способ подготовки сырой нефти

Формула изобретения

СПОСОБ ПОДГОТОВКИ СЫРОЙ НЕФТИ , включающий многоступенчатую сепаpацию, пpедваpительный отбоp газа из подводящего тpубопpовода пеpвой ступени, отбоp, компpимиpование и подачу нефтяного газа концевой ступени на pециpкуляцию в подводящий тpубопpовод пеpвой ступени после пpедваpительного отбоpа газа, отличающийся тем, что газ концевой ступени выводят из подводящего тpубопpовода пеpед пеpвой ступенью сепаpации в тpанспоpтный газопpовод, а пpедваpительно отобpанный газ в количестве 40 - 100% возвpащают в нефть пеpед пеpвой ступенью.

Описание изобретения к патенту

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

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ подготовки сырой нефти, включающий многоступенчатую сепарацию, предварительный отбор газа из подводящего трубопровода первой ступени, отбор, компримирование и подачу нефтяного газа концевой ступени на рециркуляцию в подводящий трубопровод первой ступени после предварительного отбора газа [1] .

Способ позволяет дополнительно сократить потери нефтяного газа от конденсации при транспортировании его по газопроводу потребителю и увеличить выход жидкой фазы на 1,0-1,5% .

Однако увеличение выхода жидкой фазы после сепаратора концевой ступени, происходящее за счет перехода в нефть из газа концевой ступени углеводородных компонентов С_з+в, приводит к увеличению потерь жидкой фазы в атмосферных резервуарах, куда нефть поступает после сепарации, обессоливания, обезвоживания из-за испарения части перешедших в нефть компонентов. Кроме того, возрастает газовый фактор нефти на концевой ступени сепарации, что приводит к повышению нагрузки на компрессор и увеличению энергетических затрат на компримирование. Так, при снижении потерь от конденсации с 2.621 кмоль (аналог) до 2,386 кмоль (прототип) на 1000 кмоль исходной продукции скважин потери от испарения в резервуарах возрастают соответственно с 0,200 кмоль до 0,384 кмоль и затраты на компримирование увеличиваются с 1,352 кмоль до 2,839 кмоль (энергетические затраты выражены в киломолях углеводородного газа, необходимого для выработки электрической энергии с учетом потерь на преобразование энергии и транспортирование), что в итоге приводит к увеличению суммарных потерь сырьевых и энергетических ресурсов.

В описываемом способе подготовки сырой нефти, включающем многоступенчатую сепарацию, предварительный отбор газа из подводящего трубопровода первой ступени, отбор, компримирование и подачу нефтяного газа концевой ступени на рециркуляцию в подводящий трубопровод первой ступени после предварительного отбора газа, газ концевой ступени после рециркуляции выводят из трубопровода перед первой ступенью сепарации в транспортный газопровод, а предварительно отобранный газ в количестве 40-100% возвращают в нефть перед первой ступенью.

На чертеже показана схема осуществления предлагаемого способа подготовки сырой нефти.

Способ осуществляется в следующей последовательности.

Сырую нефть по трубопроводу 1 подают в сепаратор первой ступени 2. Газ, выделившийся в трубопроводе 1 при давлении транспортирования или близком к давлению сепарации первой ступени, по трубопроводу 3 отводят из трубопровода 1 и подают по трубопроводу 3" в газопровод 4 и в трубопровод 1 перед сепаратором 2 по трубопроводу 5 в количестве 40-100% от предварительно отобранного количества газа. Газ из сепаратора первой ступени сепарации 2 подают по трубопроводу 6 в транспортный газопровод 4. Газ из сепаратора концевой ступени сепарации 7 отбирают и снижают компрессором 8, подают на рециркуляцию по газопроводу 9 в трубопровод 1 после предварительного отбора газа. После контактирования введенного газа концевой ступени с дегазированной нефтью газ выводят по трубопроводу 10 в транспортный газопровод 4, далее нефть с частью (40-100% от предварительно отобранного) возвращенного по линии 5 газа поступает на многоступенчатую сепарацию в сепаратор первой ступени 2, откуда газ отводится по линии 6 в газопровод 4 и в концевой сепаратор 7, откуда газ компрессором 8 отводится на рециркуляцию. Окончательно разгазированная нефть по нефтепроводу 11 подается в резервуар 12 (сброс воды) и на дальнейшую подготовку.

Отвод газа концевой ступени после обработки дегазированной нефтью при термобарических условиях трубопровода 1 позволяет уменьшить содержание тяжелых компонентов в отводимом газе и сократить потери от конденсации. Например, при давлении в подводящем трубопроводе 1 0,33 МПа, на первой ступени сепарации 0,32 МПа и на концевой ступени сепарации 0,110 МПа (см. табл. 1) потери от конденсации сокращаются с 2,358 кмоль (когда отвода газа из трубопровода 1 по трубопроводу 10 нет - прототип) до 2,349 кмоль (когда газ отводится из трубопровода 1 по трубопроводу 10).

Возраст части предварительно отобранного газа в трубопровод 1 по трубопроводу 5 позволяет создать новую двухфазную систему газ-нефть с пониженным содержанием газа по сравнению с исходной газонефтяной смесью, поступающей в трубопровод 1. Так как такая система стремится к термодинамическому равновесию, наиболее легкие компоненты (в основном С₂-С₄), перешедшие в нефть из газа концевой ступени, переходят обратно в газовую фазу, а более тяжелые (С₄-С₅ и выше) остаются в жидкой фазе. В табл. 1 приведены потери и затраты в зависимости от количества газа, возвращаемого в трубопровод 1 по линии 5, откуда следует, что при росте объема возвращаемого газа растут потери от конденсации, но снижаются потери от испарения и затраты на компримирование, при этом уменьшение суммарных потерь наблюдается при объемах возвращаемого газа 40-100% от предварительно отобранного. Например, при давлении концевой ступени 0,101 МПа и давлении в трубопроводе 0,6 МПа, при количестве возвращаемого по линии 5 газа 40% и при отводе газа по линии 10 суммарные потери минимальны и составляют 3,646 кмоль против 5,029 кмоль, когда отсутствуют отвод газа по линии 10 и возврат газа по линии 5. При давлении же в трубопроводе 0,33 МПа и на концевой ступени 0,11 МПа минимальные суммарные потери наблюдаются при объеме возвращаемого газа 100% (6,025 кмоль).

П р и м е р. Газонефтяную смесь плотностью 859 кг/м³ с газовым фактором 45 м³/т в количестве 1000 кмоль/ч подают по трубопроводу 1 под давлением 0,6 МПа в сепаратор первой ступени 2, где поддерживают давление 0,32 МПа. Газ, выделившийся из нефти в процессе транспортирования в количестве 139 кмоль/ч, отводят из трубопровода 1 по линии 3 и по линии 3" подают в газопровод 4. В дегазированную нефть по линии 3 подают компрессором 838,0 кмоль газа концевой ступени сепарации 7. Обработанный дегазированной нефтью газ концевой ступени полностью выводят из линии 10 в газопровод 4. Часть газа в количестве 80% , предварительно отобранного из трубопровода 1, подают по линии 5 обратно в трубопровод 1. Полученная газонефтяная смесь далее разгазируется в сепараторе 2 при давлении 0,32 МПа. Выделившийся газ подают в газопровод 4, а нефть - в сепаратор 7. Газ из сепаратора 7 в количестве 38,0 кмоль подают на рециркуляцию. Энергетические затраты на компримирование этого количества газа составляют 1,24 кмоль. Разгазированная нефть по трубопроводу 11 поступает в резервуар предварительного сброса воды 12, где происходит испарение части фракций, перешедших из газа концевой ступени в нефть в количестве 2,50 кмоль. При транспортировании часть газа теряется из-за конденсации в газопроводе 4 при давлении и температуре транспортирования 0,32 МПа и 0^оС; потери из-за конденсации составляют 2,17 кмоль.

Результаты, полученные при исследовании известного и предлагаемого способов, приведены в табл. 2.

Из табл. 2 следует, что предлагаемый способ позволяет достичь оптимального сочетания величин потерь и затрат, при которых суммарные потери минимальны: 5,91 кмоль/ч по предлагаемому способу против 9,06 кмоль/ч по известному, т. е. на 35% меньше.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа подготовки сырой нефти складывается за счет сокращения потерь и затрат ценного нефтехимического сырья. (56) Авторское свидетельство СССР N 1535575, кл. В 01 D 19/00, 1990.