RU2009689C1

RU2009689C1 - Method of preparing oil and gas

Info

Publication number: RU2009689C1
Authority: RU
Inventors: Р.Б. Фаттахов; Р.З. Сахабутдинов; В.П. Тронов; В.П. Метельков
Original assignee: Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности
Priority date: 1992-02-10
Filing date: 1992-02-10
Publication date: 1994-03-30

Abstract

FIELD: oil and gas industry. SUBSTANCE: pressure at the second stage of separation is defined by a relationship: P₂=(0.231-0.251)·P

\binom{(}{1}

^0.35-0.38), where P₁ is pressure at the first stage, MPa, P₂ is pressure at the second stage, MPa. EFFECT: simplified method. 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам подготовки нефти и газа, и может быть использовано при многоступенчатой сепарации углеводородных жидкостей. The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for the preparation of oil and gas, and can be used for multi-stage separation of hydrocarbon liquids.

Наиболее близким к предлагаемому является способ подготовки нефти и газа, включающий двухступенчатую сепарацию нефти, подачу нефти в резервуар, отбор и рециркуляцию газа второй ступени на первую ступень сепарации. Closest to the proposed method is the preparation of oil and gas, including two-stage separation of oil, oil supply to the tank, the selection and recycling of gas of the second stage to the first stage of separation.

Способ позволяет снизить потери конденсата при транспортировании газа по сравнению с обычной многоступенчатой сепарацией, поскольку часть тяжелых углеводородов, ранее выпадавшая в виде конденсата, из рециркулируемого газа от второй ступени и от резервуара переходит в нефть, выполняющую роль абсорбента. The method allows to reduce condensate losses during gas transportation compared to conventional multi-stage separation, since part of the heavy hydrocarbons that previously precipitated in the form of condensate from the recirculated gas from the second stage and from the tank goes into oil, which acts as an absorbent.

Однако некоторая часть тяжелых компонентов, перешедших из рециркулируемого газа в нефть на первой ступени, возвращается обратно из нефти в газ на второй ступени и в резервуарах, что приводит к увеличению требуемой для компримирования увеличившегося объема газа производительности компрессора и повышению энергетических затрат на компримирование увеличившегося объема газа. Например, при сокращении потерь конденсата в транспортном газопроводе с 2,25 до 0,98 кмоль (т. е. в 2,3 раза) объем компримируемого газа возрастает с 48,28 до 61,02 кмоль (т. е. на 26,4% ) соответственно растут энергетические затраты с 1,58 до 2,00 кмоль (энергетические затраты выражены в киломолях углеводородного газа, необходимого для выработки электрической энергии с учетом потерь на преобразование энергии и транспортирование). Если избыточные мощности для компримирования газа отсутствуют, данный способ практически становится неосуществимым, так как требуются установка дополнительного компрессора и изменения в компрессорном хозяйстве. При использовании же резервных компрессорных мощностей для осуществления известного способа снижается надежность перекачки газа. However, some of the heavy components transferred from the recirculated gas to oil in the first stage are returned back from oil to gas in the second stage and in the tanks, which leads to an increase in the compressor productivity required to compress the increased gas volume and an increase in the energy cost of compressing the increased gas volume . For example, while reducing condensate losses in the transport gas pipeline from 2.25 to 0.98 kmol (i.e., 2.3 times), the volume of compressed gas increases from 48.28 to 61.02 kmol (i.e., by 26, 4%), respectively, energy costs increase from 1.58 to 2.00 kmol (energy costs are expressed in kilomoles of hydrocarbon gas needed to generate electric energy, taking into account losses on energy conversion and transportation). If there are no excess capacities for gas compression, this method practically becomes impracticable, since the installation of an additional compressor and changes in the compressor facilities are required. When using backup compressor capacities for the implementation of the known method, the reliability of gas pumping is reduced.

Целью предлагаемого способа является снижение производительности компрессора для компримирования газа, сокращение энергетических затрат на компримирование газа и потерь углеводородов от конденсации при транспортировании газа. The aim of the proposed method is to reduce the performance of the compressor for compressing gas, reducing energy costs for compressing gas and loss of hydrocarbons from condensation during gas transportation.

Поставленная цель достигается описываемым способом подготовки нефти и газа, включающим двухступенчатую сепарацию нефти, подачу нефти в резервуар, отбор и рециркуляцию газа из резервуара и со второй ступени на первую ступень. The goal is achieved by the described method of oil and gas preparation, including two-stage oil separation, oil supply to the reservoir, gas selection and recirculation from the reservoir and from the second stage to the first stage.

Новым является то, что процесс ведут в режиме регулирования давления при отборе газа со второй ступени в пределах, определяемых по формуле
P₂= (0.231-0.251)·P $\binom{(}{1}$ ^0.35-0.38), где Р₁ - давление на первой ступени сепарации, МПа;
Р₂ - давление на второй ступени сепарации, МПа.What is new is that the process is conducted in a pressure control mode when gas is taken from the second stage within the limits determined by the formula
P ₂ = (0.231-0.251) $\binom{(}{1}$ ^0.35-0.38) , where P ₁ is the pressure at the first stage of separation, MPa;
P ₂ - pressure at the second stage of separation, MPa.

На фиг. 1 показана схема осуществления предлагаемого способа подготовки нефти и газа. In FIG. 1 shows a diagram of an implementation of the proposed method for the preparation of oil and gas.

Способ осуществляется в следующей последовательности. The method is carried out in the following sequence.

Нефть поступает по нефтепроводу 1 в сепаратор первой ступени 2, где сепарируется при давлении Р₁. Газ сепарации отводится в транспортный газопровод 3 потребителю, а нефть - далее на вторую ступень сепарации 4, давление на которой поддерживается равным
P₂= (0.231-0.251)·P $\binom{(}{1}$ ^0.35-0.38), где Р₁ и Р₂ - выражены в МПа. После второй ступени сепарации нефть поступает в резервуар 5, где давлением поддерживается равным 0,1-0,102 МПа. Газ со второй ступени 4 и из резервуара 5 сжимается компрессором 6 и подается по газопроводу 7 на рециркуляцию в нефтепровод 1 перед первой ступенью сепарации 2. В результате рециркуляции наиболее тяжелые компоненты из газа переходят в нефть, поэтому в транспортный газопровод 3 поступает газ с пониженным содержанием тяжелых компонентов, что позволяет снизить потери газа от конденсации при транспортировании. Поддержание на второй ступени сепарации 4 давления, рассчитанного по приведенной формуле, позволяет снизить требуемую производительность компрессора для компримирования газа, сократить энергетические затраты на компримирование и снизить потери газа от конденсации в транспортном газопроводе.Oil flows through the pipeline 1 to the separator of the first stage 2, where it is separated at a pressure of P ₁ . Separation gas is diverted to the consumer’s transport gas pipeline 3, and oil is then transferred to the second separation stage 4, the pressure at which is maintained
P ₂ = (0.231-0.251) $\binom{(}{1}$ ^0.35-0.38) , where P ₁ and P ₂ are expressed in MPa. After the second stage of separation, oil enters the tank 5, where the pressure is maintained equal to 0.1-0.102 MPa. The gas from the second stage 4 and from the tank 5 is compressed by the compressor 6 and fed through the gas pipeline 7 for recycling to the oil pipeline 1 before the first separation stage 2. As a result of the recycling, the heaviest components from the gas pass into oil, therefore, gas with a reduced content enters the transport gas pipeline 3 heavy components, which allows to reduce the loss of gas from condensation during transportation. Maintaining pressure at the second separation stage 4, calculated according to the above formula, allows to reduce the required compressor capacity for gas compression, reduce the energy costs of compression and reduce gas losses from condensation in the transport gas pipeline.

Были проведены исследования по изучению влияния изменения давления второй ступени Р₂ при заданном давлении первой ступени сепарации Р₁ на потери от конденсации в транспортном газопроводе и энергетические затраты (см. табл. 1). Из табл. 1 видно, что как потери от конденсации в транспортном газопроводе П_к, так и энергетические затраты на компримирование П_з (соответственно и требуемая для компримирования газа производительность компрессора) при изменении давления 2-й ступени Р₂ от 0,101 МПа до давления, равного давлению 1-й ступени Р₁, вначале снижаются до некоторого минимального значения, затем вновь растут. Такая же зависимость наблюдается и для суммарных потерь П_с = П_к+ П_э.
Из табл. 1 также видно, что при любых давлениях 1-й ступени достигается минимальное значение потерь П_с. Причем при заданном Р₁минимальное значение потерь П_с достигается при определенном Р₂. Например, если Р₁ = 0,62 МПа, то минимальные потери П_с наблюдаются при Р₂ = 0,2 МПа (П_с = 2.564 кмоль), а если Р₁ = 0,32 МПа, то минимальные потери П_с наблюдаются при Р₂ = 0,16 МПа (П_с = 2,036 кмоль). Отсюда следует, что поддержание давления на второй ступени близким к 0,1 МПа не является наилучшим и существует некоторое оптимальное значение давления второй ступени, зависящее от давления на первой ступени сепарации.Studies were conducted to study the effect of changes in the pressure of the second stage P ₂ at a given pressure of the first stage of separation P ₁ on condensation losses in the transport gas pipeline and energy costs (see table. 1). From the table. Figure 1 shows that both the losses from condensation in the transport gas pipeline P _k and the energy costs of compressing P _s (respectively, the compressor productivity required for gas compression) when the pressure of the 2nd stage Р ₂ changes from 0.101 MPa to a pressure equal to pressure 1 -th steps of P ₁ , first decrease to a certain minimum value, then grow again. The same dependence is observed for the total losses P _c = P _to + P _e.
From the table. 1 also shows that at any pressure of the 1st stage, the minimum value of the losses P _{s is} achieved. Moreover, with a given P _{1, the} minimum value of the losses P _{s is} achieved with a certain P ₂ . For example, if P ₁ = 0.62 MPa, then the minimum losses P _s are observed at P ₂ = 0.2 MPa (P _s = 2.564 kmol), and if P ₁ = 0.32 MPa, then the minimum losses P _s are observed at P ₂ = 0.16 MPa (P _s = 2.036 kmol). It follows that maintaining the pressure in the second stage close to 0.1 MPa is not the best and there is some optimal value for the pressure of the second stage, depending on the pressure in the first stage of separation.

На фиг. 2 показана графическая зависимость давления второй ступени, при котором достигаются минимальные значения потерь от конденсации при транспортировании газа и энергетических затрат от давления, поддерживаемого на первой ступени сепарации, то есть зависимость Р₂ = f(P₁). Пунктирные линии на фиг. 2 ограничивают область кривых Р₂ = f(P₁), характерных для нефтей различных месторождений, а также для различных условий сепарации нефти и конденсации газа в транспортном газопроводе. Все эти зависимости описываются формулой
P₂= (0.231-0.251)·P $\binom{(}{1}$ ^0.35-0.38), где Р₁ - давление на первой ступени, МПа;
Р₂ - давление на второй ступени, при котором достигается минимальное значение П_к, П_э и П_с = П_к + П_э, МПа.In FIG. Figure 2 shows a graphical dependence of the pressure of the second stage, at which the minimum values of condensation losses during gas transportation and energy consumption are achieved on the pressure maintained at the first separation stage, that is, the dependence P ₂ = f (P ₁ ). The dashed lines in FIG. 2 limit the range of curves P ₂ = f (P ₁ ), characteristic for oils of various fields, as well as for various conditions of oil separation and gas condensation in a transport gas pipeline. All these dependencies are described by the formula
P ₂ = (0.231-0.251) $\binom{(}{1}$ ^0.35-0.38) , where P ₁ is the pressure at the first stage, MPa;
P ₂ is the pressure at the second stage at which the minimum value of P _k , P _e and P _c = P _k + P _e , MPa is achieved.

Таким образом, поддержание на второй ступени давления, рассчитанного по указанной формуле, позволяет снизить потери углеводородов от конденсации в транспортном газопроводе, уменьшить или исключить дополнительные мощности для компримирования газа за счет сокращения объема газа второй ступени и резервуарного газа и, следовательно, снизить энергетические затраты на компримирование. Thus, maintaining the pressure at the second stage, calculated by the above formula, allows to reduce the loss of hydrocarbons from condensation in the transport gas pipeline, to reduce or eliminate additional capacities for gas compression by reducing the volume of gas of the second stage and reservoir gas and, therefore, reduce energy costs by Compression.

Пример конкретного выполнения. An example of a specific implementation.

Нефть в количестве 100 кмоль/ч поступает по трубопроводу 1 в сепаратор первой ступени, где поддерживают давление 0,42 МПа. Газ сепарации отводится в транспортный газопровод 3 потребителю, а нефть - далее на вторую ступень сепарации 4, где поддерживают давление, рассчитанное по формуле - 0,17 МПа. Далее нефть поступает в резервуар 5, где поддерживается давление 0,1 МПа. Газ со второй ступени 4 и из резервуара 5 отбирается компрессором 6 и в количестве 27,31 кмоль/ч подается по газопроводу 7 на рециркуляцию в нефтепровод 1 перед первой ступенью 2. На компримирование этого количества газа расходуется энергия (углеводородный эквивалент) 0,9 кмоль/ч. Обработанный нефтью газ рециркуляции совместно с газом первой ступени сепарации в количестве 280,2 кмоль/ч поступает в транспортный газопровод потребителю. При транспортировании часть газа теряется из-за конденсации в газопроводе при давлении и температуре транспортирования 0,42 МПа и 0^оС; потери из-за конденсации составляют 1,21 кмоль на 100 кмоль исходной нефти.Oil in the amount of 100 kmol / h flows through line 1 to the first stage separator, where a pressure of 0.42 MPa is maintained. Separation gas is diverted into the transport gas pipeline 3 to the consumer, and oil is then transferred to the second separation stage 4, where the pressure calculated by the formula is maintained at 0.17 MPa. Next, the oil enters the tank 5, where a pressure of 0.1 MPa is maintained. Gas from the second stage 4 and from the tank 5 is taken out by the compressor 6 and in the amount of 27.31 kmol / h is supplied through the gas pipeline 7 for recirculation to the oil pipeline 1 before the first stage 2. Energy (hydrocarbon equivalent) 0.9 kmol is consumed to compress this amount of gas / h The oil processed recirculation gas together with the gas of the first separation stage in the amount of 280.2 kmol / h enters the consumer gas pipeline. During transportation of the gas is lost due to condensation in the pipeline at the pressure and temperature of transportation 0.42 MPa and ^about 0 C; condensation losses are 1.21 kmol per 100 kmol of feed oil.

Результаты, полученные при исследовании известных и предлагаемого способов, приведены в табл. 2. The results obtained in the study of known and proposed methods are given in table. 2.

Из табл. 2 следует, что по предлагаемому способу нагрузка на компрессор снижается до 27,31 кмоль/ч и следовательно отпадает необходимость в дополнительных мощностях для компримирования. При этом энергетические затраты на компримирование по предлагаемому способу по сравнению с известным способом - прототипом снижаются с 1,08 до 0,9 кмоль/ч или на 17% . Одновременно наблюдается сокращение потерь углеводородов от конденсации в транспортном газопроводе с 1,23 до 1,21 кмоль/ч, что в итоге приводит к сокращению суммарных потерь с 2,31 кмоль/ч по прототипу до 2,11 кмоль/ч по предлагаемому или на 8,7% . From the table. 2 it follows that according to the proposed method, the load on the compressor is reduced to 27.31 kmol / h and therefore there is no need for additional capacities for compression. At the same time, the energy costs of compression by the proposed method compared with the known method - the prototype are reduced from 1.08 to 0.9 kmol / h or 17%. At the same time, there is a decrease in hydrocarbon losses from condensation in the transport gas pipeline from 1.23 to 1.21 kmol / h, which ultimately leads to a reduction in total losses from 2.31 kmol / h in the prototype to 2.11 kmol / h for the proposed or 8.7%.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа подготовки нефти и газа складывается за счет сокращения потерь ценного нефтехимического сырья и энергетических затрат на компримирование, а также за счет сокращения необходимых мощностей для компримирования газа. (56) Авторское свидетельство N 1581342, кл. В 01 D 19/00, 1990. The technical and economic efficiency of the proposed method for the preparation of oil and gas develops by reducing the loss of valuable petrochemical raw materials and energy costs for compression, as well as by reducing the necessary capacities for gas compression. (56) Copyright certificate N 1581342, cl. B 01 D 19/00, 1990.

Claims

METHOD FOR OIL AND GAS PREPARATION, including two-stage separation, oil supply to the reservoir, gas selection and recirculation from the second separation stage to the first stage, characterized in that the pressure in the second stage P _{2 is} maintained within a certain range
P ₂ = (0.231-0.251)

\binom{(}{1}

^0.35-0.38) ,
where P ₁ - pressure at the first stage of separation, MPa.