герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин

Формула изобретения

1. Герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, содержащая скважины, замерные установки, сепаратор первой ступени с трубопроводом выхода газа, дожимные насосные станции, установку подготовки нефти, отличающаяся тем, что она снабжена узлом подготовки газа с эжекторным устройством, установленным на трубопроводе выхода газа из сепаратора первой ступени для смешения газа с эжектируемой поглотительной жидкостью, и отстойником для их разделения.

2. Система по п.1, отличающаяся тем, что в качестве поглотительной жидкости используют диэтиленгликоль.

3. Система по п.1, отличающаяся тем, что в качестве поглотительной жидкости используют смесь диэтиленгликоля с моноэтаноламином.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к герметизированным системам сбора, сепарации, подготовки и сдачи товарной нефти, газа и воды на промыслах.

Известна герметизированная система сбора, подготовки и сдачи товарной нефти на промыслах, которая включает скважины, подключенные к групповым замерным установкам, сепараторы основных (включая первую) и концевых ступеней сепарации, установку подготовки нефти [1]

Недостатком системы является ее низкая надежность и неэкономичность, так как при сепарации нефти наряду с выделением наиболее высокоупругих компонентов (C1-C3) происходит вынос и более тяжелых углеводородов, которые в процессе последующего транспорта до ЦПС или ГПЗ при определенных молекулярных соотношениях с парами воды имеют тенденцию к конденсации и гидратообразованию в газопроводах. Это явление нередко вызывает остановку газопроводов в связи с закупоркой их льдом и гидратными пробками (особенно в холодные периоды времени зима, весна, осень) и, как следствие, аварийные ситуации со сбросом углеводородов (либо продуктов сгорания) в атмосферу. Эти ситуации серьезно осложняются, когда вместе с углеводородными газами из нефти (сероводородсодержащей) выделяются и вредные компоненты, такие как сероводород, двуокись углерода и другие, которые вместе с парами воды образуют кислые среды, вызывающие активные коррозионные процессы, разрушающие внутренние поверхности трубопроводов, сокращая сроки их службы. Разрушение трубопроводов сопровождается выбросами в атмосферу ценнейших углеводородных компонентов (жидких и газообразных), включая и вредные (CO₂, H₂S и другие), а также сконденсированные пары воды. Все это нарушает экологический баланс окружающей среды (загрязняются воздушный бассейн, поверхность земли и открытые водоемы) наряду с дополнительными капитальными и эксплуатационными расходами. Поэтому нередки случаи, когда налицо необходимость осушки, частичного отбора тяжелых углеводородов и очистки от сероводорода газов первой ступени сепарации нефти.

Задачей изобретения является повышение надежности, продолжительности безремонтного периода эксплуатации, сокращение потерь газов, повышение экологической чистоты системы сбора продукции, сокращение общих капитальных вложений и эксплуатационных расходов.

Задача решается тем, что герметизированная система сбора, подготовки продукции скважин, содержащая подключение к групповым замерам установки скважины, сепараторы первой ступени сепарации, концевые ступени сепарации, объекты подготовки газов первой ступени сепарации, снабжена эжектирующим устройством, установленным на линии газа после сепараторов первой ступени сепарации нефти.

Устройство содержит последовательно установленные эжектор для смешения газа с эжектируемой поглотительной жидкостью (диэтиленгликоль или смесь его с моноэтаноламином), поступающей для осушки и очистки (от кислых компонентов) газа, и отстойник для их разделения. Устанавливаемый эжектор, кроме повышения степени смешения, обеспечивает и некоторое понижение температуры смешивающихся сред за счет возникающего дроссель-эффекта. Вход в эжектор соединен с трубопроводом газа первой ступени сепарации нефти, а выход из него смеси газа и насыщенной поглотительной жидкости соединен с трубопроводом к емкости их разделения (на подготовленный газ и насыщенный поглотительный раствор).

Отделившийся газ поступает в газопровод к потребителю, а насыщенный поглотительный раствор насосами подается по трубопроводу на ЦПС или ГПЗ для его регенерации.

На чертеже приведена схема предлагаемой системы.

Система включает скважины 1, групповые установки 2 замера продукции скважин, сепаратор первой ступени сепарации нефти 3 с насосом 4, эжектор 5, буферную емкость (отделитель) 6 с насосом, концевую ступень сепарации 7 и установку подготовки нефти с блоком подготовки газов 8 концевой ступени сепарации, включающую: теплообмен 9, обезвоживание 10, буферную емкость 11, подготовку отделяемой пластовой воды 12, подогреватели нефти перед ее стабилизацией 13, стабилизацию 14 и резервуары нефти 15. Как видно из приведенного чертежа, весь комплекс сооружений, составляющих систему нефтегазосбора, от скважины и до выдачи товарной нефти и ГПЗ, может быть рассмотрен как состоящий из двух подкомплексов: промыслового (объекты с 1 по 7 с нефтегазосборными сетями) и центрального пункта сбора (ЦПС с объектами с 7 по 15).

Система работает следующим образом.

Продукция нефтяных скважин 1 (нефтегазоводяная смесь) через групповые замерные установки 2 поступает на правую ступень сепарации 3, где при соответствующих давлении и температуре происходит отделение из нефти углеводородов, в основном C1-C3 (75 80 мол.) и других более высокоупругих компонентов (CO₂, N₂, H₂S). Кроме того, при этом имеют место унос с ними и более тяжелых углеводородов (C5₊b), а также и паров воды. Этот поток газа направляется в эжектор 5, куда также вводится комбинированный поглотитель, представляющий смесь в определенной пропорции в зависимости от характеристики газа (диэтиленгликоля /ДЭГ) и моноэтаноламина (МЭА) для понижения точки росы газа и содержания в нем сероводорода и двуокиси углерода. В эжекторе 5, установленном на потоке газа, сразу же после отделения его от нефти происходит смешение с поглотительным раствором. При этом фактором, повышающим эффективность тепломассообмена газожидкостной смеси контактируемых сред является то, что в эжекторе за счет дроссель-эффекта происходит понижение температуры, что повышает адсорбционную способность смеси реагентов (ДЭГ-МЭА). Смесь газов 1-й ступени сепарации и реагентов-поглотителей после эжектора поступает в буферную емкость-отделитель 6, откуда газ направляется в газопровод на ГПЗ, а насыщенный раствор смеси ДЭГ и МЭА по специальному трубопроводу насосами подается для регенерации на ГПЗ или соответствующие объекты при комплексе ЦПС. Нефть из сепаратора 3 насосами подается на концевую ступень сепарации 7 центрального пункта сбора (ЦПС), а затем на установку подготовки нефти (обезвоживание, обессоливание 10, 11 и стабилизация 14). Газ с концевой ступени сепарации, пройдя блок подготовки 8, направляется в газопровод на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) или другому потребителю. Нефть с установки подготовки поступает в резервуары 15, а вода, пройдя подготовку 12, направляется в систему ППД.

Использование предлагаемого решения позволит предотвратить выпадение углеводородного конденсата с образование кристаллогидратов, ликвидировать коррозию в газопроводах при транспорте газов 1-й степени сепарации, содержащих кислые компоненты. В результате устраняются технологические и организационно-технические помехи, имеющие место при транспорте газа, повышается надежность и бесперебойность системы. В результате исключения постоянных сбросов конденсата по трассам газопроводов и образования кристаллогидратов, снижающих пропускную способность их, поднимается экологическая чистота системы до требуемого уровня. Кроме того, использование предлагаемого решения позволит резко сократить потери из нефти углеводородов, уносимых ранее с газом сепарации, а также за счет исключения случаев сжигания газов 1 ступени сепарации в факельных системах при выходе из строя газопроводов.