Способ подготовки нефти. Способы подготовки нефти


Способ подготовки нефти | Банк патентов

Изобретение относится к способу подготовки нефти и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. Изобретение касается способа подготовки нефти, включающего предварительную сепарацию, блок обезвоживания и обессоливания и концевую сепарацию, в котором в качестве концевого сепаратора используют колонну с насадкой и рибойлер. Технический результат - очистка нефти от сероводорода, снижение давления насыщенных паров. 1 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к способам подготовки нефти, а именно способам снижения давления насыщенных паров и очистки нефти от сероводорода физическими методами, и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности непосредственно на промысле в составе комплексной установки подготовки нефти при подготовке сероводородсодержащих нефтей и газоконденсатов с высоким содержанием сероводорода и других газов.

На промыслах или на головных перекачивающих станциях нефть подвергают стабилизации, т.е. удалению низкокипящих углеводородов, с целью сокращения потерь от испарения (Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. - М.: Химия, 1972, с. 194-196). В нефти присутствуют также серосодержащие соединения, в том числе сероводород и легкие меркаптаны, которые являются высокотоксичными и коррозионно-активными, а потому подлежат удалению в процессе подготовки нефти. Удаление основного их количества производится на стадиях сепарации и стабилизации совместно с попутными газами, однако оставшаяся часть легких серосодержащих компонентов в нефти может составлять 100÷600 ррт. В соответствии с требованиями ГОСТ остаточное содержание сероводорода (h3S) и суммы метил- и этилмеркаптанов (C1SH и C2SH) в нефти первой и второй группы не должно превышать соответственно 20 и 40 ррт и 100 ррт (ГОСТ 31378 «Нефть. Общие технические условия.» М.: Госстандарт РФ, 2009 г.).

Известна установка очистки нефти (варианты) ПМ RU №56207 с колонной отдувки газом, установленной на входе. Основное количество (до 80-95%) сероводорода в этой установке удаляется в колонне отдувки, а доочистка нефти до норм ГОСТ по сероводороду и меркаптанам производится в реакторах окисления. Недостатками данного способа являются потери химических реагентов с нефтью, необходимость регенерации реагента, строительство очистных сооружений.

Известна схема комплексной подготовки нефти, включающая узел стабилизации нефти, который (Я.Г. Соркин. Особенности переработки сернистых нефтей и охрана окружающей среды М.: Химия, 1975), состоит из ректификационной колонны, печи нагрева, конденсатора углеводородов и блока рекуперационных теплообменников, в которых осуществляется выделение из нефти легких углеводородов С2-С5 (ШФЛУ) - это классическая схема. Процесс осуществляется при температуре t=200÷240°С, давлении Р=5÷8 атм. При этом снижается давление насыщенных паров нефти (ДНП), удаляются сероводород h3S и легкие меркаптаны. Недостатком данного способа является появление в товарной нефти вторичного сероводорода и меркаптанов в результате термического разложения более тяжелых сероорганических соединений в пристенном слое трубчатых печей, что не позволяет достигнуть нормативных требований по содержанию сероводорода и меркаптанов [2].

Известен способ стабилизации нефти ректификацией по двухколонной схеме (Каспарьянц К.С. Промысловая подготовка нефти и газа. М.: Недра, 1973, с. 151-153).

Известен способ стабилизации сероводород- и меркаптансодержащей нефти по патенту RU №2409609 «Способ стабилизации сероводород- и меркаптансодержащей нефти», в котором нагрев и ректификация нефти осуществляется в двух последовательно работающих колоннах при абсолютном давлении 0.1-0.2 МПа, и температуре нагрева нефти до 120-160°С при подаче отпаривающего агента - перегретого водяного пара в количестве 0,3-0,7% масс., на исходную нефть на тарелках со сливными устройствами удвоенной глубины.

Этот способ имеет следующие недостатки. Во-первых, барботажные тарелки сами по себе являются генераторами пены, которую образует неподготовленная нефть при прохождении через нее пузырьков пара или другого газа. Во-вторых, на тарелках в результате расслоения постепенно скапливается вода, что приводит к снижению эффективности колонны, кроме того, подача пара может приводить к дополнительной обводненности товарной нефти.

За прототип выбран наиболее распространенный способ подготовки нефти, включающий предварительную сепарацию, обезвоживание и обессоливание и концевую сепарацию с использованием горячего сепаратора в качестве концевой ступени (РД 39-0148311-60586. Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов. Куйбышев, 1986, с. 8, рис. 1). Недостатками этого способа являются: невозможность довести содержание h3S в товарной нефти до нормативных требований при начальном содержании свыше 150 ppm; значительный объем газов сепарации; низкое давление газов сепарации, усложняющее их утилизацию; высокая плотность и молекулярная масса газов сепарации из-за значительного содержания бензиновых компонентов.

Предметом изобретения является способ подготовки нефти, включающий одновременно очистку нефти от сероводорода и других легких газов, таких как углекислый газ, метан, азот, и стабилизацию, а именно извлечения фракций С2-С4, которые определяют давление насыщенных паров нефти.

Решаемой технической задачей является снижение давления насыщенных паров нефти, которое в дальнейшем влияет на потери нефти при транспортировке, снижение молекулярной массы газа, выходящего из колонны, что означает увеличение количества нефти на выходе за счет снижения потерь фракций С5-С6, а также очистка нефти от сероводорода и других легких газов.

Способ по изобретению назван мягкой отпаркой, так как в качестве отпаривающего агента используется вода, оставшаяся в нефти после процесса обезвоживания и обессоливания, в отличие от аналогов, способов, где используется подача перегретого водяного пара в нижнюю часть колонны. Способ, как и прототип, включает в себя предварительную сепарацию, блок обезвоживания и обессоливания и концевую сепарацию. Для реализации способа вместо концевого горячего сепаратора устанавливается колонна, снабженная насадкой АВР (аппарата с вертикальными решетками), ее место в технологическом процессе представлено на фиг. 1, процесс подробно иллюстрирован на фиг. 2.

В верх колонны 1 подается обессоленная нефть с содержанием воды от 0,2 до 0,5% при температуре 35-60°С - поток I, которая, самотеком проходя через насадку АВР, спускается в низ колонны, затем поступает в рибойлер 2 с переливом - поток II, где подогревается до 90-120°С. После рибойлера нефть разделяется на два потока: поток III, который в виде паров возвращается в колонну I и поток IV - подготовленная нефть, который направляется на рекуперацию тепла, а затем в товарный резервуар. Технологический режим по изобретению предполагает подбор технологических параметров, при которых происходит постепенное накопление паров воды в колонне 1, выпаривающейся в рибойлере 2 так, что со временем в потоке II концентрация воды доходит до стабильных 1,5-3%, в потоке III - до 15-25%. Поток III содержит выпаренную воду, сероводород, легкие фракции нефти С2-С4. Возвращаясь в колонну I противотоком к нефти поднимается вверх, разогревая его и извлекая сероводород и легкие фракции, при этом вода конденсируется и остается в колонне 1, а легкие газы под давлением уходят потоком V через верх колонны. Таким образом создается технологический режим, обеспечивающий накопление паров воды до уровня, необходимого для очистки от h3S, при давлении пара порядка 1,6-3,6 атмосферы. Пары воды накапливаются внизу колонны и при выходе на технологический режим мягкой отпарки содержание паров воды в потоке III достигает 15-25%. Эксперимент показал, что эффективная очистка нефти от сероводорода и легких газов, при которой тяжелые C5-С6 остаются в нефти, может производиться в диапазоне давлений 1,6-3,6 кг/см2. Насадка АВР лучше всего подходит для реализации способа, так как на ней происходит интенсивное взаимодействие газожидкостных потоков и не образуется накоплений воды на контактных устройствах.

Выход на технологический режим процесса мягкой отпарки иллюстрируется ростом содержания паров воды W% в рециркуляционном потоке III в нижней части колонны, фиг. 3. Нижняя граница по температуре и давлению определяется достижением требуемого качества очистки, верхняя граница определяется достижением максимума, после которого содержание воды в паровом потоке действующего агента очистки начинает снижаться.

Для моделирования способа использовалась нефть средней летучести плотностью ρ=0.86 г/см3 (Urals), с содержанием воды 0,5%, допустимым в соответствии с ГОСТ по товарной нефти. Результаты моделирования установок подготовки нефти производительностью 225 тонн/час со ступенью горячей сепарации и по предлагаемому способу мягкой отпарки представлены на фиг. 4, где показано сравнение таких показателей подготовки нефти, как количество удаляемых газов сепарации и содержание сероводорода для технологических режимов горячей сепарации и мягкой отпарки. Для горячей сепарации моделирование производили в диапазоне давлений Р=1,05-1,15 кг/см2, это условия большинства работающих установок. Для мягкой отпарки моделирование производилось для условий 80-120°С и давлении Р=1,6-3,6 кг/см2. Очевидно, что для режима горячей сепарации даже при сравнительно низких температурах (50-60°С) количество отходящих газов велико - 3,5-5,5 тонн/час, газ отходит с давлениями, малопригодными для утилизации, близкими к атмосферному, а количество оставшегося в нефти сероводорода не соответствует требованиям стандарта и требует дополнительных мер по его удалению. При мягкой отпарке, несмотря на более высокие температуры за счет повышенного давления, количество отходящих газов существенно меньше - 1-3 тонны в час, а количество сероводорода, остающееся в нефти, не превышает допустимых значений для товарной нефти.

Большая часть легких бензинов остается в нефти, и выход подготовленной нефти больше, чем по прототипу. Подготовленная нефть потоком IV после выхода на стабильный технологический режим направляют в товарный резервуар.

Сравнение качества подготовки нефти методом горячей сепарации и в колонне мягкой отпарки были произведены на Заглядинской УПН, на действующей установке. Результаты промышленного испытания способа представлены в таблице 1 (фиг. 5). Видно, что нефть достигает товарного качества по содержанию сероводорода и ДНП менее 300 мм рт.ст. при использовании способа по изобретению.

Технический результат или преимущества предложенного способа:

1. Очистка от сероводорода и других легких газов.

2. Снижение давления насыщенных паров нефти до 250 мм рт. ст. по сравнению с 500 по прототипу.

3. Легкие газы выходят из верха колонны под давлением и имеют низкую молекулярную массу, что позволяет утилизировать их на промысле.

4. В нефти сохраняются фракции C5-C6, таким образом количество подготовленной нефти увеличивается.

Формула изобретения

1. Способ подготовки нефти, включающий предварительную сепарацию, блок обезвоживания и обессоливания и концевую сепарацию, отличающийся тем, что в качестве концевого сепаратора используют колонну с насадкой, в верхнюю часть которой подают обессоленную нефть с температурой 45-60°C и обводненностью 0.2-0.5%, и рибойлер, обеспечивающий нагрев кубовой части колонны до температуры 90-120°C при поддержании давления в пределах 1,6-3,6 кг/см2.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве насадки колонны используют контактные устройства АВР.

bankpatentov.ru

СПОСОБ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Изобретение относится к способам подготовки нефти, а именно способам снижения давления насыщенных паров и очистки нефти от сероводорода физическими методами, и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности непосредственно на промысле в составе комплексной установки подготовки нефти при подготовке сероводородсодержащих нефтей и газоконденсатов с высоким содержанием сероводорода и других газов.

На промыслах или на головных перекачивающих станциях нефть подвергают стабилизации, т.е. удалению низкокипящих углеводородов, с целью сокращения потерь от испарения (Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. - М.: Химия, 1972, с. 194-196). В нефти присутствуют также серосодержащие соединения, в том числе сероводород и легкие меркаптаны, которые являются высокотоксичными и коррозионно-активными, а потому подлежат удалению в процессе подготовки нефти. Удаление основного их количества производится на стадиях сепарации и стабилизации совместно с попутными газами, однако оставшаяся часть легких серосодержащих компонентов в нефти может составлять 100÷600 ррт. В соответствии с требованиями ГОСТ остаточное содержание сероводорода (h3S) и суммы метил- и этилмеркаптанов (C1SH и C2SH) в нефти первой и второй группы не должно превышать соответственно 20 и 40 ррт и 100 ррт (ГОСТ 31378 «Нефть. Общие технические условия.» М.: Госстандарт РФ, 2009 г.).

Известна установка очистки нефти (варианты) ПМ RU №56207 с колонной отдувки газом, установленной на входе. Основное количество (до 80-95%) сероводорода в этой установке удаляется в колонне отдувки, а доочистка нефти до норм ГОСТ по сероводороду и меркаптанам производится в реакторах окисления. Недостатками данного способа являются потери химических реагентов с нефтью, необходимость регенерации реагента, строительство очистных сооружений.

Известна схема комплексной подготовки нефти, включающая узел стабилизации нефти, который (Я.Г. Соркин. Особенности переработки сернистых нефтей и охрана окружающей среды М.: Химия, 1975), состоит из ректификационной колонны, печи нагрева, конденсатора углеводородов и блока рекуперационных теплообменников, в которых осуществляется выделение из нефти легких углеводородов С2-С5 (ШФЛУ) - это классическая схема. Процесс осуществляется при температуре t=200÷240°С, давлении Р=5÷8 атм. При этом снижается давление насыщенных паров нефти (ДНП), удаляются сероводород h3S и легкие меркаптаны. Недостатком данного способа является появление в товарной нефти вторичного сероводорода и меркаптанов в результате термического разложения более тяжелых сероорганических соединений в пристенном слое трубчатых печей, что не позволяет достигнуть нормативных требований по содержанию сероводорода и меркаптанов [2].

Известен способ стабилизации нефти ректификацией по двухколонной схеме (Каспарьянц К.С. Промысловая подготовка нефти и газа. М.: Недра, 1973, с. 151-153).

Известен способ стабилизации сероводород- и меркаптансодержащей нефти по патенту RU №2409609 «Способ стабилизации сероводород- и меркаптансодержащей нефти», в котором нагрев и ректификация нефти осуществляется в двух последовательно работающих колоннах при абсолютном давлении 0.1-0.2 МПа, и температуре нагрева нефти до 120-160°С при подаче отпаривающего агента - перегретого водяного пара в количестве 0,3-0,7% масс., на исходную нефть на тарелках со сливными устройствами удвоенной глубины.

Этот способ имеет следующие недостатки. Во-первых, барботажные тарелки сами по себе являются генераторами пены, которую образует неподготовленная нефть при прохождении через нее пузырьков пара или другого газа. Во-вторых, на тарелках в результате расслоения постепенно скапливается вода, что приводит к снижению эффективности колонны, кроме того, подача пара может приводить к дополнительной обводненности товарной нефти.

За прототип выбран наиболее распространенный способ подготовки нефти, включающий предварительную сепарацию, обезвоживание и обессоливание и концевую сепарацию с использованием горячего сепаратора в качестве концевой ступени (РД 39-0148311-60586. Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов. Куйбышев, 1986, с. 8, рис. 1). Недостатками этого способа являются: невозможность довести содержание h3S в товарной нефти до нормативных требований при начальном содержании свыше 150 ppm; значительный объем газов сепарации; низкое давление газов сепарации, усложняющее их утилизацию; высокая плотность и молекулярная масса газов сепарации из-за значительного содержания бензиновых компонентов.

Предметом изобретения является способ подготовки нефти, включающий одновременно очистку нефти от сероводорода и других легких газов, таких как углекислый газ, метан, азот, и стабилизацию, а именно извлечения фракций С2-С4, которые определяют давление насыщенных паров нефти.

Решаемой технической задачей является снижение давления насыщенных паров нефти, которое в дальнейшем влияет на потери нефти при транспортировке, снижение молекулярной массы газа, выходящего из колонны, что означает увеличение количества нефти на выходе за счет снижения потерь фракций С5-С6, а также очистка нефти от сероводорода и других легких газов.

Способ по изобретению назван мягкой отпаркой, так как в качестве отпаривающего агента используется вода, оставшаяся в нефти после процесса обезвоживания и обессоливания, в отличие от аналогов, способов, где используется подача перегретого водяного пара в нижнюю часть колонны. Способ, как и прототип, включает в себя предварительную сепарацию, блок обезвоживания и обессоливания и концевую сепарацию. Для реализации способа вместо концевого горячего сепаратора устанавливается колонна, снабженная насадкой АВР (аппарата с вертикальными решетками), ее место в технологическом процессе представлено на фиг. 1, процесс подробно иллюстрирован на фиг. 2.

В верх колонны 1 подается обессоленная нефть с содержанием воды от 0,2 до 0,5% при температуре 35-60°С - поток I, которая, самотеком проходя через насадку АВР, спускается в низ колонны, затем поступает в рибойлер 2 с переливом - поток II, где подогревается до 90-120°С. После рибойлера нефть разделяется на два потока: поток III, который в виде паров возвращается в колонну I и поток IV - подготовленная нефть, который направляется на рекуперацию тепла, а затем в товарный резервуар. Технологический режим по изобретению предполагает подбор технологических параметров, при которых происходит постепенное накопление паров воды в колонне 1, выпаривающейся в рибойлере 2 так, что со временем в потоке II концентрация воды доходит до стабильных 1,5-3%, в потоке III - до 15-25%. Поток III содержит выпаренную воду, сероводород, легкие фракции нефти С2-С4. Возвращаясь в колонну I противотоком к нефти поднимается вверх, разогревая его и извлекая сероводород и легкие фракции, при этом вода конденсируется и остается в колонне 1, а легкие газы под давлением уходят потоком V через верх колонны. Таким образом создается технологический режим, обеспечивающий накопление паров воды до уровня, необходимого для очистки от h3S, при давлении пара порядка 1,6-3,6 атмосферы. Пары воды накапливаются внизу колонны и при выходе на технологический режим мягкой отпарки содержание паров воды в потоке III достигает 15-25%. Эксперимент показал, что эффективная очистка нефти от сероводорода и легких газов, при которой тяжелые C5-С6 остаются в нефти, может производиться в диапазоне давлений 1,6-3,6 кг/см2. Насадка АВР лучше всего подходит для реализации способа, так как на ней происходит интенсивное взаимодействие газожидкостных потоков и не образуется накоплений воды на контактных устройствах.

Выход на технологический режим процесса мягкой отпарки иллюстрируется ростом содержания паров воды W% в рециркуляционном потоке III в нижней части колонны, фиг. 3. Нижняя граница по температуре и давлению определяется достижением требуемого качества очистки, верхняя граница определяется достижением максимума, после которого содержание воды в паровом потоке действующего агента очистки начинает снижаться.

Для моделирования способа использовалась нефть средней летучести плотностью ρ=0.86 г/см3 (Urals), с содержанием воды 0,5%, допустимым в соответствии с ГОСТ по товарной нефти. Результаты моделирования установок подготовки нефти производительностью 225 тонн/час со ступенью горячей сепарации и по предлагаемому способу мягкой отпарки представлены на фиг. 4, где показано сравнение таких показателей подготовки нефти, как количество удаляемых газов сепарации и содержание сероводорода для технологических режимов горячей сепарации и мягкой отпарки. Для горячей сепарации моделирование производили в диапазоне давлений Р=1,05-1,15 кг/см2, это условия большинства работающих установок. Для мягкой отпарки моделирование производилось для условий 80-120°С и давлении Р=1,6-3,6 кг/см2. Очевидно, что для режима горячей сепарации даже при сравнительно низких температурах (50-60°С) количество отходящих газов велико - 3,5-5,5 тонн/час, газ отходит с давлениями, малопригодными для утилизации, близкими к атмосферному, а количество оставшегося в нефти сероводорода не соответствует требованиям стандарта и требует дополнительных мер по его удалению. При мягкой отпарке, несмотря на более высокие температуры за счет повышенного давления, количество отходящих газов существенно меньше - 1-3 тонны в час, а количество сероводорода, остающееся в нефти, не превышает допустимых значений для товарной нефти.

Большая часть легких бензинов остается в нефти, и выход подготовленной нефти больше, чем по прототипу. Подготовленная нефть потоком IV после выхода на стабильный технологический режим направляют в товарный резервуар.

Сравнение качества подготовки нефти методом горячей сепарации и в колонне мягкой отпарки были произведены на Заглядинской УПН, на действующей установке. Результаты промышленного испытания способа представлены в таблице 1 (фиг. 5). Видно, что нефть достигает товарного качества по содержанию сероводорода и ДНП менее 300 мм рт.ст. при использовании способа по изобретению.

Технический результат или преимущества предложенного способа:

1. Очистка от сероводорода и других легких газов.

2. Снижение давления насыщенных паров нефти до 250 мм рт. ст. по сравнению с 500 по прототипу.

3. Легкие газы выходят из верха колонны под давлением и имеют низкую молекулярную массу, что позволяет утилизировать их на промысле.

4. В нефти сохраняются фракции C5-C6, таким образом количество подготовленной нефти увеличивается.

edrid.ru

Способ подготовки нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефти на нефтепромысле с выделением широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Технический результат заключается в повышении выхода ШФЛУ за счет уменьшения потерь при подготовке. Способ подготовки нефти включает разделение нефти на фракции в ректификационной колонне, выделение ШФЛУ, охлаждение ШФЛУ до температуры, достаточной для конденсации, направление сконденсировавшейся ШФЛУ в буферно-сепарационную емкость, откачку части ШФЛУ в верхнюю часть ректификационной колонны и избыточной части на склад. Пары ШФЛУ отбирают с верха ректификационной колонны, охлаждают пары ШФЛУ в теплообменнике до образования газожидкостной смеси, затем охлаждают в другом теплообменнике газожидкостную смесь, потом газожидкостную смесь охлаждают в аппарате воздушного охлаждения до перехода ШФЛУ в жидкое состояние, после чего ШФЛУ подвергают сепарации в рефлюксной емкости и в центробежном вертикальном газоотделителе, где от ШФЛУ отделяют воду и легкие углеводородные газы. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефти на нефтепромысле с выделением 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 вниз 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 предусматривает рекуперацию тепловой энергии конденсируемых продуктов с целью нагрева технологических жидкостей в виде нефти и тех. пресной воды и не позволяет отбирать из нефти потенциально возможное количество ШФЛУ.

Известен 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.

Недостатком известного способа является недостаточно высокий выход ШФЛУ из нефти.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является 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, 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-C5, 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 C2-C5. (Патент 2393347, кл. Е21В 43/34, опубл. 27.06.2010).

Недостатком способа является одностадийность охлаждения ШФЛУ, приводящая к неполному переходу паров ШФЛУ в жидкое состояние и потере части ШФЛУ при дальнейшей подготовке.

В предложенном изобретении решается задача повышения выхода ШФЛУ за счет уменьшения потерь при подготовке.

Задача решается тем, что в способе подготовки нефти, включающем разделение нефти на фракции в ректификационной колонне, выделение ШФЛУ, охлаждение ШФЛУ до температуры, достаточной для конденсации, направление сконденсировавшуюся ШФЛУ в буферно-сепарационную емкость, откачку части ШФЛУ в верхнюю часть ректификационной колонны и избыточной части на склад, согласно изобретению, пары ШФЛУ отбирают с верха ректификационной колонны, охлаждают пары ШФЛУ в теплообменнике до образования газожидкостной смеси, затем охлаждают в другом теплообменнике газожидкостную смесь, потом газожидкостную смесь охлаждают в аппарате воздушного охлаждения до перехода ШФЛУ в жидкое состояние, после чего ШФЛУ подвергают сепарации в рефлюксной емкости и в центробежном вертикальном газоотделителе, где от ШФЛУ отделяют воду и легкие углеводородные газы.

Сущность изобретения

В известных способах получения ШФЛУ летучие соединения из верха ректификационной колонны с температурой 110-120°С направляют в теплообменник, охлаждают, направляют в конденсатосборник, разделяют на фракции, пары ШФЛУ из конденсатосборника направляют в дополнительные теплообменники, где их охлаждают до температуры, достаточной для конденсации. Далее сконденсировавшуюся ШФЛУ направляют в буферно-сепарационную емкость, из которой ШФЛУ откачивают насосом на бензосклад. Выделение ШФЛУ происходит в конденсатосборнике, а охлаждение до перехода в жидкое состояние осуществляют за один цикл в одном теплообменнике. При таком охлаждении часть паров ШФЛУ не успевает перейти в жидкое состояние и неизбежно теряется в буферно-сепарационной емкости и трубопроводах. В предложенном изобретении решается задача повышения выхода ШФЛУ за счет увеличения степени конденсации углеводородов из паров ШФЛУ. Задача решается посредством установки подготовки нефти, представленной на фиг. 1.

На фиг. 1 приняты следующие обозначения: 1 - узел учета сырой нефти, 2 - теплообменник «сырая нефть - стабильная нефть», 3 - теплообменник «сырая нефть - ШФЛУ», 4 - блок обезвоживания-обессоливания нефти, 5 - насос обезвоженной и обессоленной нефти, 6 - теплообменник «обезвоженная и обессоленная нефть - стабильная нефть», 7 - печь нагрева нефти, 8 - ректификационная колонна стабилизации нефти, 9 - теплообменник рекуперации тепла паров дистиллята нефти, 10 - теплообменник «пресная вода - ШФЛУ», 11 - аппарат воздушного охлаждения ШФЛУ, 12 - узел учета стабильной нефти, 13 - рефлюксная емкость, 14 - насос перекачки ШФЛУ, 15 - склад хранения ШФЛУ, 16 - блок сепарации и хранения дистиллята, 17 - насос перекачки пресной воды, 18 - центробежный вертикальный газоотделитель, ……… - пресная техническая вода, - нефть, - ШФЛУ, - дистиллят, - несконденсировавшиеся углеводороды.

Установка подготовки нефти работает следующим образом.

Сырая нефть поступает на узел учета нефти 1 и далее в теплообменник «сырая нефть - стабильная нефть» 2, в котором за счет теплообмена со стабильной нефтью подогревается. Далее сырая нефть поступает в теплообменник «сырая нефть - ШФЛУ» 3, где за счет теплообмена с ШФЛУ, поступающей с ректификационной колонны стабилизации нефти 8, нагревается, а ШФЛУ охлаждается. Затем сырая нефть поступает в блок обезвоживания-обессоливания нефти 4, затем перекачивается насосом 5 в теплообменник «обессоленная нефть - стабильная нефть» 6, где нагревается, затем в печь нагрева нефти 7, где дополнительно нагревается и затем поступает в ректификационную колонну стабилизации нефти 8. В колонне сырая нефть разделяется на фракции, в результате чего образуется стабильная нефть. Затем стабильная нефть последовательно охлаждается в теплообменниках 6 и после учета на узле учета нефти 12 поступает в товарный парк.

ШФЛУ поступает с верха ректификационной колонны 8 в теплообменник 3, охлаждается до образования газожидкостной смеси и поступает для дальнейшего охлаждения в теплообменник «пресная вода - ШФЛУ» 10, где газожидкостная смесь ШФЛУ охлаждается, нагревая пресную воду, поступающую из системы централизованного водоснабжения. Далее ШФЛУ поступает в аппараты воздушного охлаждения 11, оснащенные системой автоматического регулирования скорости вращения вентилятора для доохлаждения до температуры не выше 30°С, т.е. до перехода ШФЛУ в жидкое состояние. Затем ШФЛУ подвергают сепарации с отделением воды в рефлюксной емкости 13, и в центробежном вертикальном газоотделителе 18, где от ШФЛУ отделяют легкие углеводородные газы. Подготовленную таким образом ШФЛУ насосом перекачки ШФЛУ 14 направляют на склад хранения ШФЛУ 15.

Из ректификационной колонны 8 в теплообменник 9 поступает дистиллят. Пресная вода, нагретая в теплообменнике 10, перекачивается насосом 17 и поступает в теплообменник 9, где нагревается за счет теплообмена с парами дистиллята. Дистиллят, охлажденный до температуры конденсации углеводородных компонентов С5+выше, составляющей 45-50°С, поступает в блок сепарации и хранения 16.

Пример конкретного выполнения

Сырая нефть с расходом Q=400-700 м3/час, температурой Т=6-25°С, плотностью 855-865 кг/м3, обводненностью от 0,5 до 5% поступает с резервуарного парка на установку контроля и подготовки нефти (фиг. 1), где после учета на узле учета нефти 1 поступает в теплообменник «сырая нефть - стабильная нефть» 2, в котором за счет теплообмена со стабильной нефтью нагревается до температуры 35-60°С. Далее сырая нефть поступает в теплообменник «сырая нефть - ШФЛУ» 3, где за счет теплообмена с ШФЛУ с расходом Q=15-20 т/час, температурой Т=80-110°С, поступающей с ректификационной колонны стабилизации нефти 8, нагревается на 6-10°С, а ШФЛУ охлаждается до температуры 50-70°С. Затем сырая нефть поступает в блок обезвоживания-обессоливания нефти 4, затем перекачивается насосом 5 в теплообменник «обессоленная нефть - стабильная нефть» 6, где нагревается до 100-130°С, затем в печь нагрева нефти 7, где нагревается до температуры 130-180°С, далее нефть поступает в ректификационную колонну стабилизации нефти 8. Затем стабильная нефть последовательно поступает в теплообменники 6 и 2, охлаждаясь за счет теплообмена с сырой нефтью до температуры 25-35°С, далее после учета на узле учета нефти 12 поступает в товарный парк.

Охлажденная до 50-70°С ШФЛУ после теплообменника 3 поступает для дальнейшего охлаждения в теплообменник «пресная вода - ШФЛУ» 10, где охлаждается до температуры 15-45°С, нагревая пресную воду, поступающую из системы централизованного водоснабжения, до температуры 15-40°С. Далее ШФЛУ поступает в аппараты воздушного охлаждения 11, оснащенные системой автоматического регулирования скорости вращения вентилятора для доохлаждения до температуры не выше 30°С. Затем ШФЛУ подвергают сепарации с отделением воды в рефлюксной емкости 13, и в центробежном вертикальном газоотделителе 18, где от ШФЛУ отделяют легкие углеводородные газы. Подготовленную таким образом ШФЛУ насосом перекачки ШФЛУ 14 направляют на склад хранения ШФЛУ 15.

Пресная вода, нагретая в теплообменнике 10, поступает в теплообменник 9, где за счет теплообмена с парами дистиллята, имеющего расход Q=2 т/час и температуру Т=120°С, нагревается до температуры 30-60°С. Дистиллят, охлажденный до температуры конденсации углеводородных компонентов С5+выше, составляющей 45-50°С, поступает в блок сепарации и хранения 16.

В результате удается повысить выход ШФЛУ на 5% и довести его до 99% от потенциально возможного.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения выхода ШФЛУ за счет уменьшения потерь при подготовке.

Способ подготовки нефти, включающий разделение нефти на фракции в ректификационной колонне, выделение широкой фракции легких углеводородов, охлаждение широкой фракции легких углеводородов до температуры, достаточной для конденсации, направление сконденсировавшейся широкой фракции легких углеводородов в буферно-сепарационную емкость, откачку части широкой фракции легких углеводородов в верхнюю часть ректификационной колонны и избыточной части на склад, отличающийся тем, что пары широкой фракции легких углеводородов отбирают с верха ректификационной колонны, охлаждают пары широкой фракции легких углеводородов в теплообменнике до образования газожидкостной смеси, затем газожидкостную смесь охлаждают в другом теплообменнике, затем газожидкостную смесь доохлаждают в аппарате воздушного охлаждения до перехода широкой фракции легких углеводородов в жидкое состояние, после чего широкую фракцию легких углеводородов подвергают сепарации в рефлюксной емкости и в центробежном вертикальном газоотделителе, где от широкой фракции легких углеводородов отделяют воду и легкие углеводородные газы.

www.findpatent.ru

Способ промысловой подготовки нефти и устройство для его осуществления

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технике и технологии первичной подготовки нефти на промыслах. Основной технической задачей, решаемой изобретением является повышение эффективности промысловой подготовки нефти перед подачей ее на товарную обработку, осуществляемое путем избирательного газирования поступающей нефти специальным устройством, установленным на установке промысловой подготовки нефти. Указанная задача в части способа решается тем, что в способе подготовки нефти, включающем многоступенчатую ее сепарацию, при которой в поступающую на последних ступенях сепарации нефть подают выделенный на первой ступени сепарации газ в количестве 5-10% от общего газосодержания сырой нефти при подачи нефти в установку подготовки сырой нефти, перед отправкой на товарную обработку в нее подают выделенный в результате общей сепарации газ, причем осуществляют газирование только нефтяной части микроскопическими пузырьками размером 0,1-0,2 мм в количестве 1-1,5% от объема поступающей жидкости. Сепарацию нефти, воды и песка осуществляют при скорости движения смеси в устройстве, определяемой из соотношения (1), указанного в описании. Указанная техническая задача в части устройства решается тем, что установка промысловой подготовки сырой нефти, содержащая отстойник с днищем входным, выходным, отводным и сливным патрубками с запорной арматурой, распределитель и тонкостенные перегородки, снабжена установленными на входе в отстойник демпфером-аэризатором в виде вертикального сосуда, выполненного с входным, сливным и отводным патрубками для жидкости и газа, снабженными запорной и регулирующей арматурой с установленной в нем перфорированной трубой с микроскопическими отверстиями диаметром 0,1-0,2 мм, соединенной со сливным патрубком, причем внутри трубы размещен подвешенный на пружине цилиндр, имеющий возможность перемещения при прохождении вокруг него вязкой жидкости и кинематически связанный с клапаном регулятором на входном газовом патрубке. Корпус отстойника выполнен цилиндрическим, тонкостенные перегородки установлены вертикально, расстояние между перегородками определяют по формуле (2), указанной в описании. Устройство снабжено тороидальным перфорированным трубопроводом обратной промывки песчаных и асфальтосмолистых отложений. Днище устройства выполнено под углом 45o. 2 с. и 6 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технике и технологии первичной подготовки на промыслах нефти, газа и воды с большим содержанием песка и мехпримесей.

Известен способ первичной подготовки сырой нефти на промыслах путем ее предварительного обезвоживания и отделения песка на последней ступени сепарации групповой нефтесборной установке. Частично обезвоженная нефть с групповой установки подается на установку для ее окончательной товарной подготовки [1] К недостаткам способа относится невысокая степень и скорость обезвоживания нефти. Известный гравитационной отстойник - нефтеводо-песко-отделитель (отстойник Лобкова) применяется в системах промыслового сбора и подготовки нефтей. Отстойник Лобкова состоит из вертикальных отстойных камер с наклонными днищами, входного, выходного, отводного и сливных патрубков с запорной арматурой. Разделение продукции скважин в отстойнике на составляющие компоненты нефть, воду и песок происходит по гравитационному принципу в процессе ламинарного движения жидкости от входного к выходному и сливному патрубкам. С целью недопущения скопления песка на стенках днища последние выполнены наклонными под углом 90o друг к другу (45o к вертикали). К недостаткам отстойника, снижающим эффективность его работы относятся: невысокая производительность установки за счет небольшой скорости сепарации нефти, воды и песка; резкое ухудшение условий гравитационного разделения нефти и воды при неравномерном поступлении газожидкостной смеси в отстойник из концевой сепарационной установки при совместном сборе нефти и газа пульсирующих скважин; низкий коэффициент использования объема установки за счет образования застойных зон и зон с повышенными скоростями основного потока, ухудшающих процесс сепарации нефти, воды и песка; периодическая закупорка бункерной части камер отстойника песком, содержащим примеси глинистых частиц. Наиболее близким техническим решением к заявляемому является выбранный в качестве прототипа способ первичной подготовки сырой нефти на промыслах [2] заключающийся в подаче в подготавливаемую нефть газа в количестве 5 10% от общего газосодержания сырой нефти. К недостаткам способа относятся: подача газа через распределитель под водяную подушку приводит к образованию пузырьков диаметром 5 10 мм и более, восходящая скорость которых под действием значительной выталкивающей силы в 3 4 раза больше скорости осаждения песка и в 7 8 раз больше скорости осаждения воды, в результате чего реализуется принцип хаотического барботажа, при котором резко ухудшаются условия сепарации нефти, воды и песка; не происходит газирования глобул нефти из-за относительно больших размеров пузырьков газа 5 10 мм, вследствие чего не достигается оседание воды и песка и ускоренная сепарация всей массы поступающей обводненной нефти. Скорость сепарации может быть вычислена по формуле Стокса где d диаметр осаждающейся частицы, м;1, 2 плотность воды и нефти соответственно, кг/м3; кинематическая вязкость дисперсионной среды, м2/c. Известно устройство, выбранное в качестве прототипа заявляемому для подготовки нефти, газа и воды, содержащее корпус, нефтесборник, водосборник, тонкослойные пластины, патрубки, входную, сепарирующую и выходную камеру, бункеры, распределитель с продольными щелями [3] Недостатки устройства следующие: низкая производительность установки за счет малой скорости сепарации нефти от воды и песка, обусловленные более высокой вязкостью нефтеводяной смеси, чем газированной и несущественной разностью в удельных весах нефти и воды, что подтверждается формулой Стокса; ухудшение условий гравитационного разделения нефти и воды при неравномерном поступлении газожидкостной смеси в отстойник из концевой сепарационной установки при совместном сборе нефти и газа пульсирующих скважин; прекращение или резкое снижение процесса сепарации на восходящем участке зигзагообразного движения смеси в сепарационной камере, т.к. восходящая скорость потока становится равной или больше скорости осаждения частиц воды; осаждение и скопление глинизированного песка на наклонных тонкостенных пластинах и закупорка бункеров и нефтесборника песком; подача жидкости осуществляется не на границе раздела нефти и воды, а сверху, над водяным слоем, что увеличивает продолжительность сепарации частиц воды и песка относительно границы нефтеводораздела. Скопление песка на наклонных стенках отстойника обусловлено наличием в составе взвеси глинистых примесей и асфальтенов, создающих большую силу сцепления между песчинками и стенками днища. Из-за недостаточного уклона поверхности перегородок и днища отстойника на его стенках происходит постепенное скопление песчаноглинистой массы до некоторой критической величины и последующий ее залповый обвал в сливную горловину бункера. В результате происходит закупорка бункера и сливной горловины отстойника и прекращение технологического процесса подготовки нефти. Основной технической задачей изобретения является повышение эффективности и производительности промысловой сепарации сырой нефти, воды и газа перед подачей на товарную обработку, осуществляемое путем газирования поступающей нефти специальным устройством, установленным на установке промысловой подготовки нефти. Указанная техническая задача в изобретении в части способа решается тем, что в способе подготовки нефти, включающем многоступенчатую ее сепарацию, при которой в поступающую на последних ступенях сепарации нефть подают выделенный на первой ступени сепарации газ в количестве 5 10% от общего газосодержания сырой нефти, а при подаче нефти в установку подготовки сырой нефти, перед отправкой на товарную обработку, в нее подают выделенный в результате общей сепарации газ, причем осуществляют газирование только нефтяной части смеси микроскопическими пузырьками размером 0,1 0,2 мм, в количестве 1 1,5% от объема поступающей жидкости, а подачу сырой нефти осуществляют в зону границы раздела нефти и воды. Сепарацию нефти, воды и песка осуществляют при скорости движения смеси в установке, определяемой из соотношения, составленного на основании ф-лы Стокса где U скорость движения смеси, м/с; d диаметр выпадающей или всплывающей частицы, м;1, 2 плотность воды и газированной нефти, соотв. кг/м3; кинематическая вязкость дисперсионной среды, м2/c. Указанная техническая задача в изобретении в части установки решается тем, что установка промысловой подготовки сырой нефти, содержащая отстойник с входным, выходным, отводным и сливным патрубками с запорной арматурой, распределителем и тонкостенной перегородкой, снабжена установленным на входе в отстойник демпфером-аэризатором в виде вертикального сосуда, выполненного с входным и сливным патрубками для жидкости и газа, снабженными запорной и регулирующей арматурой с установленным в нем перфорированной трубой с микроскопическими отверстиями диаметром 0,1 0,2 мм, соединенных с сливным патрубком, причем внутри трубы размещен подвешенный на пружине цилиндр, имеющий возможность перемещения при прохождении вокруг него вязкой жидкости и кинематически связанный с клапаном регулятором на входном газовом патрубке, а распределитель размещен на границе раздела нефти и воды и выполнен в виде поплавка. Корпус отстойника выполнен цилиндрическим, а потоконаправляющие тонкостенные перегородки выполнены вертикальными с расстоянием между перегородками, определяемым по формуле где b расстояние между потоконаправляющими вертикальными перегородками, м; кинематическая вязкость газожидкостной смеси, м2/c; Q расход жидкости, м3/сут. h высота движущегося потока, м; d диаметр частицы, м; r1, 2 плотность воды, нефти соответственно, кг/м3. Помимо всего устройство снабжено тороидальным перфорированным трубопроводом обратной промывки песчаных и асфальто-смолистых отложений. Днище устройства выполнено под углом конусности 45o. Новыми отличительными существенными признаками заявленного способа является избирательное газирование микроскопическими пузырьками газа только нефтяной части газожидкостного потока. Новыми отличительными существенными признаками заявленной установки является снабжение установки демпфером-аэризатором и поплавковым распределителем на границе раздела нефти и воды. На фиг. 1 изображено устройство для осуществления способа; на фиг.2 - разрез А А на фиг.1; на фиг.3 демпфер-газификатор в диаметральном разрезе. Устройство промысловой подготовки нефти содержит отстойник 1, выполненный в виде цилиндрического корпуса 2 с коническим днищем 3 с углом конусности 45o. С наружной стороны к цилиндрической части отстойника присоединены входной трубопровод 4 для ввода обводненной газированной нефти, отводной трубопровод 5 для выдачи нефти на товарную подготовку. На крыше отстойника 1 установлены каплеотбойник 6 и патрубок 7 для вывода газа. К конической части отстойника присоединены трубопровод 8 слива воды, а несколько ниже трубопровод возврата воды 9, соединенный с тремя тороидальными перфорированными трубопроводами 10, обратной промывки песчаных и асфальтосмолистых отложений. Конусная часть отстойника заканчивается в нижней части сливным патрубком 11. Все входные и выходные трубопроводы снабжены запорной арматурой 12. Отстойник 1 внутри разделен потоконаправляющими тонкостенными (фиг.2) вертикально установленными перегородками 13, разделяющими отстойник на входную и отводную камеры 14,15 и расположенные между ними промежуточные каналы 16. Расстояние между перегородками b определяется по формуле (2). Входной трубопровод 4 тангенциально вводится в цилиндрический корпус 2 отстойника и соединен с гибким поплавковым распределителем 17, плавающим горизонтально на границе раздела нефти и воды 18 и выполнен с отверстиями, по всей его длине обеспечивающими равномерный ввод продукции во входную камеру 14. Отстойник 1 снабжен установленным на его крыше демпфером-газификатором 19 (фиг.3), выполненным в виде вертикального сосуда с входными патрубками 20 и 21 соответственно для подвода сырой нефти и газа. На подводящем газопроводе 21 установлен клапан регулятор 22. В нижней части сосуда размещена перфорированная трубка 23 с микроскопическими отверстиями 24 диаметром 0,1 - 0,2 мм. Трубка 23 соединена через выходной патрубок 25 с входным трубопроводом 4, подающим газированную нефть и воду в отстойник 1. В трубке 23 размещен подвешенный на пружине 26 цилиндр 27, имеющий возможность перемещаться при прохождении через трубку 23 вязкой жидкости. Количество газификаторов определяется расчетом в зависимости от величины поступающего продукта. Перемещение цилиндра 27 кинематически передается клапану-регулятору 22 на входном патрубке 21, регулируя таким путем поступление газа в демпфер-газификатор 19. Способ осуществляют следующим образом. Продукция скважин после сепарации на групповых замерно-сепарационных установках промысла направляется в концевые сепараторы (не показаны) и далее под давлением 0,2 0,3 МПа поступает через входной патрубок 20 в демпфер-газификатор 19, где, попадая в трубку 23, происходит полное гашение энергии потока и снижение давления до атмосферного. Одновременно через патрубок 21 подается газ под давлением 0,2 0,3 МПа в количестве 1 1,5% от объема поступающей жидкости, который через отверстие 24 проникает в трубку 23 и газирует находящуюся нефтяную фракцию. Поступление газа автоматически регулируется клапаном-регулятором 22 в зависимости от вязкости проходящей жидкости. Чем выше вязкость проходящей жидкости, тем больше поступает газа. При прохождении через трубку 23 воды клапан-регулятор 22 отрегулирован в положении "закрыто". Затем свободным сливом по трубопроводу 4 (фиг.1,2) сырая нефть поступает в поплавковый распределитель 17 и далее, выйдя из него, поступает во входную камеру 14 на уровне раздела нефти и воды в отстойнике 1. Распространяясь в камере со значительно уменьшенной скоростью, поток поступающей жидкости разделяется на нефть, газ, воду, песок и мехпримеси. Предварительное избирательное газирование только нефтяной части водонефтяной смеси в демпфере-газификаторе 19 и плавный ввод ее в зону раздела нефти и воды 18 является наиболее благоприятным для более ускоренного разделения фаз, что ведет к повышению эффективности процесса. Предварительно очищенная тонкодисперсно газированная нефть и вода в процессе ламинарного движения от входной камеры 14 через промежуточные хода по камерам 16 до выходной камеры 15 очищается от газа, воды песка и мехпримесей до окончательной стадии. Крупные осадки в виде песка и мехпримесей выпадают в конусный бункер 3. При очистке нефти пузырьки газа частично выплывают вверх, и заполняя пространство под крышей отстойника 1, удаляются через каплеотбойник 6 и патрубок 7. Очищенная нефть через выходную камеру 15 удаляется по трубопроводу 5. Грубоочищенная вода отводится из отстойника через трубопровод 8. Осадок в конусной части 3 в виде пульпы непрерывно удаляется через сливной патрубок 11. Предлагаемый способ подготовки сырой нефти на промыслах позволяет весьма эффективно на качественно более высоком уровне разделять продукцию на компоненты, т. е. нефть, воду и осадки, вывести каждый компонент в отдельности с максимальным использованием объема отстойника, повышением скорости разделения компонентов, вследствие чего увеличивается его производительность. Пример. Объем подготавливаемой жидкости на месторождении составляет 6 тыс. м3/сут. при 50% обводненности. На один отстойник приходится 2,5 тыс. м3/сут. Скорость осаждения глобул воды средним диаметром d 0,1 см в нефти с вязкостью 2,5 см2/с, определяемой по формуле (1) составит Скорость же осаждения глобул воды в случае газированной газожидкостной смеси при принимаемой дозировке газа составит т.е. почти в 3 раза больше, чем в негазированной. В случае же избирательной аэрации только нефтяной части смеси скорость сепарации нефти от воды при той же концентрации газа составит т. е. в 17 раз больше, чем в обычных условиях подготовки дегазированной нефти. Зная скорость создания частиц в жидкости, а следовательно и допустимую скорость потока жидкости в отстойнике V U, определим площадь потока в отстойнике где F площадь сечения отстойника, см2; Q суточный расход жидкости, м3/сут. Для негазированной жидкости Для газированной жидкости Для газированной нефти Расстояние между потоконаправляющими перегородками высотой 50 см для вышеотмеченных случае составит соответственно С учетом технологических соображений и резервирования, а также за счет увеличения длины пути и времени продвижения смеси в отстойнике его диаметр принят равным 8,5 м, а расстояние между потоконаправляющими перегородками принято равным 1,5 м. Применение отстойника с плавным вводом жидкости через устройство для газирования, оптимизация процесса гравитационного разделения компонентов смеси путем управления гидравлическим режимом движения между потоконаправляющими перегородками, повышает эффективность и производительность предлагаемых способа и устройства.

Формула изобретения

1. Способ промысловой подготовки нефти, включающий ее многоступенчатую сепарацию, при которой в поступающую на последнюю ступень сепарации нефть подают выделенный на первых ступенях сепарации газ в количестве 5 10% от общего газосодержания сырой нефти, а при подаче нефти в установку подготовки сырой нефти перед отправкой на товарную обработку в нее подают выделенный в результате общей сепарации газ, отличающийся тем, что до поступления нефти в установку подготовки сырой нефти осуществляют газирование только нефтяной части смеси микроскопическими пузырьками размером 0,1 0,2 мм в количестве 1 1,5% от объема жидкости, причем подачу сырой нефти осуществляют в зону границы раздела нефти и воды. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что сепарацию нефти, воды и песка осуществляют при скорости движения смеси в устройстве, определяемой из соотношения где u скорость движения смеси в отстойнике, м/с; g ускорение свободного падения, 9,81 м/с; d диаметр выпадающей или всплывающей частицы, м;2- плотность газожидкостной смеси, кг/м3;1- плотность воды, кг/м3; - кинематическая вязкость газожидкостной смеси, м2/с. 3. Устройство для промысловой подготовки сырой нефти, содержащее отстойник с днищем, входным, выходным, отводным и сливным трубопроводами с запорной арматурой, распределитель, тонкостенные перегородки, отличающееся тем, что оно снабжено демпфером-газификатором, выполненным в виде вертикального сосуда с выходными патрубками для сырой нефти и газа, и выходным патрубком, запорной арматурой и клапаном-регулятором на входном газовом патрубке, установленном внутри сосуда, перфорированной трубкой с отверстиями диаметром 0,1 0,2 мм, установленным внутри трубки, подвешенным на пружине цилиндром, кинематически связанным с клапаном-регулятором на входном газовом патрубке, при этом выходной патрубок демпфера-газификатора связан с входным трубопроводом отстойника, а распределитель размещен на границе раздела нефти и воды и выполнен в виде поплавка. 4. Устройство по п.3, отличающееся тем, что корпус отстойника выполнен цилиндрическим. 5. Устройство по п.3, отличающееся тем, что потоконаправляющие тонкостенные перегородки установлены вертикально. 6. Устройство по п.5, отличающееся тем, что расстояние между перегородками определяют по формуле где B расстояние между потоконаправляющими вертикальными перегородками, м; - кинематическая вязкость газожидкостной смеси, м2/с; Q расход жидкости, м3/с; h высота движущегося потока, м;1, 2- плотность воды и газированной нефти соответственно, г/м3. 7. Устройство по п.3, отличающееся тем, что оно снабжено тороидальным перфорированным трубопроводом обратной промывки песчаных и асфальтосмолистых отложений. 8. Устройство по п. 3, отличающееся тем, что его днище выполнено под углом 45o.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3

www.findpatent.ru

Способ подготовки нефти | Банк патентов

Изобретение относится к подготовке нефти на нефтяных промыслах и может использоваться в химической и нефтеперерабатывающей промышленности. Способ включает раздельную обработку высокообводненного и низкообводненного потоков нефти и их смешение. В узле распределения в зависимости от содержания диспергированной воды формируют два потока: первый с содержанием диспергированной воды менее 30%, и второй с содержанием диспергированной воды выше 30%. Из второго потока отделяют газ и свободную воду, после чего второй поток возвращают в узел распределения, осуществляют термохимическое воздействие, снижают содержание диспергированной воды во втором потоке ниже 30%, а затем смешивают его с первым потоком и оба потока вместе направляют для дальнейшего газоводоотделения. Технический результат состоит в повышении эффективности обработки продукции скважин с различными физико-химическими свойствами и обводненностью. 2 ил.

Изобретение относится к области химической и нефтеперерабатывающей промышленности, в частности к подготовке нефти на нефтяных промыслах.

В настоящее время при подготовке нефти на нефтяных промыслах нашли широкое применение следующие способы - отстаивание, центрифугирование, термообработка, химическая обработка, промывка в водном слое, обработка в электрическом поле, фильтрация в пористых средах, импульсные воздействия, пенная и трубная деэмульсация (см. В.П.Тронов «Разрушение эмульсий при добыче нефти». М.: Недра, 1974. С.7).

Вопрос о том, какая из технологических схем подготовки нефти является самой эффективной и каким требованиям должна отвечать наиболее экономная технология, чрезвычайно сложен. Наиболее эффективной следует считать такую технологическую схему подготовки, в которой реализуется наиболее полный набор интенсифицирующих факторов при наименьших материальных затратах.

Так, например, технология разделения газоводонефтяных эмульсий с содержанием воды выше 30-40% зависит от структуры эмульсии, то есть соотношения содержания в ней свободной и диспергированной воды.

Газонефтяные эмульсии, содержащие свободную воду, как правило, расслаиваются в течение 10-15 минут, образуя слой относительно чистой воды и слой обратной водонефтяной эмульсии. Если содержание диспергированной воды в ней при этом не превышает 30-40%, то для отделения газа из этой эмульсии также не требуется ее термическая обработка.

Если водная фаза в газожидкостном потоке находится в диспергированном состоянии и не склонна к отделению, то необходимо применение методов воздействия путем ввода горячей пластовой воды, реагента, безводной нефти.

Из известных способов подготовки нефти наиболее эффективным является способ трубной деэмульсации, в котором сочетаются гидродинамические эффекты с термообработкой и воздействием химических реагентов.

Так, например, в процессе движения нефти по трубопроводам происходит разрушение глобул пластовой воды, их укрупнение и даже расслоение потоков на нефть и воду. Это создает предпосылки для быстрого и эффективного сбрасывания отделившейся воды и решение задачи глубокого обезвоживания нефти практически без дополнительных капитальных затрат.

Известен способ подготовки нефти (см. авт. свид. №257662, МПК C10 1/05), заключающийся в двухступенчатой сепарации, термохимической обработке с последующей газосепарацией при атмосферном давлении. При осуществлении этого способа подготовка водонефтяной эмульсии к разрушению с использованием балластной воды и деэмульгатора осуществляется в смесителе и в сепараторе первой ступени, а разрушение структуры эмульсии и предварительное ее обезвоживание осуществляется в аппарате второй ступени.

Недостатком этого способа является интенсивное перемешивание эмульсии в смесителе, вследствие чего процесс водоотделения начинается в сепараторе первой ступени, но прерывается за счет интенсивного выделения газа, а также вторичного перемешивания и диспергирования в трубопроводных коммуникациях и регуляторах расхода и давления. Кроме того, разрушение структуры эмульсии за счет перемешивания в смесителе и в сепараторе первой ступени в условиях выделения основного количества газа является трудно управляемым процессом, который в ряде случаев может привести к дальнейшему диспергированию водной фазы в нефти.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению является способ совместной подготовки разносортных нефтей (см. патент Российской Федерации №2128206, 1999). включающий введение деэмульгатора в железо- и сероводородосодержащие нефти, предварительный сброс воды из каждого потока, последующее смешение разносортных нефтей и прокачку их через печь нагрева эмульсии с последующим пропусканием смеси через ступень глубокого обезвоживания и обессоливания, подачи хелатообразующего агента в подтоварную воду, сбрасываемую со ступени глубокого обезвоживания и обессоливания и направляемую в сероводородсодержащий поток перед второй ступенью сепарации, отличающийся тем, что в хелатообразующий агент вводится соляная кислота, а в качестве хелатообразующего агента используют ИОМС или ПАФ-13.

Недостаток - повышенный расход реагента-деэмульгатора в процессах подготовки нефти, а использование соляной кислоты приведет к химическим соединениям, способствующим образованию вредных солей.

Цель изобретения - повышение эффективности обработки продукции с различными физико-химическими свойствами и обводненностью, экономия реагента-деэмульгатора.

Поставленная цель достигается тем, что в узле распределения в зависимости от содержания диспергированной воды формируют два потока: первый с содержанием диспергированной воды менее 30%, и второй с содержанием диспергированной воды выше 30%, второй поток направляют в отдельный аппарат для отделения газа и свободной воды, после чего второй поток возвращают в узел распределения, осуществляют термохимическое воздействие и снижают содержание диспергированной воды во втором потоке менее 30%, а затем смешивают его с первым потоком и оба потока вместе подают в отдельный аппарат на отделение газа и сброс свободной воды, после чего нефть, газ и воду направляют на дальнейшую обработку самостоятельными потоками.

Водонефтяная эмульсия с содержанием воды менее 30% не требует применения методов воздействия для успешного ведения процесса сепарации (фиг.1). При содержании воды выше 30%, находящейся в диспергированном устойчивом состоянии, для успешного ведения процесса сепарации газа часть воды необходимо выделить в сепараторе в свободную фазу, для чего используют известные методы воздействия подачу реагента и дренажной воды и т.о. снижают содержание диспергированной воды во втором потоке. Высококонцентрированные стабильные водонефтяные эмульсии в некоторых случаях трудно поддаются воздействию, для их разрушения требуется большой расход тепла и реагента, для снижения которых целесообразно использовать стадийность воздействия и процесса сепарации газа и отделения воды.

На фиг.1 приведена зависимость свободного газа в жидкости от обводненности нефти после 10 минут отстоя. Кривые, обозначенные цифрами 1, 2 и 3, соответствуют вязкости нефти при 16,8; 31,4 и 97 МПа.

На фиг.2 приведена принципиальная схема для осуществления предлагаемого способа. Схема включает узел распределения 1, сепаратор 2, где происходит отделение газа и сброс свободной воды, которая направляется на подготовку, минуя технологическую цепочку, трубопровод сброса воды 3, сепаратор второй ступени 4, отстойник 5, аппарат 6, трубопровод для отбора газа 7, трубопровод ввода реагента 8 и трубопровод возврата второго потока в узел распределения 9.

Способ подготовки нефти осуществляется следующим образом.

Продукция скважин с содержанием диспергированной воды менее 30% из узла распределения 1 направляют в аппарат 2, где происходит сепарация газа и сброс свободной воды, которая направляется на подготовку, минуя технологическую цепочку. А нефтяной поток направляется в аппарат второй ступени сепарации 4, в отстойник, где производится окончательный сброс воды и далее на насос. При обводненности потока выше 30% продукция скважин направляется в аппарат 6, где происходит выделение газа и сброс свободной воды, а нефтяной поток с остаточной водой и газом, но уже уменьшенный в 2-6 раз по объему возвращают в узел распределения, где применяют методы воздействия и направляют во второй поток, после чего нефть, газ и воду направляют на дальнейшую обработку самостоятельными потоками.

Пример. В НГДУ «Чекмагушнефть» на промысле №4 был испытан предлагаемый способ подготовки нефти. Из действующих скважин с различной обводненностью в узле распределения были сформированы два потока с различным содержанием диспергированной воды, которая определялась с помощью устройства, представляющего из себя прозрачный цилиндр и по отстою определяли в потоке содержание выделившейся воды, И далее по схеме, предлагаемой на фиг.2, определяли эффективность способа. В итоге было установлено: значительное снижение расхода реагента-деэмульгатора, тепла, электроэнергии и что основное это уменьшение количества оборудования при осуществлении процесса подготовки нефти.

Использование предлагаемого способа подготовки нефти на промыслах позволит снизить расход реагента, тепла, электроэнергии, количества оборудования при осуществлении процесса подготовки нефти.

Формула изобретения

Способ подготовки нефти, включающий раздельную обработку высокообводненного и низкообводненного потоков нефти и их смешение, отличающийся тем, что в узле распределения в зависимости от содержания диспергированной воды формируют два потока: первый - с содержанием диспергированной воды менее 30%, и второй - с содержанием диспергированной воды выше 30%, второй поток направляют в отдельный аппарат для отделения газа и свободной воды, после чего второй поток возвращают в узел распределения, осуществляют термохимическое воздействие и снижают содержание диспергированной воды во втором потоке ниже 30%, а затем смешивают его с первым потоком и оба потока вместе подают в отдельный аппарат на отделение газа и сброс свободной воды, после чего нефть, газ и воду направляют на дальнейшую обработку самостоятельными потоками.

bankpatentov.ru

Способ подготовки нефти

 

Изобретение относится к нефтедобываюшей и нефтеперерабатывающей промышленности . Целью изобретения является снижение расхода реагента-деэмульгатора. Отделившуюся пластовую воду и промывную воду после контакта ее с нефтью направляют на флотационную установку, а пенный продукт, образующийся при этом, подают на начальную ступень подготовки для разрущения водонефтяной эмульсии. Контакт нефти с новой порцией промывной воды повторяют два и более раз. 1 з. п. ф-лы, 1 ил.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

-РЕСПУБЛИК

A t

ÄÄSUÄÄ1389803 (50 4 В 01 Р 17 00

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н A BTOPCHOMV СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 4140793/23-26 (22) 03.11.86 (46) 23.04.88. Бюл. № 15 (71) Туркменский государственный научноисследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) А. Н. Ширшов и И. А. Сумыгина (53) 66.066.6 (088.8) (56) Тронов В. П. Промысловая подготовка нефти. — М.: Недра, 1977, с. 271. (54) СПОСОБ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ (57) Изобретение относится к нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности. Целью изобретения является снижение расхода реа гента-деэмульгатора.

Отделившуюся пластовую воду и промывную воду после контакта ее с нефтью направляют на флотационную установку, а пенный продукт, образуюшийся при этом, подают на начальную ступень подготовки для разрушения водонефтяной эмульсии. Контакт нефти с новой порцией промывной воды повторяют два и более раз. 1 з. п. ф-лы, 1 ил.

1389803

Формула изобретения йиЬ- cpm э ульсия

Составитель О. Калякина

Редактор А. Шандор Техред И. Верес Корректор О. Кундрик

Заказ 1599/6 Тираж 642 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж вЂ” 35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-полиграфическое предприятие, r. Ужгород, ул. Проектная, 4

Изобретение относится к нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности и может быть использовано в процессах промысловой и нефтезаводской подготовки нефти.

Целью изобретения является снижение расхода реагента-деэмульгатора.

На чертеже показана принципиальная схема реализации способа подготовки нефти.

Схема содержит дозировочный узел 1 для подачи в подготавливаемую нефть реагента- 10 деэмульгатора, насос 2 для перекачки жидкости, печь 3 для ее подогрева, отстойники 4 — 6, флотационную установку 7. .Споеоб осуществляют следующим образом.

Поступающая с промыслов обводненная нефть смешивается с реагентом-деэмульгатором из дозировочного узла 1 и насосом 2 перекачивается через печь 3 в первый отстойник 4, где происходит сброс отделившейся пластовой воды, которая направляется во флотационную установку 7, а обезвоженная нефть смешивается с порцией свежей воды и поступает в отстойник 5, где также происходит отстаивание насыщенной деэмульгатором воды, которая направляется во флотационную установку 7. Во флотационной установке ее объем насыщается пузырьками газа, на поверхности которых адсорбируются поверхностно-активные молекулы деэмульгатора, переходящие в пенный слой на поверхности воды, а отобранный пенный продукт, представляющий собой высококонцентрированный раствор деэмульгатора, направляется на начальную ступень подготовки нефти вместо части дозируемого реагента-деэмульгатора.

При этом в обезвоженную нефть подается свежая порция пресной воды, в которую при смешении переходит часть деэмульгатора из нефти, а после отстаивания вода, насыщенная деэмульгатором, также подается на флотационную установку. Контакт нефти с новой порцией воды с последующим отстаиванием может быть повторен в отстойнике 6 и т. д. В зависимости от равновесной величины доли деэмульгатора, переходящего в водную фазу, контакт нефти с новой порцией воды повторяется два и более раз до извлечения требуемого количества деэмульгатора.

Использование предлагаемого способа подготовки нефти обеспечивает по сравнению с существующими способами резкое снижение расхода дорогостоящих реагентовдеэмульгаторов.

1. Способ подготовки нефти, включающий введение в водонефтяную эмульсию реагента-деэмульгатора, г1одогрев эмульсии, отстаивание, сброс отделившейся пластовой воды и дополнительную промывку отстоявшейся нефти водой, отличающийся тем, что, с целью снижения расхода реагента-деэмульгатора, отделившуюся пластовую воду и промывную воду после промывки нефти направляют на флотацию, а пенный продукт, образующийся при флотации, подают в начало процесса подготовки

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительную промывку повторяют два и более раз.

  

Похожие патенты:

Изобретение относится к электрокоалесцирующим аппаратам для водоне фтяной эмульсии и может использоваться в нефтехимической и других отраслях промьшшенности

Изобретение относится к области очистки нефтесодержащих вод и может быть использовано в нефтеводяных сепараторах гравитационно-коалесцирующе го типа, например в судовых сепараторах трюмных и балластных вод

Изобретение относится к аппаратам для разрушения концентрированных эмульсий, повышает степень разрушения эмульсий, надежность, удобство обслуживания и ремонта

Изобретение относится к устройствам для разделения двух фаз различной удельной массы и может использоваться во всех отраслях промьппленности

Изобретение относится к устройствам для очистки от механических примесей и отделения дисперсной воды из нефтепродуктов, жидких углеводородов или их смесей и может применяться в химической, нефтеперерабатывающей промьшшенности и других областях техники для восстановления качества нефтепродуктов по содержанию механических и примесей и дисперсной воды

Изобретение относится к способам обезвоживания и обескислороживания , например, нефтепродуктов и может найти широкое применение в различных областях химической технологии

Изобретение относится к устройствам для обезвоживания нефтяных и других эмульсий типа вода в масле в электрическом поле и может применяться при обезвоживании нефти на промыслах и нефтехимических заводах

Изобретение относится к коалесцирующим сепараторам нефтеводяных эьгульсий и может применяться в нефтеперерабатывающей и пищевой ленности, в энергетике, строительстве и на транспорте

Изобретение относится к устройствам для разрушения эмульсий в нефтяной и масложировой отраслях промышленности

Изобретение относится к установкам и способам для очистки воды, загрязненных нефтепродуктами и может быть использовано в нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, машиностроительной промышленностях, автотранспортных и на ремонтно-механических предприятиях

Изобретение относится к установкам и способам для очистки воды, загрязненных нефтепродуктами и может быть использовано в нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, машиностроительной промышленностях, автотранспортных и на ремонтно-механических предприятиях

Изобретение относится к устройствам для очистки сточных вод, содержащих нефтепродукты и взвешенные вещества, и может быть использовано в нефтеперерабатывающей, химической и других отраслях промышленности

Изобретение относится к области очистки сточных вод от нефтепродуктов и может быть использовано, в частности, для очистки сточных вод машиностроительных заводов

Изобретение относится к нефтедобываюшей и нефтеперерабатывающей промышленности

www.findpatent.ru

Подготовка нефти к переработке. Основные способы получения горючего

Нефть, выходящая из промысловых скважин, несет с собой попутный газ, песок, ил, кристаллы солей и воду в виде насыщенного раствора хлоридов.[ ...]

Попутные и растворенные в нефти газы отделяются на промысле в системе тра-пов-газосепараторов за счет последовательного снижения давления от давления в скважине до атмосферного. Г аз поступает на газобензиновые заводы или закачивается в скважины для поддержания в них пластового давления.[ ...]

Одновременно с отделением газа происходит и отстой сырой нефти от механических примесей и основной массы промысловой воды. Далее нефть направляется в отстойные резервуары емкостью до 30-50 тыс. м3. Затем нефть направляется на промысловые электрообессоливающие установки (ЭЛОУ) и на стабилизацию.[ ...]

На установках стабилизации из нефти полностью удаляются метан, этан и на 95% пропан, это гарантирует постоянство фракционного состава нефти при транспортировании и хранении.[ ...]

Содержание солей в нефтях, поступающих на нефтеперерабатывающие заводы, обычно составляет 500 мг/л, а воды - в пределах 1 % (масс.). На переработку же допускаются нефти, содержащие не более 20 мг/л солей и не более 0,1 % воды.[ ...]

Процесс обезвоживания представляет достаточно большую сложность, так как вода образует с нефтью устойчивые эмульсии с диаметром капелек от 2 до 5 мкм.[ ...]

На поверхности капелек адсорбируются смолистые вещества, асфальтены, органические кислоты и их соди, которые препятствуют агрегатированию (слиянию) капелек. Поэтому при обезвоживании (термомеханическом или электрохимическом) применяют деэмульгаторы (дисольван, сепарол), Разрушая поверхностную адсорбционную пленку, деэмульгаторы способствуют слиянию капелек воды в более крупные капли, которые отделяются при отстое. Этот процесс ускоряется при температуре 80-120°С.[ ...]

Состав нефти и ее продуктов определяется содержанием в них различных групп углеводородов и неуглеводородных соединений. Это, в свою очередь, предопределяет способы переработки нефти и методы очистки полученных дистиллятов.[ ...]

С учетом качества сырья, потребностей конкретного района страны в горючем и технического уровня развития отдельных процессов нефтепереработки различают следующие варианты переработки нефти. Топливный вариант предусматривает получение бензинов, реактивного, дизельного и котельного топлив. При топпивомасляном варианте наряду с указанными продуктами получают смазочные масла. В последние годы наблюдается тенденция применения комплексного (нефтехимического) варианта переработки нефти.[ ...]

Вернуться к оглавлению

ru-ecology.info