установка улавливания легких фракций

Формула изобретения

1. УСТАНОВКА УЛАВЛИВАНИЯ ЛЕГКИХ ФРАКЦИЙ, содержащая концевой сепаратор, газоотделитель, резервуары низкого давления с нефтяной линией, буферный резервуар, подводящие и отводящие трубопроводы нефти, газа и воды, отличающаяся тем, что, с целью повышения надежности и безопасности эксплуатации, снижения капитальных и эксплуатационных затрат, а также предотвращения потерь нефти и улучшения качества ее подготовки, буферный резервуар установлен на нефтяной линии резервуаров низкого давления, его газовое пространство напрямую соедино с газовым пространством концевого сепаратора, а резервуары низкого давления снабжены регуляторами постоянного максимально допустимого уровня жидкости.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что резервуары низкого давления снабжены устройством улавливания легких фракций от малых "дыханий", например конденсатором или газгольдером.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к установкам улавливания легких фракций из резервуаров и аппаратов.

Наиболее близкой к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является установка улавливания легких фракций, включающая концевой сепаратор, газоотделитель, резервуары, буферный резервуар с газовой линией, огневой предохранитель, подводящие и отводящие трубопроводы.

Установка улавливания легких фракций имеет достаточно высокую производительность и может быть использована для улавливания легких фракций из резервуаров и аппаратов низкого давления.

Однако данной установке присущи следующие недостатки:

- сложность аппаратурного оформления и регулирования процесса, что существенно снижает его надежность;

- жесткие требования к качеству и состоянию оборудования с целью осуществления эффективного и безопасного функционирования системы;

- существенные капитальные и эксплуатационные затраты, высококвалифицированное обслуживание.

Целью изобретения является повышение надежности и безопасной эксплуатации, снижение капитальных и эксплуатационных затрат, предотвращение технологических потерь нефти и улучшение качества ее подготовки.

Указанная цель достигается тем, что буферный резервуар установлен на нефтяной линии резервуаров низкого давления, его газовое пространство напрямую соединено с газовым пространством концевого сепаратора, а резервуары низкого давления оборудованы регуляторами максимально допустимого уровня жидкости, причем газовое пространство резервуаров низкого давления соединено с низкопроизводительным устройством улавливания легких фракций от малых дыханий, например конденсатором или газгольдером.

На чертеже представлена принципиальная схема установки улавливания легких фракций.

Установка включает концевой сепаратор 1, газоотделитель 2, резервуары низкого давления 3, оборудованные маточниками 4 (распределительными устройствами для подачи водонефтяной смеси), устройствами для отбора нефти 5 и воды 6 и регуляторами максимально допустимого уровня жидкости 7, буферный резервуар 8, установленный на нефтяной линии резервуаров низкого давления и оборудованный устройством для подачи и отбора нефти 9, низкопроизводительное устройство улавливания легких фракций от малых "дыханий" 10, подводящий трубопровод 11, отводящие трубопроводы 12, 13 и 14, соединительные трубопроводы 15-21.

Установка работает следующим образом.

Обводненная продукция скважин через концевой сепаратор 1, газоотделитель 2 (например, вертикальный газоотделитель типа ВГ конструкции ТатНИПИнефть) и маточник 4 поступает в резервуар низкого давления 3 под уровень воды, где при оптимальном гидродинамическом режиме, максимально допустимом уровне жидкости в резервуаре, обеспечивающем минимальный объем газового пространства, происходит гравитационное разделение нефти и воды. Отстоявшуюся воду отбирают из резервуаров низкого давления 3 через устройства для отбора воды 6 и трубопровод 13. Отбор нефти из резервуаров осуществляют через устройства для отбора нефти 5, соединительные трубопроводы 18 и трубопровод 12 с зоны, расположенной от уровня поверхности нефти на глубине, исключающей разгазирование нижних слоев нефти и определяемой давлением ее насыщенных паров и плотностью.

К резервуарам низкого давления 3 с помощью соединительного трубопровода 19 подключен буферный резервуар 8, максимально допустимый уровень в котором устанавливают ниже уровня жидкости в резервуарах 3 на высоту, обеспечивающую переток жидкости из резервуаров 3 в резервуар 8 самотеком. Буферный резервуар 8 компенсирует неравномерность поступления нефти с промыслов и отбора ее из резервуаров 3 (разделения нефти и воды), поэтому постоянно работает в режиме наполнения - опорожнения и больших дыханий. В резервуарах низкого давления 3 (избыточное давление 1962 Па - постоянный максимальной допустимый уровень (95% высоты емкости) поддерживают с помощью регулятора максимально допустимого уровня жидкости 7. При этом поддерживается минимальный постоянный объем газового пространства резервуаров. Поэтому резервуары 3 работают в режиме постоянного максимально допустимого уровня и минимальных малых дыханий. Газ из концевого сепаратора 1 и газоотделителя 2 поступает в общий отводящий газопровод 14. Газовое пространство буферного резервуара 8 напрямую (без насосно-компрессорного оборудования, следящих и регулирующих систем) соединено с помощью газопровода 20 непосредственно с газовым пространством концевого сепаратора 1 или с общим отводящим газопроводом 14. Наибольшее давление в газовой зоне буферного резервуара 8 соответствует давлению в газовой зоне концевого сепаратора 1 с учетом гидравлических сопротивлений в соединительном и общем газопроводах. Давление в концевых сепараторах обычно около 0,1 МПа. Например, сепарацию газа от нефти во всех установках типа БКСУ, разработанных институтом "Гипровостокнефть", осуществляют при давлении 0,105 МПа. В отдельных случаях возможны варианты и вакуумной сепарации на концевых сепарационных установках, работающих под вакуумом 0,07-0,08 МПа. При больших дыханиях буферного резервуара в начале отбора из него нефти газовое пространство насыщено парами, а в освобождающийся объем поступает газ из газового пространства концевого сепаратора, при этом давление в газовой зоне буферного резервуара и концевого сепаратора близки по величине (отличие лишь на величину гидравлических сопротивлений в газопроводе), поэтому не происходит заметного вакуумирования и выделения допол- нительного количества свободного газа. Давление и состав поступающего газа практически обеспечивают равновесное состояние жидкого продукта. Таким образом, при "вдохе" буферного резервуара происходит лишь замещение освобождающегося объема резервуара газом концевой ступени сепаратора. При "выдохе" буферного ре- зервуара происходит возвращение этого газа обратно в газовую линию под давлением столба жидкости в резервуарах низкого давления 3. Поступление газа в буферный резервуар и его вытеснение происходит в саморегулируемом режиме без сложных систем автоматического контроля и регулирования, насосно-компрессорного оборудования и других аппаратов, которые необходимы при реализации прототипа (установки улавливания легких фракций). При этом потери нефти от больших дыханий, которые в резервуарах низкого давления без использования системы улавливания легких фракций составляют 95-98% от общих потерь из резервуаров сведены практически к нулю и без уменьшения первоначального объема жидкой фазы. Объем буферного резервуара 8, с помощью которого осуществляют компенсацию несовпадения объемов поступления на подготовку продукции скважин с промыслов и отбора жидкости через отводящие трубопроводы, намного меньше объема резервуаров низкого давления 3 (резервуаров предварительного сброса пластовой воды) и составляет обычно 10-20% от общего объема, поэтому его металлоемкость невелика. Давление, на которое он должен быть рассчитан, это давление на концевом сепараторе и гидравлические сопротивления в газопроводе, что составляет незначительную величину. Для этой цели успешно могут быть использованы, например, резервуары ДИСИ Днепропетровского инженерно-строительного института, а при небольших объемах - горизонтальные цилиндрические резервуары. После исключения в резервуарах низкого давления 3 больших дыханий они становятся источниками технологических потерь нефти лишь от малых дыханий, которые неизбежны вследствие действия солнечной радиации и атмосферных явлений на кровлю и стенки резервуаров, вызывающих изменение парциального давления паров. Продолжительность полного цикла, как правило, равна суткам. Потери от малых дыханий для заданного вида нефти, нагрузки дыхательных клапанов и вместимость резервуара зависят от объема газового пространства, количества получаемой резервуаром солнечной радиации, интенсивности переноса паров от поверхности нефти и насыщенности парами газового пространства. При прочих равных условиях потери от малых дыханий возрастают с увеличением объема газового пространства. Достигнутое устранение больших дыханий в резервуарах 3 позволяет поддерживать в них постоянный минимальный объем газового пространства, составляющих около 5% от общей вместимости резервуаров. При этом потери нефти из резервуаров 3 будут составлять всего 2-5% от тех, которые имеют место при эксплуатации резервуаров низкого давления обычным способом при наличии больших дыханий, т.е. они будут сокращены в 20-25 раз и составят незначительную величину. Это создает условия для использования низкопроизводительных устройств предотвращения остаточных технологических потерь легких фракций нефти от малых дыханий. Для этого газовое пространство резервуаров низкого давления автономно, не объединяясь с подсистемой легких фракций от больших дыханий, подключено соединительными трубопроводами 21 к низкопроизводительному устройству улавливания легких фракций нефти от малых дыханий 10 (устройство предотвращения потерь легких фракций нефти), например конденсатор или газогольдер, что позволит снизить потери от малых дыханий резервуаров на 50-90%.

Предлагаемая установка улавливания легких фракций в сравнении с прототипом не включает в свой состав сложных систем слежения и автоматического регулирования процесса, компрессорного оборудования, включаемого и выключаемого в зависимости от поступления сигналов, не требует жесткого контроля за состоянием оборудования, а поэтому отличается высокой надежностью и безопасностью эксплуатации. Так, при разгерметизации одного из резервуаров низкого давления эффективность установки улавливания легких фракций снизится лишь на 1-2%, но она будет продолжать функционировать в безопасном режиме до устранения разгерметизации, в то время как в прототипе система улавливания легких фракций в лучшем случае будет отключена, но при этом будет повышена пожароопасность за счет резкого увеличения загазованности территории, а при отказе одного из датчиков или исполнительных механизмов возникнет аварийная ситуация.

Саморегулирование ряда составляющих процесса (взаимодействие газовых зон резервуара и сепаратора при больших дыханиях резервуара, поддержание давления в газовой зоне резервуара и др.), простота предлагаемой схемы установки улавливания легких фракций и принципы ее функционирования позволяют в сравнении с прототипом существенно уменьшить состав и стоимость оборудования установки, а также эксплуатационные затраты на осуществление процесса. Исключается необходимость использования компрессорного оборудования, следящих и сигнальных систем, сложных систем автоматического регулирования процесса, предохранительных механизмов и т.д.

Стабильность и надежность работы предлагаемой системы улавливания легких фракций позволяют в сравнении с прототипом повысить ее эффективность и в отношении сокращения потерь нефти, так как значительно снижается возможность отключения системы из-за возникающих неисправностей.

Предлагаемая установка улавливания легких фракций нефти позволяет сократить технологические потери нефти из резервуаров на 99-99,5%, что не уступает технологической эффективности прототипа.

Новый принцип работы установки улавливания легких фракций нефти в сравнении с прототипом позволяет также повысить качество подготовки нефти. Так как в резервуарах низкого давления поддерживается постоянный максимально допустимый уровень жидкости, то время пребывания нефти в резервуарах, а следовательно, и отстоя возрастает на 30-40%, что обеспечивает более глубокое обезвоживание нефти и повышает эффективность использования объема резервуаров.

Расчленение системы улавливания легких фракций на две функциональные подсистемы - подсистему улавливания легких фракций от больших дыханий и подсистему улавливания легких фракций от малых дыханий - позволяет добиться устранения практически всех недостатков, присущих прототипу, и получить дополнительный эффект - повышенное качество нефти.