установка для подготовки нефтяного газа к транспорту

Формула изобретения

УСТАНОВКА ДЛЯ ПОДГОТОВКИ НЕФТЯНОГО ГАЗА К ТРАНСПОРТУ, включающая гидродинамический делитель фаз (ГДФ), сепараторы, циркуляционный газопровод, компрессор газа, конденсатосборники, резервуары нефти, массообменное устройство, трубопроводы, запорную арматуру, отличающаяся тем, что массообменное устройство выполнено в виде перевернутых лотков, размещенных в концевой части ГДФ ступенчато внахлест относительно друг друга, причем верхний лоток соединен трубопроводом с газопроводом сепаратора первой ступени.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к объектам сбора и подготовки нефти, и может быть использовано при сборе и подготовке газового конденсата.

Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемой является установка для подготовки нефтяного газа к транспоpту, включающая сепараторы, конденсатосборники, компрессор, гидродинамический делитель фаз (ГДФ), циркуляционный газопровод, запорную арматуру, массообменное устройство.

Установка позволяет проводить рециркуляцию газа второй (и последующих) ступеней, насыщенного тяжелыми углеводородами, в гидродинамический делитель фаз, где осуществляется абсорбционное перераспределение тяжелых углеводородных компонентов (С_з+в) из газовой фазы в жидкую, что обеспечивает дополнительное уменьшение выпадения конденсата в транспортном газопроводе и сокращение его потерь при продувках конденсатосборников.

Недостатком установки является недостаточная эффективность процесса перехода тяжелых компонентов в жидкую фазу и соответственно повышение потерь углеводородов при транспортировании, что обусловлено следующим.

На начальном участке ГДФ образуется слой динамической пены из-за интенсивного разгазирования поступающей продукции скважин - газоводонефтяной эмульсии, и введения диспергированного газа рециркуляции. В результате гидродинамического перемешивания двух потоков каждый пенный пузырек содержит, кроме газа рециркуляции, насыщенного тяжелыми компонентами, также и более легкий газ, выделяющийся из нефти, что уменьшает количество тяжелых компонентов, абсорбируемых из газа. Кроме того, при разгазировании обводненной продукции скважин пенные ячейки могут быть образованы не нефтью, а пластовой водой или эмульсией типа "нефть в воде", что ухудшает массообмен между газом и нефтью.

Поскольку газ рециркуляции после компрессора имеет температуру 50-70^оС, то в пенной ячейке происходит локальный нагрев пленки жидкости, и процесс массообмена протекает при повышенной (на 5-15^оС) температуре, что приводит к испарению тяжелых углеводородных компонентов пленки нефти в газовый пузырек. После выхода газового пузырька из жидкой фазы в газовую обратный процесс перехода тяжелых компонентов затруднен из-за менее развитой поверхности контакта газ-нефть. В результате газ, поступающий в транспоpтный газопровод, содержит значительное количество тяжелых углеводородов (С_з+в), которые конденсируются в условиях транспортирования в газопроводе, собираются в конденсатосборниках и безвозвратно выбрасываются в атмосферу при продувках последних.

Целью изобретения является сокращение потерь углеводородов, конденсирующихся в транспортном газопроводе и выбрасываемых в атмосферу при продувках конденсатосборников, за счет снижения содержания тяжелых компонентов в транспоpтируемом газе.

Указанная цель достигается описываемой установкой, включающей ГДФ, сепараторы, циркуляционный газопровод, компрессор газа, конденсатосборники, резервуары нефти, массообменное устройство, трубопроводы, запорную арматуру.

Новым является то, что массообменное устройство выполнено в виде перевернутых лотков, размещенных в концевой части ГДФ ступенчатого и внахлест относительно друг друга, причем верхний лоток соединен трубопроводом с газопроводом сепаратора первой ступени.

На фиг. 1 изображена принципиальная технологическая схема установки для подготовки нефтяного газа к транспорту; на фиг. 2 - узел I на фиг. 1, продольный разрез; на фиг. 3 - разрез по А-А на фиг. 2.

Установка содержит подводящий нефтепровод 1, гидродинамический делитель фаз (ГДФ) 2, сепараторы 3 и 4 соответственно первой и второй ступеней, технологический резервуар 5, компрессор 6, циркуляционный газопровод 7, соединяющий компрессор 6 с ГДФ 2 через массообменное устройство, содержащее лоток 8 и лоток 9, размещенные в концевой части ГДФ ступенчато относительно друг друга, причем лоток 9 установлен внахлест над лотком 8 и соединен газопроводом 10 с газопроводом 11 сепаратора 3 первой ступени, газопровод 12 соединяющий газовую зону ГДФ 2 с газопроводом 11 сепаратора 3 первой ступени, регуляторы расхода 13 и 14, установленные на газопроводах 10 и 12 соответственно, газопровод 15 с регулятором расхода 16 , соединяющий газопровод 12 с сепаратором 3, трубопровод 17, соединяющий жидкостную зону ГДФ 2 с сепаратором 3, транспортный газопровод 18 с конденсатосборниками 19.

Установка работает следующим образом.

Газоводонефтяная смесь обводненностью 80% с газовым фактором 45 м³/м³ с расходом 15700 м³/сут и температурой 18^оС поступает в трубопровод 1 в ГДФ 2, разгазируется и расслаивается на конечном участке на 3 слоя: газ, нефть и воду. В ГДФ поддерживается давление 0,55 МПа, в сепараторе 3-0,52 МПа, в сепараторе 4 второй ступени - 0,14 МПа. По циркуляционному газопроводу 7 в ГДФ 2 под лоток 8, расположенный в водном слое, подается газ рециркуляции - газ второй ступени сепарации 4 и из резервуара 5 в количестве 27810 м³/сут с температурой 60^оС. Газ рециркуляции охлаждается до температуры 18^оС в водной среде, не контактируя с нефтью, собирается в верхней части лотка 8 и далее, по мере продвижения с водой, поступает под лоток 9, расположенный в нефтяном слое. Под лотком 9 охлажденный газ рециркуляции контактирует с ранее разгазированной нефтью, обладающей более высокой абсорбционной способностью, чем исходная газонасыщенная нефть, в результате чего тяжелые компоненты переходят из газа рециркуляции в нефть. Обработанный газ рециркуляции с пониженным содержанием тяжелых углеводородов (18,5 мол.%) против 53,6 мол.% в газе рециркуляции) собирается в верхней части под лотком 9 и по газопроводу 10 выводится из-под лотка 9 в газопровод 11 сепаратора первой ступени 3. Газ, который выделился из исходной газоводонефтяной смеси, выводят из газовой зоны ГДФ 2 по трубопроводу 12 в газопровод 11. Расход газа по газопроводам 10 и 12 устанавливают регуляторами 13 и 14. Часть газа из газопровода 12 подают в сепаратор 3 по газопроводу 15 с регулятором расхода газа 16 для достижения более устойчивой работы сепаратора 3.

Нефть из ГДФ 2 по трубопроводу 17 поступает в сепаратор 3 и далее в сепаратор второй ступени 4 и резервуар 5. Газ из сепаратора 4 и резервуара 5 отбирают компрессором 6 и по циркуляционному газопроводу 7 подают на рециркуляцию под лоток 8.

Газ из сепаратора 3, газ из газовой зоны ГДФ 2 и обработанный газ рециркуляции из - под лотка 9 собирается в газопроводе 11 и направляется по нему в транспортный газопровод 17 в количестве 87,9 тыс.м³/сут. Благодаря пониженному содержанию в транспортируемом газе тяжелых фракций, за счет их перехода в нефть в ГДФ 2, сокращается количество выпадающего в конденсатосборниках 18 углеводородного конденсата.

Результаты, полученные при испытании известной и предлагаемой установок, приведены в таблице.

Как видно из таблицы, содержание тяжелых компонентов в транспортируемом газе снижается с 19,0 до 17,6 мол.% при этом количество транспортируемого газа снижается с 32,4 до 32,1 млн.м³ в год, что в итоге приводит к снижению потерь углеводородов от конденсации с 1633,0 до 1150,0 т/год, т.е. на 483,0 т/год или на 29,6%.

Технико-экономическая эффективность предлагаемой установки для подготовки нефтяного газа к транспорту складывается за счет сокращения потерь углеводородного конденсата, достигающего 30%, а также за счет сокращения вредных выбросов в окружающую среду.