RU2049520C1 - Method of catching of light fractions from reservoirs and apparatuses of low and atmospheric pressures and system for its accomplishment - Google Patents

Method of catching of light fractions from reservoirs and apparatuses of low and atmospheric pressures and system for its accomplishment Download PDF

Info

Publication number
RU2049520C1
RU2049520C1 SU4945929A RU2049520C1 RU 2049520 C1 RU2049520 C1 RU 2049520C1 SU 4945929 A SU4945929 A SU 4945929A RU 2049520 C1 RU2049520 C1 RU 2049520C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
receiving
oil
pipeline
separators
Prior art date
Application number
Other languages
Russian (ru)
Inventor
В.П. Метельков
В.П. Тронов
И.В. Рахимов
Н.Г. Ибрагимов
А.В. Вишникин
Original Assignee
Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности filed Critical Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности
Priority to SU4945929 priority Critical patent/RU2049520C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2049520C1 publication Critical patent/RU2049520C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

FIELD: petroleum-gas industry. SUBSTANCE: system uses a petroleum-gas pipeline, receiving container, installation of the first separation stage, gas pipeline connecting the receiving container to the gas zone of the first separation stage, pipeline, gas pipeline, gas pipelines connecting the container gas zones to the separation stage respectively, and outlet pipe with reception of compressor plant equipped with screw compressors, petroleum pipeline, receiving container of reservoir yard, pipeline, gas separator, reservoirs. EFFECT: reduced material costs, reduced loss of petroleum, gas and environment protection. 4 cl, 1 dwg, 1 tbl

Description

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к сбору, подготовке и транспорту продукции скважин. The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the collection, preparation and transportation of well products.

Наиболее близкими по технической сущности к предлагаемому являются способ улавливания легких фракций из резервуаров и аппаратов низкого и атмосферного давлений и система для его осуществления. Closest to the technical nature of the proposed are the method of trapping light fractions from tanks and apparatuses of low and atmospheric pressures and a system for its implementation.

Сущность способа состоит в вводе продукции скважин в приемные коллекторы сепарационных установок, ее сепарации, бескомпрессорном транспорте газа I-й ступени на газопереработку, подаче газа II-ой и последующих ступеней сепарации, а также легких фракций из резервуаров на прием компрессоров, а затем на рециркуляцию в начале процесса. The essence of the method consists in introducing well products into the receiving manifolds of separation plants, its separation, uncompressed transport of gas of the first stage to gas processing, supplying gas of the second and subsequent stages of separation, as well as light fractions from tanks to the reception of compressors, and then to recirculation at the beginning of the process.

Система для осуществления способа включает сепараторы, резервуары, вертикальные газоотделители, газоуравнительную обвязку резервуаров, конденсатосборник, компрессорную станцию, запорную и регулирующую арматуру, средства контроля и автоматизации. The system for implementing the method includes separators, tanks, vertical gas separators, gas equalization piping tanks, condensate collector, compressor station, valves and control valves, control and automation.

Недостатки системы следующие:
существенные потери легких фракций нефти и газа при совместном сборе продукции скважин по промысловым нефтегазопроводам, в особенности на поздней стадии разработки месторождений, при котором вследствие расслоенно-волновой структуре потока имеют место значительные колебания расходов газа и нефти, поступающих в аппараты сепарационных установок и других аппаратов технологических узлов. Секундные колебания поступления нефти 0 -10-15 единиц среднесуточной производительности. В результате при поступлении максимальных расходов нефти и газа, в 10-15 раз превышающих средние, аппараты работают с большой перегрузкой, что оказывает отрицательное влияние на качество сепарации и вызывает значительные потери нефти и газа;
большие материальные затраты на сооружение и эксплуатацию дорогостоящих сепарационных установок в связи с ростом объемов поступающей в них жидкости, обусловленным обводненностью продукции скважин в процессе разработки нефтяных месторождений, необходимости строительства промежуточных компрессорных установок для перекачки легких фракций на компрессорные станции;
значительные потери углеводородов в виде конденсата при транспорте газа на ГПЗ ввиду несовершенства его подготовки к транспорту;
большие потери газа, обусловленные несовершенством регулирования производительности компрессоров в условиях значительных колебаний поступления газа от II-й и последующих ступеней сепарации.The disadvantages of the system are as follows:
significant losses of light oil and gas fractions during the joint collection of well products through oil and gas pipelines, especially at the late stage of field development, in which, due to the stratified wave structure of the flow, there are significant fluctuations in gas and oil flows entering the apparatus of separation plants and other technological apparatuses nodes. Seconds fluctuations in oil supply 0-10-15 units of average daily productivity. As a result, when the maximum oil and gas consumption is 10-15 times higher than the average, the devices operate with a large overload, which negatively affects the quality of separation and causes significant losses of oil and gas;
high material costs for the construction and operation of expensive separation plants due to the increase in the volume of fluid supplied to them, due to water cut in well production during the development of oil fields, the need to build intermediate compressor units for pumping light fractions to compressor stations;
significant losses of hydrocarbons in the form of condensate during gas transportation to the gas processing plant due to the imperfection of its preparation for transport;
large gas losses due to imperfection of compressor performance regulation in conditions of significant fluctuations in gas supply from the second and subsequent separation stages.

Целью изобретения является снижение материальных затрат, сокращение потерь нефти, газа и защита окружающей среды. The aim of the invention is to reduce material costs, reduce losses of oil, gas and environmental protection.

Это достигается способом, включающим ввод продукции скважин в приемные коллекторы сепарационных установок, ее сепарацию, бескомпрессорный транспорт газа I-й ступени на газопереработку, подачу газа II-й и последующих ступеней сепарации, а также легких фракций из резервуаров на прием компрессоров, а затем на рециркуляцию в начало процесса. This is achieved by a method that includes introducing well products into the receiving manifolds of separation plants, its separation, uncompressed transport of gas of the first stage to gas processing, gas supply of the second and subsequent stages of separation, as well as light fractions from the tanks to the reception of compressors, and then to recycling to the beginning of the process.

Новым в способе является то, что скорость движения продукции скважин в приемных коллекторах сепарационных установок и резервуаров снижают до величины, обеспечивающей ламинарный режим движения, при котором выдерживают поток в течение 2-3 мин и осуществляют дифференциацию продукции скважин на нефть, газ и пластовую воду, отбирают их отдельными потоками, вводят газ в газовую, нефть в жидкостную зону сепараторов, пластовую воду направляют на очистку, а выделившиеся в приемных трубопроводах резервуаров легкие фракции вместе с газом от газоотделителя компримируют и подают в турбулентный поток приемного нефтегазопровода I-й ступени сепарации, в котором выдерживают 6,5-9,2 мин. New in the method is that the speed of the production of wells in the receiving manifolds of separation plants and tanks is reduced to a value that provides a laminar mode of movement at which the flow is maintained for 2-3 minutes and differentiation of the production of wells into oil, gas and produced water, they are taken in separate streams, gas is introduced into the gas, oil into the liquid zone of the separators, formation water is sent for purification, and light fractions released in the receiving pipelines of the tanks along with gas from the gas elitelya compressed and fed into the turbulent flow of oil and gas pipeline receiving I-th stage of separation, wherein kept 6,5-9,2 min.

Система для осуществления способа включает сепараторы, резервуары, вертикальные газоотделители, газоуравнительную обвязку резервуаров, конденсатосборник, компрессорную станцию, запорную и регулирующую арматуру, средства контроля и автоматизации. The system for implementing the method includes separators, tanks, vertical gas separators, gas equalization piping tanks, condensate collector, compressor station, valves and control valves, control and automation.

Новым в системе является то, что геометрические параметры приемных коллекторов сепарации и резервуаров определяют при условии
D=f(VK, Re≅2000), L≥(120-180)KV, где D диаметр приемного коллектора, м;
L его длина, м;
V скорость нефтегазоводяной смеси, м/с;
Re параметр Рейнольдса;
К коэффициент, с.New in the system is that the geometric parameters of the receiving separation headers and reservoirs are determined under the condition
D = f (VK, Re≅2000), L≥ (120-180) KV, where D is the diameter of the receiving collector, m;
L its length, m;
V speed of oil and gas mixture, m / s;
Re Reynolds parameter;
K coefficient, s.

На приемных линиях резервуаров установлены газоотводы, монтируемые на 1,5-2 м выше корпуса резервуара, соединенные газопроводами с газоотделителями, а на линии подпитки газоуравнительной системы резервуаров газом, а также на приеме компрессорной станции установлены газорегуляторные пункты. On the receiving lines of the tanks, gas outlets are installed, mounted 1.5-2 m above the tank body, connected by gas pipelines to gas separators, and gas control points are installed on the supply line of the gas equalization system of the tanks with gas, and also on the reception of the compressor station.

Новым в системе является также то, что она снабжена дополнительным трубопроводом, один конец которого подсоединен к выкидной линии компрессорной станции, а другой к нефтегазопроводу от скважин на I-ую ступень сепарации, причем точка подключения к последнему находится на расстоянии LI от I-й ступени сепарации, определяемой по формуле
LI=90K{(4,33-6,13)V1+(1,33-2)V2} где Н коэффициент, с;
V2 скорость нефтегазоводяной смеси в приемном коллекторе I-й ступени сепарации, м/с;
V1 то же, на конечном участке нефтегазопровода от скважин до коллектора I-й ступени сепарации.Also new in the system is that it is equipped with an additional pipeline, one end of which is connected to the flow line of the compressor station, and the other to the oil and gas pipeline from the wells to the I-th separation stage, and the connection point to the latter is at a distance L I from the I-th separation stage, determined by the formula
L I = 90K {(4.33-6.13) V 1 + (1.33-2) V 2 } where H is the coefficient, s;
V 2 the speed of the oil and water mixture in the intake manifold of the 1st separation stage, m / s;
V 1 is the same, in the final section of the oil and gas pipeline from the wells to the collector of the 1st separation stage.

На чертеже изображена схема реализации предлагаемого способа и система для его осуществления. The drawing shows a diagram of the implementation of the proposed method and a system for its implementation.

Схема включает нефтегазопровод 1, приемный коллектор 2, установку I-й ступени сепарации 3, газопровод 4, соединяющий приемный коллектор с газовой зоной I-й ступени сепарации, трубопровод 5, газопровод 6 от I-й ступени сепарации на ГПЗ, коллектор 7, II-ую ступень сепарации 8, газопроводы 9, 10, соединяющие соответственно газовые зоны коллектора 7 со II-й ступенью сепарации, и выходной патрубок последней с приемом компрессорной станции 11, оборудованной винтовыми компрессорами 12, нефтепровод 13, приемный коллектор 14 резервуарного парка, трубопровод 15, газоотделитель 16, резервуары 17, их приемные линии 18, газоотводы 19, газопроводы 20, 21, 22, конденсатосборник 23, конденсатопровод 24, насос 25, нефтепровод 26, газорегуляторный пункт 27 резервуарного парка (ГРПРП), датчики давления 28, 29, газовый коллектор 30, газорегуляторный пункт 31 компрессорной станции (ГРПКС) и рециркуляционный газопровод 32. The scheme includes an oil and gas pipeline 1, intake manifold 2, installation of the 1st separation stage 3, gas pipeline 4 connecting the intake manifold to the gas zone of the 1st separation stage, pipeline 5, gas pipeline 6 from the 1st separation stage to the gas treatment plant, collector 7, II separation stage 8, gas pipelines 9, 10, respectively connecting the gas zones of the collector 7 with the second separation stage, and the outlet pipe of the latter with the reception of the compressor station 11 equipped with screw compressors 12, oil pipe 13, receiving manifold 14 of the tank farm, pipeline 15 gas separator 16, reservoirs 17, their receiving lines 18, gas outlets 19, gas pipelines 20, 21, 22, condensate collector 23, condensate pipe 24, pump 25, oil pipeline 26, gas control point 27 of the tank farm (GRPRP), pressure sensors 28, 29, gas manifold 30, the gas control point 31 of the compressor station (GRPKS) and the recirculation gas pipeline 32.

Система работает следующим образом. The system operates as follows.

Продукция скважин по нефтегазопроводу 1 поступает в приемный коллектор 2 установки 1 ступени сепарации 3. В нефтегазопроводе 1 поддерживается турбулентный (Re>2000), а в приемном коллекторе 2 ламинарный режим движения (Re≅2000). Well production through the oil and gas pipeline 1 enters the intake manifold 2 of the unit 1 of the separation stage 3. In the oil and gas pipeline 1, turbulent (Re> 2000) is supported, and in the intake manifold 2, the laminar motion mode (Re≅2000).

Разделение продукции скважин на нефть, газ и пластовую воду осуществляется на всем пути движения, начиная от забоев скважин, под действием снижения давления, эффектов путевой сепарации и деэмульсации нефти. В приемный коллектор 2 поступает уже частично разрушенная эмульсия. Благодаря ламинарному режиму движения на участке коллектора 2, поддерживаемому в течение 2-3 мин, эмульсия расслаивается на газ, нефть и пластовую воду и отбирается раздельными потоками, причем газ по газопроводу 4 подается в газовую зону аппаратов установки I-й ступени сепарации, нефть в нефтяную зону, а пластовая вода по трубопроводу 5 направляется в резервуар 17 на очистку. В коллекторе 2 отделяется до 80% пластовой воды и осуществляется ее предварительная очистка. При уменьшении времени обработки резко сокращаются объемы отделения пластовой воды. Так, при времени обработки, равном 1-1,2 мин, в трубопроводе отделяется лишь 40-50% пластовой воды. Увеличение же времени более 3 мин не приводит к дальнейшему существенному углублению процесса, в то время как капиталовложения возрастают прямо пропорционально времени обработки, и, соответственно, протяженности коллектора. Благодаря отделению в коллекторе основных объемов пластовой воды снижается нагрузка по жидкости на аппараты I-й ступени сепарации, обеспечиваются условия для равновесного разгазирования, повышения глубины сепарации, снижения потерь нефти и газа. The separation of the production of wells into oil, gas and produced water is carried out along the entire path of movement, from the bottom of the wells, under the influence of pressure reduction, effects of directional separation and demulsification of oil. The emulsion is already partially destroyed in the intake manifold 2. Due to the laminar regime of movement in the section of the collector 2, maintained for 2-3 minutes, the emulsion is stratified into gas, oil and produced water and selected in separate streams, and gas is supplied through gas pipeline 4 to the gas zone of the apparatus of the installation of the first separation stage, oil is oil zone, and produced water through the pipeline 5 is sent to the tank 17 for treatment. In collector 2, up to 80% of produced water is separated and its preliminary treatment is carried out. With a reduction in processing time, the volume of formation water separation is sharply reduced. So, with a treatment time of 1-1.2 minutes, only 40-50% of produced water is separated in the pipeline. An increase in time of more than 3 minutes does not lead to a further significant deepening of the process, while capital investment increases in direct proportion to the processing time, and, accordingly, the length of the collector. Thanks to the separation of the main volumes of produced water in the reservoir, the liquid load on the apparatuses of the 1st separation stage is reduced, conditions are provided for equilibrium degassing, increased separation depth, and reduced oil and gas losses.

От установки I-й ступени сепарации газ по газопроводу 6 бескомпрессорным способом транспортируется на газоперерабатывающий завод, а нефть поступает в приемный коллектор 7 II-й ступени сепарации 8. В коллекторе 7 поддерживается ламинарный режим движения, при котором осуществляется дальнейшее разделение продукции скважин на фазы (газ и жидкость), а жидкости на нефть и пластовую воду. Газ по газопроводу 9 поступает в газовую зону аппаратов II-й ступени сепарации, вода в трубопровод 5, а нефть в нефтяную зону аппаратов II-й ступени сепарации. From the installation of the I-th separation stage, gas is transported through the gas pipeline 6 to the gas processing plant in a non-compressor way, and oil enters the intake manifold 7 of the II-th separation stage 8. In the collector 7, a laminar flow mode is maintained, in which the well production is further divided into phases ( gas and liquid), and liquids for oil and produced water. Gas through pipeline 9 enters the gas zone of the apparatus of the second separation stage, water into the pipeline 5, and oil into the oil zone of the apparatus of the second separation stage.

В коллекторе 7 отделяется около 10% общей и до 50% остаточной пластовой воды, что обеспечивает дальнейшую разгрузку аппаратов II-й ступени по жидкости и улучшение качества сепарации. Collector 7 separates about 10% of the total and up to 50% of the residual formation water, which ensures further unloading of the devices of the second stage by liquid and improvement of the quality of separation.

От II-й ступени сепарации газ по газопроводу 10 подается на прием винтовых компрессоров 11 компрессорной станции 12, а нефть по нефтепроводу 13 поступает в приемный коллектор 14 резервуарного парка. В коллекторе 14, в котором поддерживается ламинарный режим движения, происходит дальнейшее расслоение продукции скважин на газ, нефть и пластовую воду. Отделившийся газ по трубопроводу 15 поступает в газоотделитель 16, а дегазированная нефть и вода направляются на очистку, осуществляемую в резервуарах 17. From the second separation stage, gas is supplied through the gas pipeline 10 to the intake of screw compressors 11 of the compressor station 12, and oil is supplied through the oil pipeline 13 to the intake manifold 14 of the tank farm. In the reservoir 14, which maintains a laminar flow regime, there is a further stratification of well production into gas, oil and produced water. The separated gas through the pipeline 15 enters the gas separator 16, and the degassed oil and water are sent for purification carried out in the tanks 17.

В газоотделителе 16 отделяется до 1 м3 и более газа на 1 т нефти. Поскольку он устанавливается за пределами обвалования резервуаров, в приемных линиях 18 резервуаров, длина которых составляет 30-80 м и более, происходит дальнейшее отделение газа. В целях предотвращения отрицательного влияния газа на работу резервуара предусматривается газоотвод 19, представляющий собой вертикальную трубу расчетного диаметра, определяемого из условия обеспечения прохождения отделяющегося газа, устанавливаемую на 1,5-2 м выше корпуса резервуара в целях исключения попадания нефти в газовую линию.In the gas separator 16 is separated up to 1 m 3 or more gas per 1 ton of oil. Since it is installed outside the tank bunding, in the receiving lines of 18 tanks, the length of which is 30-80 m or more, further gas separation takes place. In order to prevent the negative impact of gas on the operation of the tank, a gas outlet 19 is provided, which is a vertical pipe of an estimated diameter, determined from the condition for the passage of separated gas, which is installed 1.5-2 m above the tank body to prevent oil from entering the gas line.

С помощью газоотвода отбирается дополнительно до 0,2-0,4 м3 газа на 1 т нефти. Газ от газоотвода по газопроводу 20, а от газоотделителя по газопроводу 21 подается в газопровод 22 и далее в конденсатосборник 23.With the help of a gas outlet, additionally up to 0.2-0.4 m 3 of gas per 1 ton of oil is taken. Gas from the gas outlet through the gas pipeline 20, and from the gas separator through the gas pipeline 21 is supplied to the gas pipeline 22 and then to the condensate collector 23.

Выделяющиеся в резервуарах 17 легкие фракции поступают в газоуравнительную систему (не показано), с помощью которой они перераспределяются между резервуарами, а избытки направляются в конденсатосборник 23. Поскольку легкие фракции представляют собой пары нефти, в углеводородном составе которых основную массу составляют компоненты С3, С4+в, занимающие промежуточное положение между газом и жидкостью (С3, С4) или относящиеся при нормальных условиях к жидкостям (С5+в), основная масса их при изменении термодинамических параметров (Р, Т) переходит в конденсат, выпадающий уже в трубопроводах газоуравнительной системы.Light fractions released in reservoirs 17 enter a gas equalization system (not shown), with which they are redistributed between reservoirs, and excess flows into a condensate collector 23. Since light fractions are oil vapors, the hydrocarbon composition of which is mainly composed of components C 3 , C 4 + c , which occupy an intermediate position between gas and liquid (C 3 , C 4 ) or which under normal conditions are related to liquids (C 5 + c ), the bulk of them with a change in thermodynamic parameters (P, T) It is condensed already in the pipelines of the gas equalization system.

Трубопроводы укладываются с уклоном в сторону конденсатосборника 23, благодаря которому обеспечивается сток конденсата. Кроме того, под действием снижения скорости потока в конденсатосборнике осуществляется сепарация газа от конденсата и влаги. По мере накопления конденсат по конденсатопроводам 24 насосом 25 откачивается в нефтепровод 26, а очищенный газ поступает на прием газорегуляторного пункта резервуарного парка (ГРПРП) 27, обеспечивающего в комплексе с датчиками давлений 28 и 29, установленными на резервуарах и конденсатосборнике, постоянное избыточное давление в паровых объемах резервуаров и газоуравнительной системе в пределах 400-900 Па. При снижении давления ниже заданного в газоуравнительную систему подается газ из напорного газового коллектора 30. При задержке восстановления давления автоматически открывается вторая линия подачи газа на прием компрессорной станции (не показано). От ГРПРП 27 газ поступает на компрессорную станцию 12, оборудованную винтовыми компрессорами 11 серии ВКГ, компримируется и подается в напорный газовый коллектор 30. Pipelines are laid with a slope towards the condensate collector 23, due to which the condensate drain is provided. In addition, under the action of reducing the flow rate in the condensate collector, gas is separated from condensate and moisture. As the condensate accumulates through the condensate pipelines 24, the pump 25 is pumped into the oil pipeline 26, and the purified gas is received at the gas control point of the tank farm (GRPRP) 27, which, in combination with pressure sensors 28 and 29 installed on the tanks and the condensate collector, provides a constant overpressure in the steam tank volumes and gas equalization system within 400-900 Pa. When the pressure drops below a predetermined value, gas is supplied to the gas equalization system from the pressure gas manifold 30. When the pressure recovery is delayed, the second gas supply line to the compressor station reception (not shown) automatically opens. From the hydraulic fracturing unit 27, gas is supplied to the compressor station 12, equipped with screw compressors 11 of the VKG series, is compressed and fed to the pressure gas manifold 30.

Дублирующим газорегуляторным пунктом, обеспечивающим в комплексе с ГРПРП надежную работу, является газорегуляторный пункт компрессорной станции ГРПКС 31. The duplicating gas control point, which ensures reliable operation in combination with the hydraulic fracturing, is the gas control point of the compressor station GRPKS 31.

Из напорного газового коллектора 30 газ по рециркуляционному газопроводу 32 направляется в начальную точку нефтегазопровода 1, которая находится на расстоянии LI= 90K({ (4,33-6,13)V1+(1,33-2)V2} м, от приемного коллектора 2 I-й ступени сепарации. Зависимость для LI получена из условия обеспечения выдержки скомпримированного газа II-й и последующих ступеней сепарации, а также легких фракций в турбулентном потоке в нефтегазопроводе I в течение 6,5-9,2 мин. За этот период обеспечивается очистка газа от основной массы тяжелых (C3, C4+в) углеводородов, а при последующей выдержке в течение 2-3 мин происходит разделение основной массы продукции скважин на нефть, газ и пластовую воду. При уменьшении времени обработки глубина очистки снижается и становится малоэффективной. Увеличение времени обработки не приводит к существенному улучшению качества, в то время как капиталовложения, связанные со строительством дополнительных трубопроводов и обусловленные ими дополнительные эксплуатационные затраты, возрастают прямо пропорционально увеличению времени обработки, снижая ее технико-экономическую эффективность.From the pressure gas manifold 30, the gas through the recirculation gas line 32 is directed to the starting point of the oil and gas pipeline 1, which is located at a distance L I = 90K ({(4.33-6.13) V 1 + (1.33-2) V 2 } m , on the receiving manifold of the 2nd separation stage I. The dependence for L I is obtained from the condition that the compressed gas of the 2nd and subsequent separation stages is maintained, as well as light fractions in a turbulent flow in the oil and gas pipeline I for 6.5-9.2 minutes . During this period, the gas is purified from the bulk of heavy (C 3 , C 4 + c ) hydrocarbons, and when For 2-3 minutes, the bulk of the production of wells is divided into oil, gas and produced water. With a reduction in processing time, the cleaning depth decreases and becomes ineffective. An increase in processing time does not lead to a significant improvement in quality, while the investment associated with with the construction of additional pipelines and the additional operational costs resulting from them, increase in direct proportion to the increase in processing time, reducing its technical and economic effect ciency.

Предлагаемый способ улавливания легких фракций из резервуаров и аппаратов низкого и атмосферного давлений и система для его осуществления были испытаны на одном из промысловых товарных парков объединения "Татнефть". Технологическая обвязка установки была выполнена в соответствии со схемой, изображенной на чертеже. Схема опытной установки обеспечивала также возможность осуществления промышленных испытаний системы по прототипу. The proposed method for trapping light fractions from tanks and low and atmospheric pressure apparatuses and a system for its implementation were tested at one of the Tatneft association's commercial product parks. Technological binding installation was performed in accordance with the diagram shown in the drawing. The experimental setup scheme also provided the possibility of industrial testing of the system according to the prototype.

Результаты испытаний, технико-экономические показатели разработанного способа и системы для его реализации и сравнение их с прототипом приводятся в таблице. The test results, technical and economic indicators of the developed method and system for its implementation and their comparison with the prototype are given in the table.

Как видно из данных таблицы, реализация предлагаемого технического решения по улавливанию легких фракций из резервуаров и аппаратов низкого и атмосферного давлений, в частности, оптимализации параметров гидродинамических потоков в приемных коллекторах сепарационных установок, резервуаров и рациональных параметров системы только на одном промысловом товарном парке обеспечивает:
снижение материальных затрат за счет увеличения нагрузок по жидкости на сепарационные установки, исключения строительства сооружений по перекачке легких фракций на компрессорные станции на 32-37%
сокращение потерь нефти на 14,6 тыс.т/год и газа на 4,8 млн. нм3/год благодаря более полному отбору легких фракций, достигаемому за счет уменьшения отклонений их расходов от средних значений и регулирования давлений газа;
уменьшение вредных выбросов в атмосферу на 21,5 тыс.т/год за счет сокращения объемов испарений углеводородов.As can be seen from the table, the implementation of the proposed technical solution for trapping light fractions from tanks and low and atmospheric pressure apparatuses, in particular, optimizing the parameters of hydrodynamic flows in the receiving collectors of separation plants, tanks and rational system parameters in only one production commodity park, provides:
reduction of material costs due to increased liquid loads on separation plants, elimination of construction of facilities for pumping light fractions to compressor stations by 32-37%
reduction of oil losses by 14.6 thousand tons / year and gas by 4.8 million nm 3 / year due to a more complete selection of light fractions achieved by reducing deviations of their costs from average values and regulating gas pressures;
reduction of harmful emissions into the atmosphere by 21.5 thousand tons / year by reducing the volume of hydrocarbon vapor.

Claims (3)

1. Способ улавливания легких фракций из резервуаров и аппаратов низкого и атомосферного давлений, включающий ввод продукции скважин в приемные коллекторы сепараторов, ее сепарацию, бескомпрессорный транспорт газа сепаратора первой ступени на газопереработку, подачу газа сепараторов второй и последующих ступеней, а также легких фракций из резервуаров на прием компрессоров, а затем на рециркуляцию в начало процесса, отличающийся тем, что скорость движения продукции скважин в приемных коллекторах сепараторов и резервуаров снижают до величины, обеспечивающей ламинарный режим движения, выдерживают при этом режиме 2 3 мин, осуществляют разделение продукции скважин на отдельные фазы и отбирают их отдельными потоками, вводят газ в газовую, нефть в жидкостную зоны сепараторов, пластовую воду направляют на очистку, а выделившиеся в приемных коллекторах резервуаров легкие фракции вместе с газом от газоотделителя компримируют и подают в турбулентный поток приемного коллектора сепаратора первой ступени, в котором выдерживают в течение 6,5 9,2 мин. 1. The method of trapping light fractions from tanks and apparatuses of low and atomospheric pressures, including the introduction of well products into the receiving manifolds of separators, its separation, uncompressed transport of gas from the first stage separator to gas processing, gas supply of separators of the second and subsequent stages, as well as light fractions from tanks receiving compressors, and then recycling to the beginning of the process, characterized in that the speed of well production in the receiving manifolds of separators and reservoirs is reduced to The laminar flow conditions are maintained for 2–3 min under this mode, the well production is divided into separate phases and selected by separate flows, gas is introduced into the gas and oil into the separator liquid zone, formation water is sent for purification, and released in the receiving collectors reservoirs, light fractions, together with gas from the gas separator, are compressed and fed into the turbulent flow of the intake manifold of the first stage separator, in which they are held for 6.5 9.2 minutes. 2. Система улавливания легких фракций из резервуаров и аппаратов низкого и атмосферного давлений, включающая сепараторы, резервуары и вертикальные газоотделители с приемными коллекторами, газоуравнительную систему резервуаров, конденсатосборник, компрессорную станцию, запорную и регулирующую арматуру, средства контроля и автоматизации, отличающаяся тем, что геометрические параметры приемных коллекторов сепараторов и резервуаров определяют из условия
d f (vK, Re ≅ 2000), L ≥ (120 oC 180)Kv,
где D диаметр приемного коллектора, м;
v скорость нефтегазоводяной смеси, м/с;
L длина приемного коллектора, м;
Re параметр Рейнольдса;
K коэффициент, с,
приемные коллекторы резервуаров снабжены газоотводами, расположенными на 1,5 2 м выше корпуса резервуара и соединенными газопроводами с газоотделителями, а линии подпитки газоуравнительной системы резервуаров газом и прием компрессорной станции снабжены газорегуляторными пунктами.2. A system for collecting light fractions from tanks and low and atmospheric pressure apparatuses, including separators, tanks and vertical gas separators with receiving manifolds, gas equalization system of tanks, condensate collector, compressor station, shutoff and control valves, control and automation means, characterized in that they are geometric the parameters of the receiving collectors of separators and reservoirs are determined from the condition
df (vK, Re ≅ 2000), L ≥ (120 o C 180) Kv,
where D is the diameter of the receiving manifold, m;
v the speed of the oil and gas mixture, m / s;
L length of the intake manifold, m;
Re Reynolds parameter;
K coefficient, s,
the reservoir receiving manifolds are equipped with gas outlets located 1.5 2 m above the tank body and connected by gas pipelines to gas separators, and the gas equalization system of the reservoirs are supplied with gas and the compressor station is equipped with gas control points. 3. Система по п. 2, отличающаяся тем, что она снабжена дополнительным трубопроводом, один конец которого подсоединен к выкидной линии компрессорной станции, а другой к приемному коллектору сепаратора первой ступени, причем точка подключения к последнему находится на расстоянии L' от сепаратора первой ступени
L′=90 K {(4,33÷6,13)v1+(1,33÷2)v2} ,
где K коэффициент, с;
v2 скорость нефтегазоводяной смеси в приемном коллекторе сепаратора первой ступени, м/с;
v1 то же на концевом участке нефтегазопровода от скважины до коллектора сепаратора первой ступени.3. The system according to p. 2, characterized in that it is equipped with an additional pipeline, one end of which is connected to the discharge line of the compressor station, and the other to the receiving manifold of the first stage separator, and the connection point to the last is at a distance L 'from the first stage separator
L ′ = 90 K {(4.33 ÷ 6.13) v 1 + (1.33 ÷ 2) v 2 },
where K is the coefficient, s;
v 2 the speed of the oil and water mixture in the receiving manifold of the first stage separator, m / s;
v 1 the same at the end section of the oil and gas pipeline from the well to the first stage separator manifold.
SU4945929 1991-06-18 1991-06-18 Method of catching of light fractions from reservoirs and apparatuses of low and atmospheric pressures and system for its accomplishment RU2049520C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU4945929 RU2049520C1 (en) 1991-06-18 1991-06-18 Method of catching of light fractions from reservoirs and apparatuses of low and atmospheric pressures and system for its accomplishment

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU4945929 RU2049520C1 (en) 1991-06-18 1991-06-18 Method of catching of light fractions from reservoirs and apparatuses of low and atmospheric pressures and system for its accomplishment

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2049520C1 true RU2049520C1 (en) 1995-12-10

Family

ID=21579514

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU4945929 RU2049520C1 (en) 1991-06-18 1991-06-18 Method of catching of light fractions from reservoirs and apparatuses of low and atmospheric pressures and system for its accomplishment

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2049520C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2753281C1 (en) * 2020-11-11 2021-08-12 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Installation for capture of gas emissions

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Сборник Состояние и перспективы сокращения вредных выбросов предприятиями промышленности в атмосферу, Казань, 1985, с.17. *

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2753281C1 (en) * 2020-11-11 2021-08-12 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Installation for capture of gas emissions

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN109138965B (en) Slug flow trapping system and method based on low-pressure liquid storage
RU2049520C1 (en) Method of catching of light fractions from reservoirs and apparatuses of low and atmospheric pressures and system for its accomplishment
RU122304U1 (en) SYSTEM OF COLLECTION, TRANSPORT AND PREPARATION OF OIL, GAS AND WATER
CN217661665U (en) Multiphase fluid mixed transportation water-gas separation device
CN201526306U (en) Energy-saving type separating, heating, precipitating and buffering integrated device
CN214811764U (en) Intelligent water diversion device of centrifugal machine
CN204693039U (en) A kind of oil and gas multiphase flow sledge
RU2317408C2 (en) Method and system for produced oil gas and reservoir water recovery
CN210343320U (en) Device for realizing mixed transportation and recovery of sleeve gas by multiphase compression
CN207195147U (en) Gas-pressed equipment
RU2446317C1 (en) Transportation method of highly water-flooded product of oil deposit wells
RU2045982C1 (en) Well production preparation plant
US2229732A (en) Rust separator for pipe lines
SU1611369A1 (en) Installation for collection and preparation of petroleum and gas
RU2135255C1 (en) Plant to prepare oil and water at production sites
CN114590925B (en) Oil field station oil-water pollutant reduction optimization treatment method
RU1820841C (en) Plant for separation of well products
CN219034694U (en) Low-yield well back pressure reducing and yield increasing device
RU2729307C1 (en) Method of cleaning a gas gathering collector of a cluster of a well
SU1029984A1 (en) Unit for collecting and preparing oil
RU2050924C1 (en) Method for preparation of well products
RU1794178C (en) Installation for preparation of hydrogen sulfide- containing oil
RU2673925C1 (en) Method of emptying pipeline sections from gas in multiple gas pipeline systems
SU1632452A1 (en) A system of well products complex preparation
SU1761180A1 (en) Unit for collection and treatment of water-containing oil