f f