Способ подготовки нефти на промыслах. Методы подготовки нефти


Промысловая подготовка нефти.

 

Из нефтяных скважин в общем случае извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, попутного нефтяного газа, воды и механических примесей (песок, продукты коррозии и др.). В таком виде транспортировать продукцию нефтяных скважин по магистральным нефтепроводам нельзя.

Во-первых, вода – это балласт, и ее перекачка не приносит прибыль.

Во-вторых, при совместном течении нефти, газа и воды, значительно возрастают потери давления, а, следовательно, и энергии насосов.

В-третьих, пластовая вода вызывает усиленную коррозию трубопроводов и резервуаров, в связи с ее минерализацией, а присутствие механических частиц вызывает абразивный износ оборудования.

Цель промысловой подготовки – это дегазация, обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти.

 

I. Дегазация нефти.

Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат, в котором это происходит называется сепаратором, а сам процесс разделения - сепарацией.

 

Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того же количества пластовой жидкости. Однако при этом увеличиваются капиталовложения в сепараторы. В связи с вышесказанным число ступеней сепарации ограничивают двумя-тремя.

 

Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные.

 

Вертикальный сепараторпредставляет собой вертикально установленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снабженный патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода жидкой и газовой фаз, предохранительной и регулирующей арматурой, а также специальными устройствами, обеспечивающими разделение жидкости и газа.

(Рисунок 2).

Рисунок 2. Вертикальный сепаратор

А — основная сепарационная секция; Б — осадительная секция; В — секция сбора нефти; Г— секция каплеудаления; 1 — патрубок ввода газожидкостной смеси; 2 — раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3 — регулятор давления «до себя» на линии отвода газа; 4 — жалюзийный каплеуловитель; 5 — предохранительный клапан; 6 — наклонные полки; 7 — поплавок; 8 — регулятор уровня на линии отвода нефти; 9 — линия сброса шлама; 10 — перегородки; 11 — уровнемерное стекло; 12 — дренажная труба

Вертикальный сепаратор работает следующим образом

Газонефтяная смесь под давлением поступает в сепаратор по патрубку 1 в раздаточный коллектор 2 со щелевым выходом. Регулятором давления 3 в сепараторе поддерживается определенное давление, которое меньше начального давления газожидкостной смеси. За счет уменьшения давления из смеси в сепараторе выделяется растворенный газ. Поскольку этот процесс не является мгновенным, время пребывания смеси в сепараторе стремятся увеличить за счет установки наклонных полок 6, по которым она стекает в нижнюю часть аппарата. Выделяющийся газ поднимается вверх. Здесь он проходит через жалюзийный каплеуловитель 4, служащий для отделения капель нефти, и далее газ направляется в газопровод. Уловленная нефть по дренажной трубе 12 стекает вниз.

 

Контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществляется с помощью регулятора уровня 8 и уровнемерного стекла 11. Шлам (песок, окалина) из аппарата удаляется по трубопроводу 9.

 

Достоинствами вертикальных сепараторов являются относительная простота регулирования уровня жидкости, а также очистки от отложений парафина и механических примесей. Они занимают относительно небольшую площадь, что особенно важно в условиях морских промыслов, где промысловое оборудование монтируется на платформах или эстакадах. Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки: меньшую производительность по сравнению с горизонтальными при одном и том же диаметре аппарата; меньшую эффективность сепарации.

Горизонтальныйгазонефтяной сепаратор

Горизонтальныйгазонефтяной сепаратор (Рисунок 3) состоит из технологической емкости 1, внутри которой расположены две наклонные полки 2, пеногаситель 3, влагоотделитель 5 и устройство 7 для предотвращения образования воронки при дренаже нефти. Технологическая емкость снабжена патрубком 10 для ввода газонефтяной смеси, штуцерами выхода газа 4, нефти и 6 люк-лазом 8. Наклонные полки выполнены в виде желобов с отбортовкой не менее 150 мм. В месте ввода газонефтяной смеси в сепаратор смонтировано распределительное устройство 9.

 

Рисунок 3. Горизонтальный газонефтяной сепаратор

 

Сепаратор работает следующим образом. Газонефтяная смесь через патрубок 10 и распределительное устройство 9 поступает на полки 2 и по ним стекает в нижнюю часть технологической емкости. Стекая по наклонным полкам, нефть освобождается от пузырьков газа. Выделившийся из нефти газ проходит пеногаситель 3, где разрушается пена, и влагоотделитель 5, где очищается от капель нефти, и через штуцер выхода газа 4 отводится из аппарата. Дегазированная нефть накапливается в нижней части технологической емкости и отводится из аппарата через штуцер 6.

 

Для повышения эффективности процесса сепарации в горизонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства.

Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа

(Рисунок 4)

 

Рисунок 4. Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа состоит из:

 

1 — емкость; 2 — одноточный гидроциклон; 3 — направляющий патрубок; 4 — секция перетока; 5 — каплеотбойник; 6 — распределительные решетки; 7 — наклонные полки; 8 — регулятор уровня.

В одноточном гидроциклоне смесь совершает одновременно вращательное движение вокруг направляющего патрубка и нисходящее движение, образуя нисходящий вихрь. Нефть под действием центробежной силы прижимается к стенке циклона, а выделившийся и очищенный от капель жидкости газ движется в центре него. В секции перетока нефть и газ меняют направление движения с вертикального на горизонтальное и поступают раздельно в технологическую емкость. Далее газовый поток проходит каплеотбойник 5, распределительные решетки 6 и выходит из сепаратора. Нефть по наклонным полкам 7 стекает в нижнюю часть емкости. Ее уровень поддерживается с помощью регулятора 8.

 

 

II. ОБЕЗВОЖИВАНИЕ

При извлечении из пласта, движении по НКТ, а так же по промысловым трубопроводам из смеси нефти и воды образуется водонефтяная эмульсия. Для ее разрушения применяются следующие методы: 1. Гравитационное холодное разделение (отстой) 2. Внутритрубная деэмульгация. 3. Термическое воздействие. 4. Термохимическое воздействие.

5. Электрическое воздействие. 6. Фильтрация. 7. Разделение в поле центробежных сил.

1.Гравитационное холодное разделение применяется при высоком содержании воды и пластовой жидкости. Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия (сырьевые резервуары). После заполнения, которых вода осаждается в нижнюю часть (т. к. плотность воды больше чем плотность нефти). В отстойниках непрерывного действия отделение воды осуществляется при непрерывном прохождении обработанной смеси через отстойник.

2.Внутритрубнная деэмульгация – в смесь нефти и воды добавляется специальное вещество, которое называется деэмульгатор, в количестве 15 – 20 гр./1 тонну. Он разрушает бронирующую оболочку, капли укрупняются и легко отделяются в отстойнике.

3.Термическое воздействие –нефть перед отстаиванием нагревают в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах до температуры от +45 до +80 С.

4.Термохимическое воздействие – это сочетание термической и внутритрубной деэмульгации.

5.Электрическое воздействие –производится в аппаратах, которые называются электродегидраторы.Под действием электрического поля переменного тока промышленной частотой 50 герц и напряжением порядка 20 кВ появляются разноименные электрические заряды, в результате капельки притягиваются друг, к другу образуя крупные частицы, и затем оседают на дно емкости.

6.Фильтрация –разрушение не стойких эмульсий, в качестве материалов фильтров используют вещества, не смачивающиеся водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, а вода нет.

7.Разделение в поле центробежных сил - производится в центрифугах, которые представляют собой вращающиеся барабаны с большим количеством оборотов, где под действием сил инерции происходит разделение капель воды от капель нефти из – за разности их плотностей.

III.Обессоливание.

Осуществляется смешиванием обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственно эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой растворены соли. При смешивании с пресной водой соли распределяются по всему ее объёму и, следовательно, средняя концентрация солей в воде уменьшается: при обессоливание содержание солей в нефти доводят до величины менее 0,1%.

Похожие статьи:

poznayka.org

Способ подготовки нефти на промыслах

 

Использование: изобретение относится к области промысловой подготовки нефти, а именно, к ее обезвоживанию при гравитационном отстаивании и теплохимической обработке. Сущность: обводненную нефть обрабатывают деэмульгатором и отстаивают при нагреве нефти. Теплоноситель подводят под перевернутый вверх дном короб. Способ позволяет совмещать подогрев нефти теплопередачей через поверхность стенок и дна короба и конвективную теплоотдачу с тепло-массообменом между подогреваемой нефтью и теплоносителем. 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к области промысловой подготовки нефти, а именно к ее обезвоживанию при гравитационном отстаивании и теплохимической обработке.

Известен способ подготовки нефти, включающий обработку ее деэмульгатором и отстаивание с подогревом границы раздела отделившейся воды и промежуточного слоя. Этот способ позволяет выделять воду из промежуточного слоя, повысить качество разделения нефтяной эмульсии на фазы нефть и воду с довольно высоким их качеством. Однако он не устраняет потерь тепла с отделившейся водой [1] Известен способ подготовки нефти, включающий обработку ее деэмульгатором и отстаивание с подогревом промежуточного слоя, но он возможен при использовании эжектора для подвода теплоносителя, т.к. в этом случае обеспечивается перемешивание промежуточного слоя и теплоностеля, необходимое для разрушения устойчивой эмульсии промежуточного слоя. Однако при этом ухудшается качество отделившихся фаз, т. к. происходит унос промежуточного слоя с отделившейся нефтью и с отделившейся водой. Кроме того, у этого способа низкий коэффициент использования тепла из-за уноса его как с нефтью, так и с водой [2] В качестве прототипа выбран способ подготовки нефти, включающий обработку нефтяной эмульсии деэмульгатором и отстаивание ее с подогревом отстоявшейся нефти [3] Данный способ направлен на повышение степени обезвоживания нефти путем выделения остаточной воды из выделившейся в процессе отстаивания нефти. Однако данный способ характеризуется низким коэффициентом использования тепла, т.к. оно уносится восходящими потоками нагретой нефти, образующимися при локальном ее подогреве, предусмотренном данным способом. Восходящие потоки нефти образуют узкие каналы, по которым происходит быстрое перемещение тепла от нагревателя в верхние слои нефти, а нефть, оказавшаяся за пределами этих каналов, в теплообмене не участвует. Недостатком всех перечисленных выше способов подготовки нефти, предусматривающих использование тепла при обезвоживании, является ограничение температуры используемого теплоносителя, т.к. при ее повышении идет интенсивное газовыделение. При этом уменьшается коэффициент теплоотдачи (газ-жидкость), и увеличиваются потери тепла. Задачей изобретения является создание способа термохимического обезвоживания нефтяной эмульсии с наиболее эффективным ее разделением при рациональном использовании тепловой энергии. Поставленная задача решается способом подготовки нефтяной эмульсии, в котором обводненную нефть обрабатывают деэмульгатором и отстаивают при нагреве отстоявшейся нефти. Способ отличается тем, что теплоноситель подводят под перевернутый вверх дном короб. Этот способ позволяет совмещать подогрев нефти теплопередачей через стенки и дно (поверхности) короба и конвективную теплоотдачу с тепломассообменом между подогреваемой нефтью и теплоносителем. Тепло под короб может быть подано как путем впрыска под него жидкого теплоносителя (воды, нефти, нефтепродуктов и т.п.), так и установкой под ним труб с теплоносителем внутри них (пар, дымовые газы и т.д.). Использование данного способа позволяет повысить температуру теплоносителя и, соответственно, уменьшить его количество. При вводе жидкого теплоносителя непосредственно в зону отстоявшейся нефти, температура его, как правило, не должна превышать температуру насыщения нефти газом при данном давлении, т.к. температура подогрева нефти в конечном результате не должна допускать выделения из нее газа. В предлагаемом способе газ, выделяющийся из нефти в месте ее подогрева, остается под коробом и вновь растворяется в ней, чем предупреждается выделение его в отстоявшуюся нефть вне границ короба. Причем сама нефть, находящаяся под коробом, нагреваясь до высокой температуры, отдает часть тепла через поверхность короба и, кроме того, служит вторичным теплоносителем, передавая свое тепло нефти в отстойной зоне. Данный способ подготовки нефти характеризуется повышенным коэффициентом использования тепла, равномерностью прогрева всего объема отстоявшейся нефти и повышением качества разделившихся фаз. На чертеже представлен разрез аппарата для осуществления предлагаемого способа подготовки нефти. Аппарат состоит из емкости 1 для подготовки нефтяной эмульсии с штуцерами ввода ее 2 и вывода отделившихся воды 3 и нефти 4 и установленными в нефтяной зоне аппарата перевернутыми вверх дном коробами 5, под которые подведены устройства ввода 6 жидкого теплоносителя. Распределение эмульсии по аппарату производят через распределители. Способ осуществляется следующим образом. Нефтеводяная эмульсия обводненностью 80-85% с температурой 10-20oC, плотностью нефти 0,84 г/см3, обработанная деэмульгатором Реапон-4В с расходом 50 г/т нефти, поступает в аппарат 1 производительностью по нефти 2000 т/сут. через штуцер 2 и распределители эмульсии 7. При отстаивании эмульсия разделяется на нефть и воду с образованием промежуточного слоя. Нефть собирается в верхней части аппарата, образуя нефтяную зону отстойника, а отделившаяся вода через штуцер 4 отводится с низа аппарата. В нефтяную зону через устройства 6 под перевернутый короб 5 поступает жидкий теплоноситель (нефть и вода) с температурой 90oC. Теплоноситель смешивается с нефтью, находящейся под коробом, и отдает ей тепло, а эта смесь через поверхность короба 5 нагревает нефть нефтяной зоны аппарата 1. Нагретая смесь (нефть и теплоноситель) постепенно перетекает через кромки стенок короба в объем аппарата. Из нефти над коробом, выделяется вода и в виде капель попадает на границу раздела промежуточного слоя и нефти. При этом стенки коробов способствуют интенсификации межкапельной коалесценции. Нагретые капли воды приходят во взаимодействие с границей раздела фаз промежуточного слоя и воды и способствуют ее разрушению с выделением нефти и воды. Таким образом, нагретые капли воды проходят в нижнюю часть аппарата, т.е. через зоны промежуточного слоя, отстоявшейся воды и поступающей на подготовку нефтяной эмульсии, отдавая в них тепло и заставляя работать его на разделение эмульсии. К патрубкам вывода воды 4 из аппарата подходит вода, уже отдавшая значительную часть тепла, и потери его сводятся к допустимому минимуму. Смесь нефти с теплоносителем из короба, через его кромки, поступает в зону отстоя нефти за пределами короба, отдает тепло в объем, ранее не нагреваемый, чем заставляет его вступать в тепломассообмен с выделением в нем остаточной воды и выводится из аппарата через штуцер 3. Таким образом, значительно повышается коэффициент использования тепловой энергии расходуемой на разделение нефтяной эмульсии. Причем процесс идет равномерно, без интенсивного перемешивания и характеризуется высоким качеством отделившихся фаз. В таблице приведены результаты испытаний способа подготовки нефти по прототипу и по предлагаемому решению, подтверждающие сделанный вывод. При необходимости повода большого количества тепла (вязкие, асфальто-смолистые нефти), его можно подводить не непосредственным вводом жидкого теплоносителя, а с помощью, например, труб, установленных под коробом, через которые пропускают высокотемпературный теплоноситель дымовые газы, перегретый пар и т.п. В этом случае из нефти идет газовыделение. Однако газ вновь растворяется в нефти под коробом, отдавая ей при этом тепло нагрева. Таким образом, предотвращается газовыделение в объем отстоявшейся нефти, обеспечивается возможность ее глубокого прогрева и выделение остаточной воды. В прототипе использование высокотемпературных теплоносителей приводит к срыву процесса подготовки нефти и ухудшению качества отделившихся фаз.

Формула изобретения

Способ подготовки нефтяной эмульсии, включающий обработку ее деэмульгатором и разделение на нефть и воду при нагреве нефти, отличающийся тем, что нагрев нефти осуществляют подводом теплоносителя под перевернутый вверх дном короб.

РИСУНКИ

Рисунок 1

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при подготовке нефти на промыслах

Изобретение относится к технике разделения эмульсий, состоящих из двух несмешивающихся жидкостей различной плотности, и может быть использовано, в частности, для очистки промышленных и сточных вод от эмульгированной нефти и нефтепродуктов при любом соотношении компонентов с последующим их использованием

Изобретение относится к технологии очистки воды и может быть использовано при промысловой подготовке сточных вод для нагнетания их в пласты

Изобретение относится к способам обезвоживания и обессоливания нефти и может применяться при комплексной подготовке нефти в промысловых условиях и на нефтеперерабатывающих предприятиях

Изобретение относится к устройствам для разделения эмульсий несмешивающихся жидкостей в нефтеперерабатывающей, нефтехимической, газоперерабатывающей и других отраслях промышленности

Изобретение относится к масложировой промышленности и касается разложения жировых эмульсий

Изобретение относится к технологии разделения углеводородных эмульсий типа "вода-нефть", а именно, обезвоживания углеводородных газожидкостных и жидких сред в нефте- и газоперерабатывающей, нефте- и газодобывающей, нефтехимической, химической и других отраслях промышленности, где требуется обеспечение высокой степени обезвоживания

Изобретение относится к устройствам для разделения эмульгированных углеводородных сред в нефтегазодобывающей отрасли промышленности и может быть использовано для совместной подготовки нефти и воды на нефтепромыслах

Изобретение относится к устройствам для разделения эмульгированных углеводородных невязких сред с различным типом эмульсий при преобладании как углеводородной, так и водной фаз, и может быть использовано наряду с глубоким обезвоживанием углеводородных сред и топлив для очистки промысловых и сточных вод от нефти и нефтепродуктов в нефтегазодобывающей и нефтегазоперерабатывающей отраслях промышленности

Изобретение относится к химической технологии, а именно к производству моностеаратов многоатомных спиртов, используемых в косметический и пищевой промышленности

Изобретение относится к способам и устройствам для разделения эмульсий несмешивающихся жидкостей, в частности к сепараторам-фазоразделителям для установок вакуумной перегонки нефтяного сырья, и может найти применение в нефтеперерабатывающей, нефтехимической, газоперерабатывающей и других отраслях промышленности, улучшая при этом экологию окружающей среды

Изобретение относится к технике предварительного обезвоживания и сепарации нефти на промыслах и может быть использовано в других отраслях для разделения смесей жидкостей и газа

Изобретение относится к области переработки нефтешламовых, ловушечных и дренажных эмульсий

Способ подготовки нефти на промыслах

www.findpatent.ru

Способ промысловой подготовки парафинистой нефти

Изобретение относится к промысловой подготовке нефти и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей областях промышленности. Способ состоит в добавлении в парафинистую нефть отработанного масла в количестве 0,5-2,5 мас.%, перемешивании и последовательном воздействии ультразвуком с основной частотой излучателя 25-80 кГц и постоянным магнитным полем с магнитной индукцией 0,05-0,5 Тл. Скорость потока нефти через магнитное поле составляет 0,01-0,5 м/с. Затем обессоленную и очищенную от механических примесей нефть нагревают, смешивают с отработанным маслом в количестве от 0,5 до 2,5 мас.%, подвергают последовательно ультразвуковому воздействию с основной частотой излучателя 25-80 кГц и воздействию постоянного магнитного поля с магнитной индукцией 0,05-0,5 Тл со скоростью потока нефти через магнитное поле 0,01-0,5 м/с. Подготовленную нефть направляют в ректификационную колонну, где разделяют на углеводородные газы, легкий бензин и полуотбензиненную нефть. Технический результат - уменьшение коррозионной активности оборудования за счет снижения содержания хлористых солей и механических примесей; уменьшение давления, снижение нагрузки на технологическое оборудование, снижение затрат на транспорт отбензиненной нефти к нефтеперерабатывающему предприятию за счет увеличения выхода легкой бензиновой фракции при промысловой подготовке парафинистой нефти к переработке. 2 ил., 3 табл.

 

Изобретение относится к промысловой подготовке нефти и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей областях промышленности для увеличения глубины обессоливания нефти, очистки от механических примесей и улучшения стабилизации и/или отбензинивания на малотоннажных установках.

Известен способ отделения воды, солей и механических примесей посредством отстоя, с последующей стабилизацией и/или отбензиниванием нефти на промыслах [см. Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. М.: Химия, 1973, с.20]. Недостатком указанного способа является недостаточно четкое разделение эмульсии, отделение механических примесей и значительное время отстоя.

Известен способ термохимического деэмульгирования нефти [см. Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. Часть 1. М.: Химия, 1973, с.181]. Недостатком указанного способа является недостаточно четкое разделение эмульсии, отделение механических примесей и значительное время отстоя.

Известен электрический способ деэмульгирования сырой необессоленной нефти при больших производительностях на нефтеперерабатывающих заводах, включающий деэмульгирование нефти с последующим отделением смеси газов и легкого бензина в колонне [см. Глаголева О.Ф., Капустин В.М., Гюльмисарян Т.Г и др. Технология переработки нефти и газа. Часть 1. М.: Химия, 2007, с.337-339, с.284]. При этом обезвоживание и обессоливание происходит в электрическом поле, а обработанная парафинистая нефть (мангышлакская) содержит 4 мг/л солей. С верха отбензинивающей колонны уходят газы и легкие бензиновые пары. В результате предварительного выделения из нефти части бензиновых компонентов удается избежать большого давления в змеевике печи при дальнейшей ректификации, а также потерь легких углеводородов при транспортировке с промыслов (если отбензинивание реализуется на промысле).

Недостатком указанного способа является недостаточное обессоливание парафинистой нефти, недостаточное отделение механических примесей и недостаточно полное отбензинивание, применение сложного оборудования (электродегидраторов).

Известен способ интенсификации процесса деэмульгирования нефти водонефтяной эмульсии, включающий обработку ее сильным магнитным полем и последующий отстой, позволяющий ускорить отделение нефти в 2-3 раза [см. Патент РФ №2095119, 1997 г.]. Недостатком указанного способа является низкая эффективность обезвоживания водонефтяных эмульсий, образованных парафинистыми нефтями, обладающих ничтожно малым парамагнетизмом.

Известен способ интенсификации процесса перегонки остаточных нефтепродуктов, при котором тяжелые остаточные нефтепродукты подвергают воздействию ультразвука и постоянного магнитного поля. Недостатком указанного способа является невозможность его применения в процессе перегонки нефтей, в особенности парафинистых, обладающих ничтожно малым парамагнетизмом [см. Патент РФ №2335524, 2008 г.].

Наиболее близким по совокупности признаков является способ промысловой подготовки сырой нефти, включающий термохимическое деэмульгирование нефти с последующим отделением смеси газов и легкого бензина в колонне [см. Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. Часть 1. М.: Химия, 1973, с.194-195]. Недостатком указанного способа является недостаточно четкое разделение эмульсии, отделение механических примесей и недостаточно полное отбензинивание.

Техническая задача - увеличение глубины обессоливания и отделения механических примесей, увеличение полноты отбора легкой бензиновой фракции н.к.-120°C при промысловой подготовке парафинистой нефти к переработке.

Технический результат - усовершенствование способа промысловой подготовки парафинистой нефти, приводящее к уменьшению коррозионной активности оборудования за счет снижения содержания хлористых солей и механических примесей; позволяющее уменьшить давление, снизить нагрузку на технологическое оборудование, получить дополнительное количество бензиновой фракции по месту добычи, снизить затраты на транспорт отбензиненной нефти к нефтеперерабатывающему предприятию за счет увеличения выхода легкой бензиновой фракции при промысловой подготовке парафинистой нефти к переработке.

Он достигается тем, что в сырую парафинистую нефть (водонефтяную эмульсию) добавляют отработанное масло в количестве от 0,5 до 2,5 мас.% (для увеличения парамагнитной активности нефти), перемешивают и подвергают последовательно ультразвуковому воздействию с основной частотой излучателя 25-80 кГц и воздействию постоянного магнитного поля с магнитной индукцией 0,05-0,5 Тл со скоростью потока нефти через магнитное поле 0,01-0,5 м/с для преобразования дисперсной структуры водонефтяной эмульсии, обогащенной парамагнитными центрами, после чего направляют в сепаратор для отстаивания соленой воды и механических примесей. Обессоленную и очищенную от механических примесей нефть смешивают с 0,5-2,5 мас.% отработанного масла для увеличения ее парамагнитной активности и подвергают последовательно ультразвуковому воздействию с основной частотой излучателя 25-80 кГц и воздействию постоянного магнитного поля с магнитной индукцией 0,05-0,5 Тл со скоростью потока нефти через магнитное поле 0,01-0,5 м/с для преобразования дисперсной структуры нефти и направляют в ректификационную колонну, в которой происходит разделение подготовленной нефти на углеводородные газы, легкий бензин и полуотбензиненную нефть. Благодаря комбинированному волновому воздействию и добавкам отработанного масла для усиления его влияния степень обессоливания и очистки от механических примесей увеличивается по сравнению с известным способом в несколько раз, а полнота отбора легкой бензиновой фракции н.к.-120°C - на 1,5-5 мас.%.

Принципиальная технологическая схема подготовки парафинистой нефти к переработке по предлагаемому способу приведена на фиг.1, имеющей следующие обозначения: 1 - насос; 2, 6 - теплообменники; 3 - смеситель; 4, 7 - блок ультразвуковой и магнитной обработки; 5 - сепаратор; 8 - отбензинивающая колонна; I - сырая нефть; II - вода; III - деэмульгатор; IV - отработанное масло; V, VIII - углеводородный газ; VI - солестоки; VII - обессоленная и очищенная от мехпримесей нефть; IX - полуотбензиненная нефть; X - орошение.

На фиг.2 приведена принципиальная технологическая схема подготовки парафинистой нефти к переработке по известному способу, где 1 - насос; 2, 5 - теплообменники; 3 - смеситель; 4 - отстойники-сепараторы; 6 - отбензинивающая колонна; I - сырая нефть; II - вода; III - деэмульгатор; IV, VII - углеводородный газ; V - солестоки; VI - обессоленная нефть; VIII - полуотбензиненная нефть; IX - орошение.

Характеристики сырой парафинистой нефти приведены в Таблице 1, отработанного масла - в Таблице 2. Для анализа нефти и нефтепродуктов использованы стандартные методы, приведенные в Таблице 3.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом: сырую парафинистую нефть, нагретую до температуры 40-60°С, смешивали с водой (0,1-0,5 мас.%), с 5-50 ppm деэмульгатора (Геркулес 1603; Кемеликс; Прогалит; Дипроксамин и др.) и с 0,5-2,5 мас.% отработанного масла, перемешивали и на проточной установке подвергали воздействию ультразвука с основной частотой излучателя 25-80 кГц, а затем постоянным магнитным полем с магнитной индукцией 0,05-0,5 Тл при скорости потока 0,01-0,5 м/с и направляли в емкость для отстаивания. Обессоленную и очищенную от механических примесей нефть отбензинивали, предварительно подвергая последовательно ультразвуковому воздействию с основной частотой излучателя 25-80 кГц и воздействию постоянного магнитного поля с магнитной индукцией 0,05-0,5 Тл при скорости потока 0,01-0,5 м/с, смешав с 0,5-2,5 мас.% отработанного масла.

Содержание хлористых солей и механических примесей уменьшилось в 15-35 раза. Выход фракции увеличился на 1,5-5 мас.%.

Пример 1

Нагретую до 50°С сырую парафинистую нефть, содержащую 28,2 мг/м3 хлористых солей и 0,064 мас.% механических примесей, смешивали с водой (0,3 мас.%), вводили 1,5 мас.% отработанного масла и 25 ppm деэмульгатора Геркулес 1603, перемешивали и подвергали последовательно ультразвуковому воздействию с основной частотой излучателя 45 кГц и воздействию постоянного магнитного поля с магнитной индукцией 0,08 Тл при скорости потока 0,02 м/с, после чего направляли в сепаратор для отделения соленой воды и механических примесей. В обессоленную и очищенную от механических примесей нефть добавляли 1,5 мас.% отработанного масла, подвергали последовательно ультразвуковому воздействию с основной частотой излучателя 45 кГц и воздействию постоянного магнитного поля с магнитной индукцией 0,08 Тл при скорости потока 0,02 м/с, помещали в аппарат для разгонки нефти, смешивали с отработанным маслом, затем нагревали и отгоняли фракцию н.к.-120°С.

Содержание хлористых солей уменьшилось в 35 раз, механических примесей - в 20 раз. Выход фракции увеличился на 4,4 мас.%.

Пример 2

Нагретую до 50°С сырую парафинистую нефть, содержащую 28,2 мг/м3 хлористых солей и 0,064 мас.% механических примесей, смешивали с водой (0,3 мас.%), вводили 1,5 мас.% отработанного масла, подвергали последовательно ультразвуковому воздействию с основной частотой излучателя 45 кГц и воздействию постоянного магнитного поля с магнитной индукцией 0,3 Тл при скорости потока 0,05 м/с, после чего направляли в сепаратор для от деления соленой воды и механических примесей. В обессоленную и очищенную от механических примесей нефть добавляли 1,5 мас.% отработанного масла, подвергали последовательно ультразвуковому воздействию с основной частотой излучателя 45 кГц и воздействию постоянного магнитного поля с магнитной индукцией 0,15 Тл при скорости потока 0,05 м/с, помещали в аппарат для разгонки нефти, смешивали с отработанным маслом, нагревали и отгоняли фракцию н.к.-120°С.

Содержание хлористых солей уменьшилось в 26 раз, механических примесей - в 15 раз. Выход фракции увеличивался на 3,3 мас.%.

Пример 3 - сравнительный, без обработки ультразвуком и магнитным полем

В нагретую до 50°С сырую парафинистую нефть, содержащую 28,2 мг/м хлористых солей и 0,064 мас.% механических примесей, вводили 25 ppm деэмульгатора Геркулес 1603, перемешивали, после чего направляли в сепаратор для отделения соленой воды и механических примесей. Обессоленную и очищенную от механических примесей нефть помещали в аппарат для разгонки нефти, нагревали и отгоняли фракцию н.к.-120°С.

Содержание хлористых солей уменьшилось в 11 раз, механических примесей - в 5 раз. Выход фракции увеличился на 1,5 мас.%.

Положительный эффект указанного способа заключается в усовершенствовании известного способа промысловой подготовки парафинистой нефти, приводящем к уменьшению коррозионной активности оборудования за счет снижения содержания хлористых солей и механических примесей; позволяющем уменьшить давление, снизить нагрузку на технологическое оборудование, получить дополнительное количество бензиновой фракции по месту добычи, снизить затраты на транспорт отбензиненной нефти к нефтеперерабатывающему предприятию за счет увеличения выхода легкой бензиновой фракции при промысловой подготовке парафинистой нефти к переработке.

Благодаря комбинированному воздействию ультразвука и постоянного магнитного поля, а также добавкам отработанного масла степень обессоливания и очистки от механических примесей увеличивается по сравнению с известным способом в 15-35 раз, а полнота отбора легкой бензиновой фракции н.к.-120°С - на 1,5-5 мас.%.

Таблица 1
Характеристики нефти
Наименование Значение показателя
Коксуемость, % 0,32
Зольность, % 0,16
Фракционный состав, °C
н.к. 48
10% 110
20% 132
30% 167
40% 206
50% 252
60% 281
70% 331
80% 361
Выход до 120°C, мас.% 12,43
Выход до 200°C, мас.% 38,5
Выход до 350°C, мас.% 75,8
Мех. примеси, мас.% 0,064
ДНП, кПа 1,58
Кин. вязкость при 50°C 1,76
20°C 3,01
Хлористые соли, мг/дм3 28,2
Содержание парафинов, мас.% 4,8
Концентрация ПМЦ·1017, спин/г 2,4
Содержание серы общей, мас.% 0,23
Содержание воды, об.% 1,2
Молекулярная масса 171
Таблица 2
Характеристики отработанного масла
Наименование Значение
Вязкость при 50°C, сСт 22
Температура вспышки в открытом тигле, °C 216
Массовая доля мехпримесей, мас.% 0,006
Массовая доля воды, об.% сл.
Плотность при 20°C, кг/м3 864,6
Таблица 3
Методы определения характеристик нефтепродуктов
Показатель ГОСТ метода испытания
Плотность, кг/м3 3900-85
Механические примеси, мас.% 6370-83
Содержание воды, об.% 2477-78
Содержание хлористых солей, мг/м3 21534-76
Фракционный состав, об.% 2177-99
Зольность, мас.% 1461-75
Содержание общей серы, мас.% 1437-75
Кинематическая вязкость, мм2/с 6258-72
Коксуемость по Кондрансону, мас.% 19923-99
Парафины, мас.% 11851-85
Давление насыщенных паров, кПа 1756-2000

Способ промысловой подготовки парафинистой нефти, включающий термохимическое деэмульгирование нефти с деэмульгатором и промывочной водой с последующим отделением смеси газов и легкого бензина в колонне, отличающийся тем, что в парафинистую нефть добавляют отработанное масло в количестве от 0,5 до 2,5 мас.%, перемешивают и подвергают последовательно ультразвуковому воздействию с основной частотой излучателя 25-80 кГц и воздействию постоянного магнитного поля с магнитной индукцией 0,05-0,5 Тл, со скоростью потока нефти через магнитное поле 0,01-0,5 м/с, обессоленную и очищенную от механических примесей нефть нагревают, смешивают с отработанным маслом в количестве от 0,5 до 2,5 мас.%, подвергают последовательно ультразвуковому воздействию с основной частотой излучателя 25-80 кГц и воздействию постоянного магнитного поля с магнитной индукцией 0,05-0,5 Тл, со скоростью потока нефти через магнитное поле 0,01-0,5 м/с и направляют подготовленную нефть в ректификационную колонну, где разделяют ее на углеводородные газы, легкий бензин и полуотбензиненную нефть.

www.findpatent.ru

Способ подготовки нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефти на нефтепромысле и выделении широкой фракции легких углеводородов - ШФЛУ. Обеспечивает повышение выхода ШФЛУ из нефти. Сущность изобретения: проводят разделение нефти на фракции в ректификационной колонне, летучие соединения направляют в теплообменник, затем направляют в конденсатосборник, где отделяют жидкую фазу и осаждают на дно и отделяют парообразную фазу, скапливающуюся в верхней части. Со дна конденсатосборника отводят воду с температурой 70-90°C. Выше с уровня над водным слоем отводят жидкие углеводороды С6+выше для дальнейшего охлаждения в теплообменниках и накопления в буферно-сепарационной емкости. Часть жидких углеводородов С6+выше отправляют потребителям, остальную часть подают в поток нефти, поступающей в ректификационную колонну. ШФЛУ из конденсатосборника направляют в дополнительный теплообменник, где их охлаждают до температуры, достаточной для конденсации. Далее сконденсировавшуюся ШФЛУ направляют в буферно-сепарационную емкость, откуда откачивают и часть ШФЛУ подают в верхнюю часть ректификационной колонны, а избыточную часть ШФЛУ подают на склад. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефти на нефтепромысле и выделении широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ).

Известен способ переработки нефти путем нагрева и разделения во фракционирующей колонне при давлении 0,005-0,25 МПа с получением стабильной нефти и с верха колонны низкокипящих фракций при подаче на верх колонны части охлажденной стабильной нефти, последующего компремирования низкокипящих фракций и подачи их в низ неполной ректификационной колонны с разделением при давлении 0,8-1,2 МПа на остаточную фракцию и паровую фазу, отводимую с верха колонны с последующей конденсацией ее с получением газа и конденсата, содержащего ШФЛУ. Для повышения выхода ШФЛУ газ и конденсат направляют самотеком на разделение в середину фракционирующего абсорбера, остаточную фракцию направляют в шлем фракционирующего абсорбера, полученную при этом с первой тарелки над зоной питания промежуточную фракцию смешивают с исходным сырьем и с низа фракционирующего абсорбера отводят широкую фракцию легких углеводородов (патент РФ №1372922, опубл. 2000.02.20).

Известный способ не позволяет отбирать из нефти значительное количество ШФЛУ.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ стабилизации нефти на установке комплексной подготовки нефти (В.П.Тронов. Сепарация газа и сокращение потерь нефти. Казань: Фен, 2002 г., с.253-256 - прототип). При подготовке нефти проводят разделение нефти на фракции в ректификационной колонне, охлаждение летучих соединений в теплообменнике, сепарирование ШФЛУ, возврат части ШФЛУ в верхнюю часть ректификационной колонны и направление остальной части на склад. Установка для разделения нефти включает насосы, теплообменники, отстойник обессоливания-обезвоживания, печь, ректификационную колонну, холодильники водяного охлаждения, сепаратор широкой фракции легких углеводородов, емкость для сбора конденсата паровой фазы, сепаратор нефти. В цикле получения ШФЛУ участвуют ректификационная колонна, холодильник водяного охлаждения, сепаратор ШФЛУ, насос и трубопроводы.

Массовая доля отобранной ШФЛУ составляет до 3,5% массы обессоленной нефти, что составляет не более 80% от потенциально возможного.

В предложенном способе решается задача повышения выхода ШФЛУ из нефти.

Задача решается тем, что в способе подготовки нефти, включающем разделение нефти на фракции в ректификационной колонне, охлаждение летучих соединений в теплообменнике, сепарирование широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), возврат части ШФЛУ в верхнюю часть ректификационной колонны и направление остальной части на склад, согласно изобретению пары летучих соединений охлаждают в теплообменнике до температуры, достаточной для конденсации углеводородов С6+выше и воды при установившемся давлении в теплообменнике, а перед сепарированием пары ШФЛУ с составом C2-С5, сконденсировавшиеся компоненты С6+выше и воду направляют в конденсатосборник, где отделяют жидкую фазу и осаждают на дно конденсатосборника, со дна конденсатосборника отводят воду для повторного использования в технологических целях, выше с уровня над водным слоем отводят жидкие углеводороды С6+выше для дальнейшего охлаждения в теплообменниках и накопления в буферно-сепарационной емкости, часть жидких углеводородов С6+выше отправляют потребителям, остальную часть подают в поток нефти, поступающей в ректификационную колонну, а ШФЛУ из конденсатосборника направляют в дополнительный теплообменник, где их охлаждают до температуры, достаточной для конденсации углеводородов С2-С5.

Сущность изобретения

Проблема повышения выхода ШФЛУ из нефти решалась многими способами, однако до сих пор выход ШФЛУ не превышает 80% от возможного. В предложенном способе решается задача повышения выхода ШФЛУ из нефти. Задача решается следующим образом.

При подготовке нефти используют оборудование, представленное на фиг.1 и 2. Согласно технологической схеме подготовки нефти проводят разделение нефти на фракции в ректификационной колонне 1 при температуре 130-150°С и давлении 4,8-5,3 кгс/см2. С верха колонны 1 отбирают летучие соединения с температурой 110-120°С, направляют их в теплообменник 2 под давлением 4,8-5,5 кгс/см2, где охлаждают до температуры 70-90°С. Из теплообменника 2 смесь паров ШФЛУ с составом углеводородов С2-C5, сконденсировавшиеся компоненты С6+выше и воду направляют в конденсатосборник 3 под давлением 4,8-5,5 кгс/см2 для разделения газообразной (ШФЛУ) и жидкой фазы (компоненты С6+выше и вода). Конденсатосборник 3 представляет собой емкость объемом от 16 до 100 м3, оснащенную внутренней начинкой для конденсации паров воды и фракции углеводородов С6+выше, раздельного отвода из емкости воды и сконденсировавшихся углеводородов С6+выше и отвода ШФЛУ.

Поток газожидкостной смеси поступает в конденсатосборник 3 под коалесцирующую секцию 4, представляющую собой каркасную конструкцию, в которой размещены коалесцирующие элементы, представляющие собой оребренные трубы диаметром 25 мм с коэффициентом оребренности от 9 до 20, длина труб 2-3 м, пакет состоит из 8-12 рядов по 30-60 труб в ряду. В коалесцирующей секции 4 малые капли жидкой фазы сливаются, укрупняются и осаждаются на дно конденсатосборника 3. На дне жидкость, состоящая из воды и компонентов С6+выше, под действием разности плотностей разделяется на воду и компоненты С6+выше. Со дна конденсатосборника 3 отводится вода с температурой 70-90°С с расходом 3-12 м3/час и под давлением 4,5-5,2 кгс/см2 для повторного использования в технологических целях (для обессоливания нефти и увеличения выработки ШФЛУ). Компоненты С6+выше отводятся с уровня над водным слоем с расходом 2-10 м3/час и под давлением 4,5-5,2 кгс/см2 (в зависимости от требуемого состава смеси компонентов С6+выше) для дальнейшего охлаждения в теплообменниках 5 и накопления в буферно-сепарационных емкостях 6. Часть жидких углеводородов С6+выше отправляют потребителям, остальную часть подают в поток нефти, поступающей в ректификационную колонну 1.

В конденсатосборнике 3 пары ШФЛУ после отделения жидкой фазы направляются на каплеотбойник 7, представляющий собой коалесцирующую насадку на перфорированную трубу, где отделяются капли углеводородов С6+выше и далее на выход из конденсатосборника 3 для последующего охлаждения и конденсации в теплообменниках 8, где ШФЛУ охлаждают до температуры (10-22°С), достаточной для конденсации углеводородов состава С2-С5 при давлении 4-4,5 кгс/см2. Далее сконденсировавшуюся ШФЛУ направляют в буферно-сепарационную емкость 9 с расходом 20-30 м3/час и под давлением 4-4,8 кгс/см2, где происходит отделение несконденсировавшихся углеводородов и остатков воды. Из буферно-сепарационной емкости 9 ШФЛУ с расходом 20-30 м3/час самотеком или насосом 10 закачивают на бензосклад 11.

Пример конкретного выполнения

Проводят разделение нефти на фракции в ректификационной колонне 1 (см. фиг.1 и 2) с расходом по обессоленной нефти на входе 380 т/час при температуре 140°С и давлении 5,1 кгс/см2. С верха колонны 1 отбирают летучие соединения с температурой 116°С, направляют их в теплообменник 2, где охлаждают до температуры 85°С. Газожидкостную смесь углеводородов направляют в конденсатосборник 3. Со дна конденсатосборника 3 отводят воду с температурой 85°С в объеме 5,6 м3/час для повторного использования в технологических целях. Выше с уровня над водным слоем отводят жидкие углеводороды С6+выше в объеме 14 м3/час для дальнейшего охлаждения в теплообменниках 5 и накопления в буферно-сепарационных емкостях 6. 30% жидких углеводородов С6+выше отправляют потребителям, остальную часть подают в поток нефти, поступающей в ректификационную колонну 1. Пары ШФЛУ из конденсатосборника 3 направляют в дополнительные теплообменники 8, где их охлаждают до температуры 15°С, достаточной для конденсации при давлении 4,3 кгс/см2. Далее сконденсировавшуюся ШФЛУ направляют в буферно-сепарационную емкость 9, из которой ШФЛУ откачивают насосом 10 в объеме 30 м3/час на бензосклад 11.

Предложенный способ по сравнению с традиционным позволяет увеличить отбор ШФЛУ из нефти до 95% от потенциально возможного, что на 15% больше, чем по прототипу.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения выхода ШФЛУ из нефти.

Способ подготовки нефти, включающий разделение нефти на фракции в ректификационной колонне, охлаждение летучих соединений в теплообменнике, сепарирование широкой фракции легких углеводородов -ШФЛУ, возврат части ШФЛУ в верхнюю часть ректификационной колонны и направление остальной части на склад, отличающийся тем, что пары летучих соединений охлаждают в теплообменнике до температуры, достаточной для конденсации углеводородов С6+выше и воды при установившемся давлении в теплообменнике, а перед сепарированием пары ШФЛУ с составом С2-С5, сконденсировавшиеся компоненты С6+выше и воду направляют в конденсатосборник, где отделяют жидкую фазу и осаждают на дно конденсатосборника, со дна конденсатосборника отводят воду для повторного использования в технологических целях, выше с уровня над водным слоем отводят жидкие углеводороды С6+выше для дальнейшего охлаждения в теплообменниках и накопления в буферно-сепарационной емкости, часть жидких углеводородов С6+выше отправляют потребителям, остальную часть подают в поток нефти, поступающей в ректификационную колонну, а ШФЛУ из конденсатосборника направляют в дополнительный теплообменник, где их охлаждают до температуры, достаточной для конденсации углеводородов С2-С5.

www.findpatent.ru

Способ подготовки нефти и газа

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам подготовки нефти и газа, и может быть использовано при многоступенчатой сепарации углеводородных жидкостей. Сущность способа заключается в том, что давление на второй ступени сепарации определяют по формуле P2=(0.231-0.251)P(10.35-0.38) , где P1 - давление на первой ступени, МПа; P2 - давление на второй ступени, МПа. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам подготовки нефти и газа, и может быть использовано при многоступенчатой сепарации углеводородных жидкостей.

Наиболее близким к предлагаемому является способ подготовки нефти и газа, включающий двухступенчатую сепарацию нефти, подачу нефти в резервуар, отбор и рециркуляцию газа второй ступени на первую ступень сепарации. Способ позволяет снизить потери конденсата при транспортировании газа по сравнению с обычной многоступенчатой сепарацией, поскольку часть тяжелых углеводородов, ранее выпадавшая в виде конденсата, из рециркулируемого газа от второй ступени и от резервуара переходит в нефть, выполняющую роль абсорбента. Однако некоторая часть тяжелых компонентов, перешедших из рециркулируемого газа в нефть на первой ступени, возвращается обратно из нефти в газ на второй ступени и в резервуарах, что приводит к увеличению требуемой для компримирования увеличившегося объема газа производительности компрессора и повышению энергетических затрат на компримирование увеличившегося объема газа. Например, при сокращении потерь конденсата в транспортном газопроводе с 2,25 до 0,98 кмоль (т. е. в 2,3 раза) объем компримируемого газа возрастает с 48,28 до 61,02 кмоль (т. е. на 26,4% ) соответственно растут энергетические затраты с 1,58 до 2,00 кмоль (энергетические затраты выражены в киломолях углеводородного газа, необходимого для выработки электрической энергии с учетом потерь на преобразование энергии и транспортирование). Если избыточные мощности для компримирования газа отсутствуют, данный способ практически становится неосуществимым, так как требуются установка дополнительного компрессора и изменения в компрессорном хозяйстве. При использовании же резервных компрессорных мощностей для осуществления известного способа снижается надежность перекачки газа. Целью предлагаемого способа является снижение производительности компрессора для компримирования газа, сокращение энергетических затрат на компримирование газа и потерь углеводородов от конденсации при транспортировании газа. Поставленная цель достигается описываемым способом подготовки нефти и газа, включающим двухступенчатую сепарацию нефти, подачу нефти в резервуар, отбор и рециркуляцию газа из резервуара и со второй ступени на первую ступень. Новым является то, что процесс ведут в режиме регулирования давления при отборе газа со второй ступени в пределах, определяемых по формуле P2= (0.231-0.251)P(10.35-0.38), где Р1 - давление на первой ступени сепарации, МПа; Р2 - давление на второй ступени сепарации, МПа. На фиг. 1 показана схема осуществления предлагаемого способа подготовки нефти и газа. Способ осуществляется в следующей последовательности. Нефть поступает по нефтепроводу 1 в сепаратор первой ступени 2, где сепарируется при давлении Р1. Газ сепарации отводится в транспортный газопровод 3 потребителю, а нефть - далее на вторую ступень сепарации 4, давление на которой поддерживается равным P2= (0.231-0.251)P(10.35-0.38), где Р1 и Р2 - выражены в МПа. После второй ступени сепарации нефть поступает в резервуар 5, где давлением поддерживается равным 0,1-0,102 МПа. Газ со второй ступени 4 и из резервуара 5 сжимается компрессором 6 и подается по газопроводу 7 на рециркуляцию в нефтепровод 1 перед первой ступенью сепарации 2. В результате рециркуляции наиболее тяжелые компоненты из газа переходят в нефть, поэтому в транспортный газопровод 3 поступает газ с пониженным содержанием тяжелых компонентов, что позволяет снизить потери газа от конденсации при транспортировании. Поддержание на второй ступени сепарации 4 давления, рассчитанного по приведенной формуле, позволяет снизить требуемую производительность компрессора для компримирования газа, сократить энергетические затраты на компримирование и снизить потери газа от конденсации в транспортном газопроводе. Были проведены исследования по изучению влияния изменения давления второй ступени Р2 при заданном давлении первой ступени сепарации Р1 на потери от конденсации в транспортном газопроводе и энергетические затраты (см. табл. 1). Из табл. 1 видно, что как потери от конденсации в транспортном газопроводе Пк, так и энергетические затраты на компримирование Пз (соответственно и требуемая для компримирования газа производительность компрессора) при изменении давления 2-й ступени Р2 от 0,101 МПа до давления, равного давлению 1-й ступени Р1, вначале снижаются до некоторого минимального значения, затем вновь растут. Такая же зависимость наблюдается и для суммарных потерь Пс = Пк+ Пэ. Из табл. 1 также видно, что при любых давлениях 1-й ступени достигается минимальное значение потерь Пс. Причем при заданном Р1минимальное значение потерь Пс достигается при определенном Р2. Например, если Р1 = 0,62 МПа, то минимальные потери Пс наблюдаются при Р2 = 0,2 МПа (Пс = 2.564 кмоль), а если Р1 = 0,32 МПа, то минимальные потери Пс наблюдаются при Р2 = 0,16 МПа (Пс = 2,036 кмоль). Отсюда следует, что поддержание давления на второй ступени близким к 0,1 МПа не является наилучшим и существует некоторое оптимальное значение давления второй ступени, зависящее от давления на первой ступени сепарации. На фиг. 2 показана графическая зависимость давления второй ступени, при котором достигаются минимальные значения потерь от конденсации при транспортировании газа и энергетических затрат от давления, поддерживаемого на первой ступени сепарации, то есть зависимость Р2 = f(P1). Пунктирные линии на фиг. 2 ограничивают область кривых Р2 = f(P1), характерных для нефтей различных месторождений, а также для различных условий сепарации нефти и конденсации газа в транспортном газопроводе. Все эти зависимости описываются формулой P2= (0.231-0.251)P(10.35-0.38), где Р1 - давление на первой ступени, МПа; Р2 - давление на второй ступени, при котором достигается минимальное значение Пк, Пэ и Пс = Пк + Пэ, МПа. Таким образом, поддержание на второй ступени давления, рассчитанного по указанной формуле, позволяет снизить потери углеводородов от конденсации в транспортном газопроводе, уменьшить или исключить дополнительные мощности для компримирования газа за счет сокращения объема газа второй ступени и резервуарного газа и, следовательно, снизить энергетические затраты на компримирование. Пример конкретного выполнения. Нефть в количестве 100 кмоль/ч поступает по трубопроводу 1 в сепаратор первой ступени, где поддерживают давление 0,42 МПа. Газ сепарации отводится в транспортный газопровод 3 потребителю, а нефть - далее на вторую ступень сепарации 4, где поддерживают давление, рассчитанное по формуле - 0,17 МПа. Далее нефть поступает в резервуар 5, где поддерживается давление 0,1 МПа. Газ со второй ступени 4 и из резервуара 5 отбирается компрессором 6 и в количестве 27,31 кмоль/ч подается по газопроводу 7 на рециркуляцию в нефтепровод 1 перед первой ступенью 2. На компримирование этого количества газа расходуется энергия (углеводородный эквивалент) 0,9 кмоль/ч. Обработанный нефтью газ рециркуляции совместно с газом первой ступени сепарации в количестве 280,2 кмоль/ч поступает в транспортный газопровод потребителю. При транспортировании часть газа теряется из-за конденсации в газопроводе при давлении и температуре транспортирования 0,42 МПа и 0оС; потери из-за конденсации составляют 1,21 кмоль на 100 кмоль исходной нефти. Результаты, полученные при исследовании известных и предлагаемого способов, приведены в табл. 2. Из табл. 2 следует, что по предлагаемому способу нагрузка на компрессор снижается до 27,31 кмоль/ч и следовательно отпадает необходимость в дополнительных мощностях для компримирования. При этом энергетические затраты на компримирование по предлагаемому способу по сравнению с известным способом - прототипом снижаются с 1,08 до 0,9 кмоль/ч или на 17% . Одновременно наблюдается сокращение потерь углеводородов от конденсации в транспортном газопроводе с 1,23 до 1,21 кмоль/ч, что в итоге приводит к сокращению суммарных потерь с 2,31 кмоль/ч по прототипу до 2,11 кмоль/ч по предлагаемому или на 8,7% . Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа подготовки нефти и газа складывается за счет сокращения потерь ценного нефтехимического сырья и энергетических затрат на компримирование, а также за счет сокращения необходимых мощностей для компримирования газа. (56) Авторское свидетельство N 1581342, кл. В 01 D 19/00, 1990.

Формула изобретения

СПОСОБ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ГАЗА , включающий двухступенчатую сепаpацию, подачу нефти в pезеpвуаp, отбоp и pециpкуляцию газа с втоpой ступени сепаpации на пеpвую ступень, отличающийся тем, что давление во втоpой ступени P2 поддеpживают в пpеделах, опpеделяемых соотношением P2= (0.231-0.251)P(10.35-0.38), где P1 - давление на первой ступени сепарации, МПа.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4

www.findpatent.ru

Способ подготовки нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефтяной эмульсии на установках подготовки нефти. Обеспечивает подготовку нефти с кондиционными свойствами. Сущность изобретения: при подготовке нефти ведут подачу нефтяной эмульсии, поступающей с нефтепромыслов, в аппараты предварительного сброса воды, разделенные на две ступени, отделение на первой ступени части воды из нефтяной эмульсии в аппаратах предварительного сброса воды и сброс части воды на очистные сооружения, отделение на второй ступени основной части воды, подачу нефтяной эмульсии на вход буферных емкостей, холодную сепарацию газа из нефтяной эмульсии в буферных емкостях и частичное отделение воды и сброс ее на очистные сооружения, нагрев нефтяной эмульсии в печи, горячее обезвоживание нефтяной эмульсии на ступенях горячего отстоя, обессоливание нефтяной эмульсии в дегидраторах с подачей в дегидраторы пресной воды, подачу дренажной воды после горячего отстоя и дегидраторов в начало процесса на аппараты предварительного сброса воды, подачу из дегидраторов готовой нефти в теплообменники, снижение содержания сероводорода в нефти в десорбере и откачку нефти потребителю. Дополнительно подогретую пресную воду направляют на выход из системы горячего обессоливания и на вход сырьевого насоса перед нагревом в печи, туда же подают деэмульгатор. В качестве резервных дегидраторов используют 5 дегидраторов, соединенных в 2 секции, в первой секции три дегидратора соединяют трубопроводами параллельно с объединением всех выходов в один трубопровод, во второй секции два дегидратора соединяют параллельно с объединением выходов в один трубопровод. Воду из дополнительного отстойника подают на вход буферных емкостей. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефтяной эмульсии на установках подготовки нефти.

Известен способ совместной подготовки разносортных нефтей путем подачи в серосодержащую нефть перед второй ступенью сепарации хелатообразующего агента совместно с горячей водой, сбрасываемой со ступени глубокого обезвоживания и обессоливания с последующим смешением разносортных нефтей и нагрева эмульсии перед ступенью сепарации (Патент РФ №2086755, кл. Е21В 43/00, опублик. 1997.08.10).

Известный способ позволяет за счет смешения нефтей готовить разносортные нефти, однако качество подготовки нефтей остается на невысоком уровне.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ подготовки нефти, который включает подачу нефтяной эмульсии, поступающей с нефтепромыслов, в аппараты предварительного сброса воды, отделение части воды из нефтяной эмульсии в аппаратах предварительного сброса воды и сброс части воды на очистные сооружения, холодную сепарацию газа из нефтяной эмульсии в буферных емкостях, нагрев нефтяной эмульсии в теплообменниках и в печи, горячее обезвоживание нефтяной эмульсии на ступенях горячего отстоя, обессоливание нефтяной эмульсии в электродегидраторах с подачей в электродегидраторы через диспергатор пресной воды, подачу дренажной воды после горячего отстоя и электродегидраторов в начало процесса на аппараты предварительного сброса воды, подачу из электродегидраторов готовой нефти через теплообменники в буферные емкости готовой нефти, горячую сепарацию газа в буферных емкостях готовой нефти и откачку нефти потребителю. Аппараты предварительного сброса воды разделяют на две ступени. Первую ступень эксплуатируют в обычном режиме с подачей нефтяной эмульсии с промыслов на их вход и из аппаратов предварительного сброса воды в буферные емкости. Вторую ступень обвязывают параллельно первой ступени, исключают подачу нефтяной эмульсии, поступающей с промыслов, на вход второй ступени аппаратов предварительного сброса воды. Дренажную воду после горячего отстоя и электродегидраторов подают на вход второй ступени аппаратов предварительного сброса воды, не смешивая с водонефтяной эмульсией, поступающей с промыслов. Из второй ступени аппаратов предварительного сброса воды производят сброс части воды на очистные сооружения и подачу нефтяной эмульсии на вход буферных емкостей. Ввод дренажной воды на вход второй ступени аппаратов предварительного сброса воды осуществляют через нижний маточник-распределитель аппарата под слой водной подушки, а технологический процесс во второй ступени аппаратов предварительного сброса воды осуществляют при температуре 50-80°С (Патент РФ №2291960, Е21В 43/34, опублик. 2007.01.20 - прототип).

Известный способ позволяет подготовить нефть для транспортировки потребителю, однако свойства нефти по содержанию воды, солей и механических примесей не всегда удовлетворяют требованиям потребителя.

В предложенном изобретении решается задача подготовки нефти с кондиционными свойствами.

Задача решается тем, что в способе подготовки нефти, включающем подачу нефтяной эмульсии, поступающей с нефтепромыслов, в аппараты предварительного сброса воды, разделенные на две ступени, отделение на первой ступени части воды из нефтяной эмульсии в аппаратах предварительного сброса воды и сброс части воды на очистные сооружения, отделение на второй ступени основной части воды, подачу нефтяной эмульсии на вход буферных емкостей, холодную сепарацию газа из нефтяной эмульсии в буферных емкостях и частичное отделение воды и сброс ее на очистные сооружения, нагрев нефтяной эмульсии в печи, горячее обезвоживание нефтяной эмульсии на ступенях горячего отстоя, обессоливание нефтяной эмульсии в дегидраторах с подачей в дегидраторы пресной воды, подачу дренажной воды после горячего отстоя и дегидраторов в начало процесса на аппараты предварительного сброса воды, подачу из дегидраторов готовой нефти в теплообменники, сепарацию газа в десорберах и откачку нефти потребителю, согласно изобретению дополнительно подогретую пресную воду направляют на выход из системы горячего обессоливания и на вход сырьевого насоса перед нагревом в печи, туда же подают деэмульгатор, в качестве резервных дегидраторов используют 5 дегидраторов, соединенных в 2 секции, в первой секции три дегидратора соединяют трубопроводами параллельно с объединением всех выходов в один трубопровод, во второй секции два дегидратора соединяют параллельно с объединением выходов в один трубопровод, воду из дополнительного отстойника подают на вход буферных емкостей.

Сущность изобретения

Качественную очистку нефти после скважин в цехах подготовки сырья проводят различными способами, рассчитанными, в основном, на относительно стабильные показатели нефти по обводненности, содержанию солей и твердых взвешенных частиц (механических примесей). Однако при резком изменении свойств сырой нефти происходит выпуск нефти, не соответствующей нормативным показателям. Переналадка режимов работы оборудования происходит не сразу, что влечет выпуск некондиционной нефти в значительных объемах. В предложенном способе решается задача подготовки нефти с кондиционными свойствами даже при резком изменении свойств сырой нефти. Задача решается следующим образом.

На фиг.1 представлена установка подготовки нефти на промысле.

Сырую нефть с цехов добычи нефти (ЦДНГ) подают в емкость холодного сброса пластовой воды 1, где происходит отделение части пластовой воды и газа, далее в теплообменник 2 и на установку предварительного сброса воды 3, где происходит сброс газа и части пластовой воды до обводненности водонефтяной эмульсии 8-20%. Далее водонефтяную эмульсию направляют на буферно-сепарационные емкости 4, где происходит сепарация газа и некоторая стабилизация неравномерного поступления сырья из цехов. Затем водонефтяную эмульсию направляют в буферные емкости 5 и 6 параллельно задействованные на случай ремонта, где проводят дальнейшую сепарацию газа и отделение воды. Емкость 6 установлена с небольшим углом наклона 3° к горизонту (номинальный уклон для равномерного распределения нагрузки на фундамент). В наклонной емкости происходит дегазация с отводом газа, а также сброс отстоявшейся воды в нижней наклонной части емкости, что позволяет на этом этапе избавиться от некоторого количества балласта и солей. После этого водонефтяную эмульсию насосом 7 из буферных емкостей 5 и 6 перекачивают на блок подогрева 8, нагревают и подают на блок обезвоживания и обессоливания, состоящий из 1-й ступени - 9, 2-й ступени - 10 и 3-й ступени - 11. Весь блок обезвоживания и обессоливания включает 8 рабочих дегидраторов, в которых нефтяную эмульсию обезвоживают до обводненности порядка 0,5% и обессоливают до содержания солей порядка 200 мг/л, при этом на вход второй ступени 10 в поток нефти вводят пресную воду для уменьшения концентрации солей. Параллельно блоку обезвоживания и обессоливания подключено 5 резервных дегидраторов 12 для сброса в них некондиционной нефти в случаях ухудшения качества поступающей нефти. После третьей ступени дегидраторов 11 для уменьшения концентрации солей в поток нефти подают пресную воду. Поток нефти направляют на дополнительные отстойники 13, откуда обезвожженную до 0,1% и обессоленную до содержания солей не более 100 мг/л нефть подают в теплообменник 14 для охлаждения нефти пресной водой и теплообменник 2 для охлаждения сырой нефтью. В теплообменниках 14 и 2 происходит теплообмен, в результате которого нефть охлаждается, а пресная вода и сырая нефть нагреваются. Охлажденная нефть с температурой 40-45°С самотеком поступает в верхнюю часть колонны десорбера 15, стекает по тарелкам десорбера и контактирует с углеводородным газом, движущимся противотоком. Нефть очищается от сероводорода. Готовую нефть собирают в буферной емкости 16, откуда насосом 17 направляют в систему измерения качества нефти 18 и далее потребителю.

Пресную воду подогревают в теплообменнике 14, накапливают в буферной емкости 19 и подают насосом 20 на вход аппарата 10 и 13 и на вход насоса 7. При интенсивном смешении пресной воды с нефтью в насосе 7 происходит максимальное обессоливание нефти. Расход воды регулируется в зависимости от содержания солей в сырой нефти. Кроме того, на вход насоса 7 подают деэмульгатор, например дисольван, доуфакс, реапон и т.п. Углеводородный газ с сероводородом из десорбера 15 направляют на установку сероочистки газа (УТНГП) (управление «Татнефтегазпереработка») и обратно в десорбер 15. Газ из аппаратов 1, 3-6, 9-13, 15, 16 поступает на конденсатосборник 21. Конденсат газа из конденсатосборника 21 направляют в трубопровод сырой нефти перед установкой предварительного сброса воды 3, а газ - на установку сероочистки газа.

Дренажную воду из аппаратов 1, 3, 6 направляют на очистные сооружения 22 и далее в систему поддержания пластового давления. Дренажную воду из аппаратов 9-13 направляют на вход установки предварительного сброса воды 3.

Блок резервных дегидраторов 12 служит для приема некондиционной нефти в случаях ухудшения качества поступающей нефти на ступенях рабочих дегидраторов,

В качестве резервного дегидратора 12 используют 5 дегидраторов, соединенных в 2 секции (фиг.2). В первой секции три дегидратора 12-1, 12-2 и 12-3 соединены трубопроводами параллельно с объединением всех выходов в один трубопровод, во второй секции два дегидратора 12-4 и 12-5 соединены параллельно с объединением выходов в один трубопровод (фиг.2)

Предусмотрены резервуары 23 с насосами 24, куда в случае появления некондиционной нефти для предупреждения ее попадания в общий коллектор откачивают некондиционную нефть. Резервуары 23 служат также для хранения готовой нефти и для ее охлаждения перед замером ее качества.

В результате удается подготовить нефть с кондиционными свойствами даже при резком изменении свойств сырой нефти.

Пример конкретного выполнения

Подготавливают нефть в цехе подготовки сырья НГДУ "Альметьевнефть". Сырую нефть из цехов добычи нефти подают на установку холодного сброса пластовой воды 1 объемом 200 м3 и расходом 350 м3/час, где происходит отделение части пластовой воды и газа, далее в теплообменник 2 и на установку предварительного сброса воды 3 объемом 200 м3, где происходит сброс части пластовой воды до обводненности водонефтяной эмульсии 8-20%. Далее водонефтяную эмульсию направляют на буферно-сепарационные емкости 4 объемом по 200 м3 (2 шт.), где происходит сепарация газа и некоторая стабилизация неравномерного поступления сырья из цехов. Далее водонефтяную эмульсию направляют в буферные емкости 5 и 6 объемом 100 и 75 м3, где проводят дальнейшую сепарацию газа и отделение воды до обводненности 5-10%. Емкость 6 установлена с углом наклона, равным 3° к горизонту (номинальный уклон для равномерного распределения нагрузки на фундамент). В наклонной емкости происходит дегазация с отводом газа, а также сброс отстоявшейся воды в нижней наклонной части емкости, что позволяет на этом этапе избавиться от некоторого количества балласта и солей. Затем водонефтяную эмульсию насосом 7 перекачивают на блок подогрева 8, нагревают до 50-60°С и подают на блок дегидраторов, т.е. блок обезвоживания и обессоливания 9, 10 и 11, включающий 8 рабочих дегидраторов, резервные дегидраторы 12 (5 шт) и дополнительные отстойники 13 (2 шт), в которых нефтяную эмульсию обезвоживают до обводненности порядка 0,1% и обессоливают до содержания солей до 100 мг/л. Для уменьшения концентрации солей в поток нефти на вход аппаратов 10, 13 и на вход насоса 7 подают пресную воду, подогоретую в теплообменнике 14 и накопленную в емкости 19 насосом 20 с расходом 6-10 м3/ч. После обессоливания до содержания солей не более 100 мг/л и обезвоживания до 0,1% из отстойника 13 нефть направляют в теплообменник 14 для охлаждения нефти пресной водой и теплообменник 2, для охлаждения сырой нефтью. Охлажденная нефть с температурой 40-45°С самотеком поступает в верхнюю часть колонны десорбера 15, стекает по тарелкам десорбера и контактирует с углеводородным газом, движущимся противотоком. Нефть очищается от сероводорода. Готовую нефть собирают в буферной емкости 16, откуда насосом 17 направляют в систему измерения качества нефти 18 и далее потребителю.

Пресную воду подогревают в теплообменнике 14, накапливают в буферной емкости 19 и подают насосом 20 на вход аппарата 10 и 13 и на вход насоса 7. При интенсивном смешении пресной воды с нефтью в насосе 7 происходит максимальное обессоливание нефти. Расход воды регулируется в зависимости от содержания солей в сырой нефти. Кроме того, на вход насоса 7 подают деэмульгатор - дисолван. Углеводородный газ с сероводородом из десорбера 15 направляют на установку сероочистки газа и обратно в десорбер 15. Газ из аппаратов 1, 3-6, 9-13, 15, 16 поступает на конденсатосборник 21. Конденсат газа из конденсатосборника 21 направляют в трубопровод сырой нефти перед установкой предварительного сброса воды 3, а газ - на установку сероочистки газа. До введения подачи пресной воды в насос 7 количество солей в нефти составляло в среднем 1500 мг/л. После введения подачи пресной воды в насос 7 с расходом до 2 м3/ч удается снизить количество солей в нефти до 400 мг/л. При повышении содержания солей увеличивают подачу пресной воды из расчета на каждые 300 мг/л солей по 1 м3/ч воды.

Дренажную воду из аппаратов 1, 3, 6 направляют на очистные сооружения 22 и далее в систему поддержания пластового давления. Дренажную воду из аппаратов 9-13 направляют на вход установки предварительного сброса воды 3.

Блок резервных дегидраторов 12 служит для приема некондиционной нефти в случаях ухудшения качества поступающей нефти на ступенях рабочих дегидраторов.

В качестве резервного дегидратора 12 используют 5 дегидраторов, соединенных в 2 секции. В первой секции три дегидратора 12-1, 12-2 и 12-3 объемом 200 м3 каждый соединены трубопроводами параллельно с объединением всех выходов в один трубопровод, во второй секции два дегидратора 12-4 и 12-5 объемом 200 м3 соединены параллельно с объединением выходов в один трубопровод.

Предусмотрены резервуары 23 с насосами 24, куда в случае появления некондиционной нефти для предупреждения ее попадания в общий коллектор откачивают некондиционную нефть. Резервуары 23 служат также для хранения готовой нефти и для ее охлаждения перед замером ее качества.

В результате удается подготовить нефть с кондиционными свойствами даже при резком изменении свойств сырой нефти.

В результате удается подготовить нефть с кондиционными свойствами.

Применение предложенного способа позволит подготовить нефть с кондиционными свойствами при резком изменении свойств сырой нефти.

Способ подготовки нефти, включающий подачу нефтяной эмульсии, поступающей с нефтепромыслов, в аппараты предварительного сброса воды, разделенные на две ступени, отделение на первой ступени части воды из нефтяной эмульсии в аппаратах предварительного сброса воды и сброс части воды на очистные сооружения, отделение на второй ступени основной части воды, подачу нефтяной эмульсии на вход буферных емкостей, холодную сепарацию газа из нефтяной эмульсии в буферных емкостях и частичное отделение воды и сброс ее на очистные сооружения, нагрев нефтяной эмульсии в печи, горячее обезвоживание нефтяной эмульсии на ступенях горячего отстоя, обессоливание нефтяной эмульсии в дегидраторах с подачей в дегидраторы пресной воды, подачу дренажной воды после горячего отстоя и дегидраторов в начало процесса на аппараты предварительного сброса воды, подачу из дегидраторов готовой нефти в теплообменники, снижение содержания сероводорода в нефти в десорбере и откачку нефти потребителю, отличающийся тем, что дополнительно подогретую пресную воду направляют на выход из системы горячего обессоливания и на вход сырьевого насоса перед нагревом в печи, туда же подают деэмульгатор, в качестве резервных дегидраторов используют 5 дегидраторов, соединенных в 2 секции, в первой секции три дегидратора соединяют трубопроводами параллельно с объединением всех выходов в один трубопровод, во второй секции два дегидратора соединяют параллельно с объединением выходов в один трубопровод, а воду из дополнительного отстойника подают на вход буферных емкостей.

www.findpatent.ru

Способ подготовки нефти и воды

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а более конкретно к области подготовки нефти и воды, транспортируемых совместно с нефтяных месторождений. Задачей изобретения является сокращение операций в технологическом процессе, упрощение установки для его осуществления, повышение устойчивости и надежности функционирования системы, снижение капитальных и эксплуатационных затрат. В способе подготовки нефти и воды, включающем подачу водонефтяной смеси в резервуар низкого давления, гравитационное разделение нефти и воды при максимально допустимом верхнем уровне нефти в резервуаре, раздельный отбор нефти и воды с заданных по высоте уровней и вывод их в отводящие трубопроводы, поддержание постоянного верхнего уровня нефти в резервуаре осуществляют регулированием скорости отбора воды из водяной зоны резервуара, а неравномерность поступления нефти в резервуар и отбора нефти из нефтяной зоны резервуара компенсируют изменением в заданных пределах уровня водяного слоя в резервуаре. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а более конкретно к области подготовки нефти и воды, транспортируемых совместно с нефтяных месторождений.

Известен способ подготовки нефти и воды (Патент РФ N 1373413, кл. B 01 D 19/00, кл. B 01 D 19/00, 1993 г.), включающий подачу водонефтяной смеси в резервуар низкого давления, гравитационное разделение нефти и воды в резервуаре, раздельный отбор нефти и воды и вывод их в отводящие трубопроводы, при осуществлении которого в резервуаре низкого давления поддерживают постоянный уровень жидкости при минимально допустимом объеме газового пространства, отбор нефти производят с уровня, исключающего ее разгазирование, а вывод нефти в отводящий трубопровод производят самотеком через буферный резервуар повышенного давления, подключенный к резервуару низкого давления. Использование этого способа обеспечивает более низкий в сравнении с другими способами уровень технологических потерь нефти (ориентировочно на 50 - 60%), более высокое качество подготовки нефти или более высокую производительность установки при одинаковом качестве подготовки нефти. Однако существующий способ подготовки нефти и воды обладает некоторыми недостатками, среди которых относительно невысокая эффективность в сокращении технологических потерь нефти и использование дополнительного буферного резервуара повышенного давления, что связано с увеличением капитальных и эксплуатационных затрат. Известен также способ подготовки нефти и воды (Патент РФ N 2026708, кл. B 01 D 19/00, 1995 г.), включающий подачу обводненной продукции скважин через маточник в резервуар низкого давления, гравитационное разделение нефти и воды при максимально допустимом уровне жидкости в резервуаре, раздельный отбор воды и нефти с уровня, исключающего ее разгазирование, при осуществлении которого вывод нефти производят через подключенный буферный резервуар повышенного давления, соединенный с газовым пространством концевого сепаратора, а переток газа при малых "дыханиях" резервуара низкого давления осуществляют, например, через конденсатор или газгольдер. Использование данного способа подготовки нефти и воды позволяет устранить технологические потери нефти от больших "дыханий" и тем самым снизить их общую величину на 95 - 98%, а в случае дополнительного перетока газа при малых "дыханиях" резервуара низкого давления через конденсатора или газгольдер - суммарно на 99,0 - 99,5%. При этом улучшается также качество подготовки нефти. Вместе с тем при осуществлении известного способа для компенсации неравномерности поступления нефти с промыслов и отбора ее из резервуара вывод нефти производят через дополнительный буферный резервуар повышенного давления, используют более сложную систему трубопроводной обвязки и другое оборудование, что приводит к усложнению технологического процесса в целом, повышению капитальных и эксплуатационных затрат, смещению выполнения отдельных операций за пределы резервуарного парка. Задачей настоящего изобретения является сокращение операций в технологическом процессе, упрощение установки для его осуществления, повышение устойчивости и надежности функционирования системы, снижение капитальных и эксплуатационных затрат. Решение поставленной задачи достигается тем, что в известном способе подготовки нефти и воды, включающем подачу водонефтяной смеси в резервуар низкого давления, гравитационное разделение нефти и воды при максимально допустимом верхнем уровне нефти в резервуаре, раздельный отбор нефти и воды с заданных по высоте уровней и вывод их в отводящие трубопроводы, поддержание постоянного верхнего уровня нефти в резервуаре осуществляют регулированием скорости отбора воды из водяной зоны резервуара, а неравномерность поступления нефти в резервуар и отбора нефти из нефтяной зоны резервуара компенсируют изменением в заданных пределах уровня водяного слоя в резервуаре. При реализации изобретения способ подготовки нефти и воды осуществляют в заданном объеме при сокращенном количестве технологических операций в резервуаре (резервуарах) низкого (атмосферного) давления без привлечения дополнительного капиталоемкого оборудования с итоговым получением высоких результатов в области сокращения потерь легких фракций углеводородов и качества подготовки нефти. На чертеже схематически представлен один из вариантов установки для осуществления предлагаемого способа подготовки нефти и воды. Принятые условные обозначения: Н - нефть; В - вода; Г - газ; Н + В - водонефтяная смесь; h2 - верхний предельный уровень воды; h3 - нижний предельный уровень воды. Установка включает резервуар (или группу параллельно соединенных резервуаров) низкого (атмосферного) давления 1; трубопровод для подачи водонефтяной смеси в резервуар 2, оборудованный системой ввода водонефтяной смеси (маточником) 3; трубопроводы для отбора нефти 4 и воды 5, снабженные распределительными устройствами 6 и 7 для отбора жидкости с заданных по высоте уровней; систему поддержания постоянного верхнего уровня нефти, состоящую из поплавкового механизма 8, прибора для регулирования постоянного уровня жидкости 9, исполнительного механизма 10 и регулирующего органа (клапана) 11; систему позиционного регулирования уровня воды, состоящую из буйкового механизма 12, прибора для позиционного регулирования уровня жидкости 13, исполнительного механизма 14 и регулирующего органа (насоса) 15; низкопроизводительное устройство улавливания легких фракций нефти от малых "дыханий" (например, конденсатор или газгольдер) 16. Способ осуществляется следующим образом. В резервуар 1 по трубопроводу 2 через маточник 3 под уровень воды после предварительной сепарации подают водонефтяную смесь, поступающую с промыслов. В резервуаре при оптимальном гидродинамическом режиме за счет разности плотностей происходит гравитационное разделение нефти и воды. Отбор нефти из резервуара осуществляют через трубопровод 4, снабженный распределительным устройством 6 для отбора нефти с заданного по высоте уровня, исключающего ее разгазирование. Отстоявшуюся воду из резервуара отбирают через трубопровод 5, снабженный распределительным устройством 7 для отбора воды с заданного по высоте уровня, исключающего унос нефти. В резервуаре 1 для исключения технологических потерь нефти от больших "дыханий" поддерживают постоянный уровень нефти, а для сведения к минимуму технологических потерь нефти и от малых "дыханий" - постоянный максимально допустимый уровень нефти (95% от высоты емкости), при котором в резервуаре сохраняется минимальный объем газового пространства. Поддержание постоянного максимально допустимого уровня жидкости в резервуаре осуществляют с помощью системы поддержания постоянного верхнего уровня нефти, который регулируют изменением скорости отбора воды из водяной зоны резервуара. Система функционирует следующим образом. При несоответствии количества поступления нефти в резервуар и отбора ее из резервуара поплавковый механизм 8 через прибор для регулирования постоянного уровня жидкости 9 подает сигнал на исполнительный механизм 10, который управляет регулирующим клапаном 11 на обеспечение требуемой скорости отбора воды. При этом при превышении количества поступления нефти в резервуар над объемом ее откачки скорость отбора воды увеличивается и высоты водяного слоя снижается; при превышении объема откачки нефти из резервуара над количеством ее поступления скорость отбора воды снижается и высота водяного слоя возрастает. Отбираемая вода обычно самотеком поступает в водяной резервуар, откуда направляется для закачки в пласт. Откачку нефти из резервуара осуществляют насосом или группой насосов. Производительность насоса (насосов) и объемы поступления нефти в резервуар (резервуары) практически никогда не совпадают из-за изменения дебита скважин, их отключения на ремонт, изменения направления грузопотоков и т.д. Поэтому баланс между объемом поступления нефти в резервуар и отбора ее из резервуара регулируют включением и отключением насоса или, например, одного из группы насосов. При этом должны соблюдаться требования к допустимым колебаниям уровня водяного слоя в резервуаре (h2 - предельный верхний уровень, h3 - предельный нижний уровень), от которых в большой степени зависит качество подготовки нефти и воды. Разница предельных уровней воды определяется для конкретных условий и может составлять ориентировочно 1,5 - 2,0 м. При осуществлении данного способа заключенный между предельными уровнями h2 и h3 объем резервуара используют как буферную зону для компенсации неравномерности поступления нефти в резервуар и отбора нефти из резервуара и тем самым замыкают технологический процесс подготовки нефти и воды только на резервуаре (резервуарах) низкого (атмосферного) давления без привлечения буферных резервуаров повышенного давления и другого дополнительного оборудования. Неравномерность поступления нефти в резервуар 1 и отбора нефти из нефтяной зоны резервуара компенсируют изменением в заданных пределах уровня водяного слоя в резервуаре (или границы раздела "вода - нефть") с помощью системы позиционного регулирования уровня воды. Система функционирует следующим образом. При предельном верхнем уровне воды в резервуаре h2 насос (или один из группы насосов) находится в отключенном состоянии. При этом происходит накопление нефти в резервуаре. Так как в резервуаре верхний уровень нефти поддерживают постоянным, то граница раздела "вода - нефть" или уровень воды постепенно смещается вниз. При достижении предельного нижнего уровня воды h3 буйковый механизм 12 через позиционный регулятор уровня жидкости 13 подает сигнал на исполнительный механизм 14, который включает насос 15. Объем нефти в резервуаре начинает постепенно уменьшаться, а граница раздела "вода - нефть" или уровень воды подниматься вверх. При достижении предельного верхнего уровня воды в резервуаре h3 система срабатывает и насос вновь переводится в отключенное состояние. Далее цикл повторяется. Из резервуара нефть подается на блоки глубокого обезвоживания и обессоливания или на внешний транспорт. Переток газа при малых "дыханиях" резервуара низкого давления 1 осуществляют, например, через конденсатор или газгольдер 16, что дополнительно снижает потери нефти от малых "дыханий". Таким образом, использование предлагаемого способа подготовки нефти и воды позволяет при сокращении потерь нефти из резервуаров на 99,0 - 99,5% существенно сократить количество технологических операций, повысить качество нефти за счет увеличения содержания в ней легких фракций (при реализации известного способа легкие фракции нефти частично уходят в газовую линию концевого сепаратора), исключить из технологического цикла нефтяные буферные резервуары повышенного давления, дополнительные нефтепроводы, газопроводы и другое оборудование, повысить надежность проведения процесса, уменьшить площадь, занимаемую объектом, снизить капитальные и эксплуатационные затраты, сократить время строительства и введения в эксплуатацию установки.

Формула изобретения

Способ подготовки нефти и воды, включающий подачу водонефтяной смеси в резервуар низкого давления, гравитационное разделение нефти и воды при постоянном максимально допустимом верхнем уровне нефти в резервуаре, разделенный отбор нефти и воды с заданных по высоте уровней и вывод их в отводящие трубопроводы, отличающийся тем, что при непрерывной совместной подаче нефти и воды в резервуар в нерегулируемом соотношении поддержание постоянного верхнего уровня нефти в резервуаре осуществляют одновременным постоянно регулируемым отбором воды из водяной зоны резервуара и периодическим отбором нефти из нефтяной зоны резервуара, при этом несоответствие скорости непрерывного поступления нефти в резервуар и периодического отбора нефти из нефтяной зоны резервуара компенсируют изменением уровня воды в пределах буферной зоны резервуара h2 - h3, обеспечивающей заданное качество подготовки нефти и воды, где h2 - предельный верхний уровень воды в резервуаре, h3 - предельный нижний уровень воды.

РИСУНКИ

Рисунок 1

www.findpatent.ru