RU2050924C1

RU2050924C1 - Method for preparation of well products

Info

Publication number: RU2050924C1
Authority: RU
Inventors: В.П. Метельков; В.П. Тронов; Р.З. Сахабутдинов; А.В. Савельев; А.В. Метельков; Д.Б. Хохлов; Р.Б. Фаттахов
Original assignee: Метельков Владимир Павлович
Priority date: 1992-04-29
Filing date: 1992-04-29
Publication date: 1995-12-27

Abstract

FIELD: gas and oil industry. SUBSTANCE: method for preparation of well products consists in that gas phase of the second and subsequent stages of separation enriched with heavy hydrocarbons, prior to supplying to system of gas collection and transportation, is introduced into vapor spaces of tanks where pressure of 120-1560 Pa (gauge) is maintained and absorption of gaseous part and dissolving of dropping part of heavy hydrocarbons (C₃, C_4+в) in oil are effected. EFFECT: higher efficiency. 1 dwg, 1 tbl

Description

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к разработке нефтегазовых месторождений, и может быть использовано при транспортировке, переработке, распределении, хранении и отпуске нефти, нефтепродуктов и других испаряющихся жидкостей. The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the development of oil and gas fields, and can be used in the transportation, processing, distribution, storage, and dispensing of oil, oil products and other evaporating liquids.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату включающий ступенчатую сепарацию нефти, отбор и подачу газовой фазы в систему сбора и транспорта, улавливание легких фракций нефти из резервуаров. Closest to the invention in terms of technical nature and the achieved result, it includes stepwise separation of oil, selection and supply of a gas phase to the collection and transport system, trapping of light fractions of oil from tanks.

Недостатками способа являются существенные потери нефти, в частности, наиболее ценных легких фракций (С₃, С_4+в), составляющие для узла сбора, подготовки и транспорта нефти средней мощности (4,4-4,5 тыс.т/сут), до 8 тыс. т/год, а также значительные вредные выбросы в атмосферу, величина которых для узла средней производительности достигает 10 тыс.т/год.The disadvantages of the method are significant losses of oil, in particular, the most valuable light fractions (C ₃ , C _{4 + c} ), components for the collection, preparation and transport unit of medium power oil (4.4-4.5 thousand tons / day), up to 8 thousand tons / year, as well as significant harmful emissions into the atmosphere, the value of which for a node of average productivity reaches 10 thousand tons / year.

Цель изобретения сокращение потерь нефти, вредных выбросов в атмосферу и увеличение выхода товарной нефти. The purpose of the invention is to reduce oil losses, harmful emissions into the atmosphere and increase the yield of salable oil.

Цель достигается с помощью способа, включающего ступенчатую сепарацию нефти, отбор и подачу газовой фазы в систему сбора и транспорта и улавливание легких фракций из резервуаров. The goal is achieved using a method that includes stepwise separation of oil, the selection and supply of the gas phase to the collection and transport system, and the capture of light fractions from the tanks.

Новым является то, что газовую фазу второй и последующих ступеней сепарации, обогащенную тяжелыми углеводородами перед подачей в систему сбора и транспорта газа вводят в паровые объемы резервуаров, где поддерживают давление 120-1560 Па (изб.) и осуществляют абсорбцию газообразной и растворение капельной части тяжелых углеводородов (С₃, С_4+в) в нефти.What is new is that the gas phase of the second and subsequent stages of separation, enriched with heavy hydrocarbons, is introduced into the steam volumes of the tanks, where they maintain a pressure of 120-1560 Pa (g), and the gaseous is absorbed and the droplet part is dissolved hydrocarbons (C ₃ , C _{4 + c} ) in oil.

На чертеже изображена схема реализации предлагаемого способа подготовки продукции скважин. The drawing shows a diagram of the implementation of the proposed method of preparation of wells.

Система для реализации способа включает приемный нефтегазопровод 1, первую ступень 2 сепарации, напорный газопровод 3, трубопровод 4, вторую ступень 5 сепарации с выходными технологическими коммуникациями (газопроводом 6 низкого давления и нефтепроводом 7), сырьевой резервуар 8 с приемным нефтепроводом 9, выходным нефтепроводом 10 и водопроводом 11, установку 12 обезвоживания и обессоливания нефти с выходными нефтепроводом 13 и водопроводом 14, резервуар 15 товарной нефти с приемным 16 и выходным 17 нефтепроводами, газоуравнительную обвязку резервуаров газопровод 19, импульсную газовую линию 20, сепаратор-конденсатосборник 21, компрессор 22 с приемным 23 и выходным 24 газопроводами, газопроводы 25 и 26 с установленными на них переключающими клапанами 27 и 28, соединенные линиями контроля и управления 29 и 30 с импульсной газовой линией 20, газопровод 31, промысловую газокомпрессорную станцию 32 с приемным 33 и напорным 34 газопроводами, датчиками 35 и 36 давлений. The system for implementing the method includes a receiving oil and gas pipeline 1, a first separation stage 2, a pressure gas pipeline 3, a pipeline 4, a second separation stage 5 with output technological communications (low pressure gas pipeline 6 and oil pipeline 7), a raw material tank 8 with a receiving oil pipeline 9, and an output oil pipeline 10 and a water supply system 11, an oil dehydration and desalination unit 12 with an oil outlet 13 and a water supply 14, a tank of commercial oil 15 with a receiving 16 and an outlet 17 oil pipelines, a gas equalization reserve arov gas pipeline 19, pulse gas line 20, condensate separator 21, compressor 22 with receiving 23 and output 24 gas pipelines, gas pipelines 25 and 26 with switching valves 27 and 28 installed on them, connected by control and control lines 29 and 30 with a pulse gas line 20, a gas pipeline 31, a gas compressor station 32 with a receiving 33 and pressure head 34 gas pipelines, pressure sensors 35 and 36.

Разработанный способ был испытан на одном из промысловых товарных парков объединения "Татнефть". The developed method was tested at one of the industrial commodity parks of the Tatneft association.

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

Газоводонефтяную смесь в количестве 29300 т/сут с газовым фактором 49,5 м³ газа на тонну нефти от скважин по подводящему нефтегазопроводу 1 направляют в сепаратор 2 первой ступени сепарации, где под давлением 0,4-0,6 МПа (абс.), осуществляют первичное разгазирование нефти, обеспечивающее отделение 75-80% газа. Газ в количестве до 63,6 тыс.нм³/сут по напорному газопроводу 3 под давлением сепарации транспортируют на ГПЗ, а газоводонефтяную смесь с остаточным газом по трубо-проводу 4 подают на вторую ступень 5 сепарации, где при давлении 0,12-0,15 МПа, абс. осуществляют разгазирование, обеспечивающее отделение 18-23 газа или до 11,3 тыс.нм³/сут.The gas-water mixture in the amount of 29300 t / d with a gas factor of 49.5 m ³ gas per tonne of oil from the wells is fed through the supply oil and gas pipeline 1 to the separator 2 of the first separation stage, where under pressure of 0.4-0.6 MPa (abs.), carry out primary oil degassing, providing the separation of 75-80% of gas. Gas in an amount of up to 63.6 thousand nm ³ / day is transported to the gas treatment plant under pressure from a gas pipeline 3 under separation pressure, and a gas-oil mixture with residual gas is fed through a pipe 4 to the second separation stage 5, where at a pressure of 0.12-0 , 15 MPa, abs. they carry out degassing, which ensures the separation of 18-23 gas or up to 11.3 thousand nm ³ / day.

Газ от второй ступени сепарации подают в газопровод 6, а затем распределяют на два потока: первый по приемному газопроводу 33 направляют на промысловую газокомпрессорную станцию 32, компримируют, после чего подают в напорный газопровод 34 и далее по напорному газопроводу 3 в общем потоке с газом первой ступени сепарации на ГПЗ; второй поток направляют в газопровод 31, а затем в газопроводы 26 и 27 и через переключающие клапаны 27 и 28, сепаратор-конденсатосборник 21, газопровод 19 на рециркуляцию в резервуары 8 и 18. Газопровод 31, сепаратор-конденсатосборник 21 и газопровод 19 работают в двух направлениях: первом (прямом) отбор легких фракций из резервуаров и подача в газопровод 6 низкого давления и втором (обратном) рециркуляция газа, обогащенного тяжелыми углеводородами (С₃, С_4+в) на промысловую подготовку и очистку, осуществляемую циклически. В общем балансе календарного времени газопроводов 31 и 19 85-88 составляет работа в обратном и 12-15 в прямом направлении.Gas from the second separation stage is fed into the gas pipeline 6, and then distributed into two streams: the first through the receiving gas pipeline 33 is sent to the gas compressor station 32, compressed, and then fed to the pressure gas pipe 34 and then through the pressure gas pipe 3 in a common gas stream with the first separation stages at the GPP; the second stream is sent to the gas pipeline 31, and then to the gas pipelines 26 and 27 and through the switching valves 27 and 28, the condensate separator 21, the gas pipeline 19 for recycling to the tanks 8 and 18. The gas pipeline 31, the condensate separator 21 and the gas pipeline 19 work in two directions: the first (direct) selection of light fractions from reservoirs and low pressure supply to the gas pipeline 6 and the second (reverse) gas recirculation enriched with heavy hydrocarbons (C ₃ , C _{4 + c} ) for field preparation and purification carried out cyclically. In the overall balance of the calendar time of gas pipelines 31 and 19 85-88 is the work in the opposite and 12-15 in the forward direction.

Нефтегазоводяную смесь с остаточным растворенным и окклюдированным газом от второй ступени сепарации под давлением гидростатического напора, создаваемого разностью геодезических отметок, а также перепада давлений между сепаратором и резервуаром, по нефтепроводам 7 и 9 в количестве до 31 тыс. м³/сут подают в сырьевой резервуар 8, в паровом объеме которого поддерживают давление 120-1560 Па (изб.). В резервуаре осуществляют отделение и предварительную очистку от нефти и механических примесей 98-99% общих объемов пластовой воды, которую в количестве до 36,3 тыс.м³/сут по водопроводу 11 подавали на очистные сооружения. Нефть в количестве 4400 т/сут с остаточным содержанием воды по нефтепроводу 10 подают на установку 12 обезвоживания и обессоливания нефти, на которой осуществляют разрушение нефтяной эмульсии, отстой пластовой воды, отделение солей до экспортных кондиций (≅40 мг/л). Отделившуюся пластовую воду с растворенными в ней пластовыми солями по выходному водопроводу 14 подают на очистные сооружения, а обессоленную нефть по выходному нефтепроводу 13 в приемный нефтепровод 16 и далее в товарный резервуар 15.The oil-gas-water mixture with the residual dissolved and occluded gas from the second stage of separation under pressure of hydrostatic pressure created by the difference of the geodetic marks, as well as the pressure difference between the separator and the tank, is supplied through pipelines 7 and 9 in an amount of up to 31 thousand m ³ / day to the raw material tank 8, in the steam volume of which a pressure of 120-1560 Pa is maintained (g.). Separation and preliminary purification from oil and mechanical impurities of 98-99% of the total volume of produced water, which in an amount of up to 36.3 thousand m ³ / day through the water supply 11, was carried out to the treatment facilities, is carried out in the tank. Oil in the amount of 4400 tons / day with a residual water content through the oil pipeline 10 is fed to the oil dehydration and desalination unit 12, where the oil emulsion is destroyed, formation water settles, and salts are separated to export conditions (≅40 mg / l). The separated formation water with the dissolved salts in it is supplied to the treatment facilities through the outlet water line 14, and desalted oil is fed through the outlet oil line 13 to a receiving oil line 16 and then to a commodity tank 15.

Выделяющиеся в резервуарах 8 и 15 легкие фракции в количестве 0,23-0,57 м³ на тонну нефти по газопроводу 19 поступают в сепаратор-конденсатосборник 21. Очищенный от конденсата газ по газопроводу 23 подают на прием компрессора 22, компримируют и по газопроводу 31 направляют в газопровод низкого давления 6, из которого в общем потоке с газом второй ступени сепарации газ поступает в приемный газопровод 33 промысловой газокомпрессорной станции 32, где его компримируют, а затем по напорному газопроводу 34 подают в напорный газопровод 3, по которому вместе с газом первой ступени сепарации транспортируют потребителю.Light fractions allocated in tanks 8 and 15 in an amount of 0.23-0.57 m ³ per tonne of oil are delivered through a gas pipeline 19 to a condensate separator 21. The gas purified from condensate is fed through a gas pipeline 23 to a compressor 22 and compressed through a gas pipeline 31 they are directed to a low pressure gas pipeline 6, from which, in a common stream with gas of the second separation stage, the gas enters the receiving gas line 33 of the gas compressor station 32, where it is compressed, and then it is supplied via the pressure gas line 34 to the pressure gas line 3, through which together with the first stage of separation is transported to the consumer.

При снижении давления до 300 Па, изб. компрессор 22 автоматически останавливается. Выбор уставки датчика давления на отключение компрессора в 300 Па (изб.) был принят в целях обеспечивания безопасной эксплуатации резервуаров и предотвращения их смятия. Одновременно по сигналу от датчика 35 давлений, установленного на подключении импульсной газовой линии 29 к установке улавливания, поступает сигнал на открытие переключающегося клапана 27, через который скомпримированные легкие фракции, обогащенные тяжелыми углеводородами (С₃, С_4+в), подают в газопровод 19, а затем в паровые объемы резервуаров 8 и 15. При этом струю поступающего в резервуары газа направляют в сторону нефти. По достижении границы раздела фаз нефть-газ легкие фракции вводят в нефть под действием перепада давлений, инерционных сил и сил тяжести. При этом вступают в действие молекулярные силы связей углеводородов нефти и газа, обеспечивающие абсорбцию и растворение тяжелых компонентов (С₃, С_4+в) газовой фазы в нефти. Процесс растворения и абсорбции газа в нефти обеспечивает дальнейшее снижение давления в паровых объемах резервуаров. По достижении давления 120 Па (изб.) по сигналу от датчика 36 давлений открывается переключающий клапан 28, обеспечивающий поступление в резервуары дополнительных объемов газа. Циклы растворения и абсорбции тяжелых углеводородов в нефти повторяются с поступлением каждой новой порции обогащенного ими газа в паровые объемы резервуаров.With a decrease in pressure to 300 Pa, h. compressor 22 automatically stops. The choice of the pressure sensor setting for compressor shutdown of 300 Pa (g) was adopted in order to ensure the safe operation of the tanks and prevent their collapse. At the same time, the signal from the pressure sensor 35 installed on the connection of the pulse gas line 29 to the capture unit receives a signal to open the switching valve 27, through which compressed light fractions enriched with heavy hydrocarbons (C ₃ , C _{4 + c} ) are fed into the gas pipeline 19 , and then into the vapor volumes of tanks 8 and 15. In this case, the stream of gas entering the tanks is directed towards oil. Upon reaching the interface between the oil and gas phases, light fractions are introduced into the oil under the influence of pressure drops, inertial forces and gravity. In this case, the molecular forces of the hydrocarbon bonds of oil and gas come into effect, providing for the absorption and dissolution of the heavy components (C ₃ , C _{4 + c} ) of the gas phase in the oil. The process of dissolution and absorption of gas in oil provides a further reduction in pressure in the vapor volumes of the tanks. Upon reaching a pressure of 120 Pa (g), a signal from the pressure sensor 36 opens the switching valve 28, which provides additional gas volumes to the tanks. The cycles of dissolution and absorption of heavy hydrocarbons in oil are repeated with each new portion of the gas enriched by them entering the vapor volumes of the tanks.

При повышении давления в паровых объемах резервуаров до 300 Па переключающий клапан 28 автоматически закрывается. По достижении давления 500 Па по сигналу от датчика давлений 35 осуществляется закрытие клапана 27, после чего автоматически запускается компрессор 22. When the pressure in the vapor volumes of the tanks increases to 300 Pa, the switching valve 28 automatically closes. Upon reaching a pressure of 500 Pa, the signal from the pressure sensor 35 closes the valve 27, after which the compressor 22 starts automatically.

Повышение рабочего давления в резервуаре более 1560 Па (изб.) приводит к резкому увеличению механических циклических воздействий на внутреннюю поверхность кровли резервуаров, нарушению ее герметичности и снижению эффективности работы системы. An increase in the working pressure in the tank of more than 1560 Pa (g.) Leads to a sharp increase in mechanical cyclic effects on the inner surface of the roof of the tanks, a violation of its tightness and a decrease in the efficiency of the system.

Понижение же давления в резервуаре менее 120 Па (изб.) приводит к значительному снижению эффективности процесса абсорбции и растворения тяжелых углеводородов газовой фазы в нефти. Lowering the pressure in the tank to less than 120 Pa (g) leads to a significant decrease in the efficiency of the process of absorption and dissolution of heavy hydrocarbons of the gas phase in oil.

Ввиду обводненности продукции скважин поступление порций малообводненной нефти в аппараты сепарационных установок и в резервуары чередуется с поступлениями порций высокообводненной продукции скважин. Это определяет значительные колебания расходов газа и легких фракций, выделяющихся в резервуаре 8, от нуля до их максимальных значений и периодическую работу компрессора 22. Due to the water content of well production, the supply of portions of low-water oil to the apparatus of separation plants and tanks alternates with the receipt of portions of high-water well production. This determines significant fluctuations in the flow rates of gas and light fractions released in the tank 8, from zero to their maximum values and the periodic operation of the compressor 22.

При поступлении в резервуар 8 порций высокообводненной (98-99 воды) нефти давление в их паровых объемах снижается до 300 Па, компрессор автоматически останавливается. При этом осуществляется подача легких фракций, обогащенных тяжелыми углеводородами, на подготовку в резервуары, абсорбцию и растворение тяжелых компонентов газовой фазы (С₃, С_4+в) в нефти. При поступлении порций менее обводненной нефти (20-65 воды) давление в паровых объемах резервуаров увеличивают до 500 Па (изб.) и осуществляют отбор избытков легких фракций по газопроводу 19 компрессором 22, компримирование и подачу газа в газопровод 31 Компрессор 22 подбирают с учетом максимального поступления легких фракций. При уменьшении расходов последних, обусловленных особенностями работы системы сбора, недостающие объемы подают из газопровода 31 по газопроводу 25 через переключающий клапан 27. Дублирующим является газопровод 26 с переключающим клапаном 28. Открытие и закрытие переключающих клапанов 27 и 28 осуществляют автоматически по сигналам от датчиков 35 и 36 давлений, информация к которым о величинах давлений в паровых объемах резервуаров поступает по импульсной газовой линии 20, а также по линиям 29 и 30 контроля и управления.When 8 portions of high-water (98-99 water) oil are supplied to the tank, the pressure in their steam volumes decreases to 300 Pa, the compressor automatically stops. In this case, the light fractions enriched with heavy hydrocarbons are fed into the tanks for preparation, absorption and dissolution of the heavy components of the gas phase (C ₃ , C _{4 + c} ) in oil. When portions of less flooded oil (20-65 water) are supplied, the pressure in the vapor volumes of the tanks is increased to 500 Pa (g) and the excess light fractions are taken through the gas pipeline 19 by the compressor 22, compression and gas supply to the gas pipeline 31 The compressor 22 is selected taking into account the maximum the receipt of light fractions. When reducing the costs of the latter, due to the peculiarities of the collection system, the missing volumes are supplied from the gas pipeline 31 through the gas pipeline 25 through the switching valve 27. The gas pipeline 26 with the switching valve 28 is duplicating. Opening and closing of the switching valves 27 and 28 are carried out automatically according to the signals from the sensors 35 and 36 pressures, information to which on the pressure values in the steam volumes of the reservoirs is received through the pulse gas line 20, as well as along the lines 29 and 30 of the control and management.

В такой последовательности были осуществлены промысловые испытания способа на одном из промысловых товарных парков объединения "Татнефть". Опытно-промышленная установка обеспечивала испытания известного (прототипа) и предлагаемого способов. Результаты испытаний приведены в таблице. In this sequence, field trials of the method were carried out at one of the oilfield fleet of the Tatneft association. A pilot plant provided tests of the known (prototype) and the proposed methods. The test results are shown in the table.

Из данных таблицы следует, что реализация предлагаемого технического решения по подготовке продукции скважин, в частности нефтяного газа, обогащенного тяжелыми углеводородами, путем абсорбции газообразной и растворения капельной части тяжелых углеводородов (С₃, С_4+в) в нефти позволяет решить поставленную техническую задачу, а именно:
сократить потери нефти при ее подготовке в промысловых условиях на 75-78
повысить выход товарной нефти на 1,02
уменьшить вредные выбросы в атмосферу на 75-78From the table it follows that the implementation of the proposed technical solution for the preparation of well products, in particular oil gas enriched in heavy hydrocarbons, by absorbing the gaseous and dissolving a drop of heavy hydrocarbons (C ₃ , C _{4 + c} ) in oil allows us to solve the technical problem namely:
reduce oil losses during its preparation in field conditions by 75-78
increase the yield of salable oil by 1.02
reduce harmful atmospheric emissions by 75-78

Claims

METHOD FOR PREPARING WELL PRODUCTS, including stepwise separation of oil, selection and supply of a gas phase to a collection and transport system, trapping of light oil fractions from reservoirs, characterized in that the gas phase of the second and subsequent stages of separation, enriched with heavy hydrocarbons, before being fed to the collection system and vehicles are introduced into the vapor volumes of the tanks and gaseous are absorbed and the droplet portion of the heavy hydrocarbons is dissolved in the oil, while the pressure in the vapor volumes of the tanks is 120 1 560 Pa (g.).