RU2135545C1 - Способ стабилизации сырой природной нефти при выходе из буровой скважины и установка для его осуществления - Google Patents
Способ стабилизации сырой природной нефти при выходе из буровой скважины и установка для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2135545C1 RU2135545C1 RU95108236A RU95108236A RU2135545C1 RU 2135545 C1 RU2135545 C1 RU 2135545C1 RU 95108236 A RU95108236 A RU 95108236A RU 95108236 A RU95108236 A RU 95108236A RU 2135545 C1 RU2135545 C1 RU 2135545C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- column
- oil
- crude
- hydrocarbons
- pipeline
- Prior art date
Links
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 title claims abstract description 72
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 53
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 title claims description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 123
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 65
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 51
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims abstract description 36
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 28
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 28
- 230000006837 decompression Effects 0.000 claims abstract description 26
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 26
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000010908 decantation Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000002336 sorption--desorption measurement Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000007872 degassing Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 84
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 17
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 14
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 14
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims description 11
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims description 11
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 10
- 238000003795 desorption Methods 0.000 claims description 7
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims description 7
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 6
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 5
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 4
- 238000011068 loading method Methods 0.000 claims description 2
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 claims description 2
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 210000002268 wool Anatomy 0.000 claims description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000010079 rubber tapping Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- -1 C 3 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 17
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 6
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 5
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 4
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 4
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000005304 joining Methods 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
- C10G7/02—Stabilising gasoline by removing gases by fractioning
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Vaporization, Distillation, Condensation, Sublimation, And Cold Traps (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу и установке для стабилизации сырых нефтей на промыслах. Способ стабилизации сырой нефти, выходящей из буровой скважины, включает по крайней мере одну стадию декомпрессии нефти с ее частичной дегазацией, декантацию части воды, абсорбцию испарившихся главным образом С4-С7-углеводородов абсорбирующей жидкостью, смешение абсорбирующей жидкости, содержащей С4-С7-углеводороды, с дегазированной нефтью. Смесь дегазированной нефти с абсорбирующей жидкостью, содержащей С4-С7-углеводороды, перегоняют по крайней мере в одной перегонной колонне по крайней мере на две фракции, из которых одну газообразную фракцию С1-C5- углеводородов получают из головной части колонны, а другую фракцию сырой стабилизированной нефти получают ниже места нагнетания питания в колонну. Часть фракции сырой стабилизированной нефти испаряют и снова нагнетают в среднюю часть колонны выше места ее отбора. Давление в колонне 4-15 бар. Установка для реализации способа включает блок частичной декомпрессии сырой нефти в виде закрытой камеры, содержащей в своей верхней части трубопровод для ввода жидкости для абсорбции газов. Кроме того, установка содержит перегонную колонну, оборудованную трубопроводом для загрузки сырой нефти после декомпрессии, и по крайней мере два трубопровода для вывода газов в головной части колонны и для вывода фракции сырой нефти ниже места подачи питания в колонну. Колонна в головной части соединена с системой для селективного разделения газообразной фракции с помощью выводящего трубопровода для отбора газообразной фракции из колонны. Кроме того, колонна оборудована трубопроводом для нагнетания жидких, большей частью С4- и С5-углеводородов, расположенным ниже места вывода указанной газообразной фракции из колонны. Система селективного разделения включает по крайней мере один реактор адсорбции-десорбции. В результате получают стабилизированную сырую нефть, из которой извлечено максимальное количество С4-С7-углеводородов. 2 с. и 26 з.п.ф-лы, 1 табл., 3 ил.
Description
Изобретение относится к способу стабилизации сырых нефтей при выходе из эксплуатационной скважины и установке для осуществления способа.
Под способом стабилизации сырой нефти понимают операцию, которая состоит в том, что доводят давление потока сырой нефти на выходе из буровой скважины, составляющее обычно 10-100 бар, до атмосферного давления, поддерживая упругость паров по Рейду, равную 0,69 бар при 38oC, определяемую согласно стандарту API D 323, и при ограничении потерь в атмосферу легких углеводородов, в частности углеводородов с более чем тремя атомами углерода (C3+), т. е. с 3-7 атомами углерода, обычно называемых C3-, C4-, C5-, C6- и C7-углеводородами. Разумеется, таким способом стремятся сделать максимальной добычу сырой нефти, пытаясь рекуперировать максимальное количество легких углеводородов с более чем тремя атомами углерода, но получая стабилизированную сырую нефть, которая не дегазирует или очень незначительно дегазирует.
В настоящее время для стабилизации сырой нефти на нефтепромысле используют способ, при котором осуществляют несколько мгновенных последовательных испарений. Речь идет о способе снижения давления в несколько стадий, что позволяет снижать давление сырой нефти, причем это снижение давления сопровождается, главным образом, не всегда контролируемой дегазацией наиболее легких углеводородов C3-, т.е. углеводородов с количеством атомов углерода три и менее или C3-, C2- и C1-углеводородов. Однако, путем последовательных мгновенных испарений невозможно дегазировать сырую нефть, ограничиваясь только углеводородами с тремя и менее атомами углерода, поскольку неизбежно увлекаются с газами углеводороды с более чем 3-мя атомами углерода, которые не рекуперируются, и углеводороды с тремя и менее атомами углерода остаются разбавленными в сырой нефти. Этот способ путем мгновенного испарения не позволяет селективно удалять углеводороды с тремя и менее атомами углерода из сырой нефти без того, чтобы к ним не присоединились другие продукты с более высоким числом атомов углерода.
Присутствие углеводородов с тремя и менее атомами углерода в стабилизированной сырой нефти делает ее более чувствительной к изменениям температуры и давление во время последующих операций, поскольку при этом углеводороды C3- могут дегазироваться несвоевременно.
Проблема дегазации сырой нефти, особенно во время хранения нефти или ее транспортировки либо на танкере, либо по трубопроводу, может стать источником многочисленных осложнений и особенно возможных аварий.
Задачей изобретения является получение сырой нефти, из которой максимально рекуперированы C4+ углеводороды, т.е. С4-C7-углеводороды, которые обычно неполностью рекуперируются известными способами и в которой упругость паров по Рейду является оптимальной для хранения или транспортировки нефти.
Объектом изобретения является таким образом способ стабилизации сырой нефти при выходе из буровой скважины, включающий одну стадию компрессии, состоящую в частичной дегазации сырой природной нефти и в декантации части воды, извлекаемой из месторождения, и стадию разделения, состоящую в перегонке под давлением сырой нефти, отличающийся тем, что на стадии декомпрессии испаряющиеся C4-C7-углеводороды абсорбируются в абсорбирующей жидкости, которая затем смешивается с названной дегазированной нефтью, а на стадии разделения полученную смесь вводят в среднюю часть перегонной колонны и разгоняют по меньшей мере на две фракции, из которых одна представляет собой газообразную фракцию из C1-C5-углеводородов, рекуперуруемую из головной части колонны, а другая представляет собой фракцию сырой стабилизированной нефти, рекуперируемую ниже места нагнетания сырой нефти в колонну.
Такой способ позволяет избежать любых проблем, связанных с сильным снижением давления сырой нефти, выходящей из скважины, если она вводится непосредственно внутрь колонны.
Операции дегазирования, абсорбции, смешивания и декантации производятся одновременно в одной и той же камере или в отдельных камерах, при этом абсорбирующую жидкость вводят противотоком газовому потоку для улавливания C4-C7-углеводородов, дегазированных во время декомпрессии сырой нефти.
На этой стадии декомпрессии абсорбирующая жидкость представляет собой углеводород из группы, включающей фракции от перегонки сырой стабилизированной нефти и сырую стабилизированную нефть, и снижают давление сырой нефти о степени декомпрессии, соответствующей соотношению давления на входе к давлению на выходе сырой нефти, которое составляет 1-7.
На второй стадии способа согласно изобретению перегонку осуществляют классическими методами, либо в тарельчатой колонне, либо в колонне с насадкой. Таким образом создают жидкую флегму в головной части колонны и восходящий поток паров в противотоке жидкой флегме из основания колонны.
Таким образом, часть колонны, расположенная выше места нагнетания сырой природной нефти, выполняет функцию отделения C1-C5-углеводородов от более тяжелых углеводородов. Часть колонны, расположенная ниже этого места нагнетания, выполняет функцию удаления C1- и C2-углеводородов и части C3-углеводородов из сырой нефти, что позволяет регулировать упругость паров сырой стабилизированной нефти.
Однако в противоположность известному способу вместо конденсации всей газообразной фракции перед ее повторным нагнетанием в головную часть колонны для создания флегмы, эту функцию разделяют на две фракции, из которых одна образована углеводородами с тремя и менее атомами углерода, другая представляет собой C4- и C5-углеводороды и часть C3-углеводородов. Только фракцию, содержащую C4- и C5-углеводороды, рекуперируют, затем конденсируют и, наконец, снова нагнетают в головную часть колонны. Такое селективное разделение на две фракции углеводородов, с тремя и менее атомами углерода и с C4 и C5 атомами, достигается в частности криогенным методом, методом адсорбции/десорбции, методом разделения газов с использованием мембраны и/или любым другим методом, позволяющим осуществить селективное разделение этих газов.
В первом варианте реализации способа согласно изобретению сырую природную нефть разгоняют на две фракции, на вышеназванную газообразную фракцию в головной части колонны и на фракцию сырой стабилизированной нефти в основании колонны, при этом часть сырой стабилизированной нефти испаряется, а затем снова нагнетается в основание колонны для создания восходящего потока пара.
Согласно второму варианту реализации способа согласно изобретению сырую природную нефть, подаваемую в перегонную колонну, разгоняют на по меньшей мере три фракции; газообразную фракцию из C1-C5-углеводородов, выводимую из головной части колонны, затем фракцию сырой стабилизированной нефти, выводимую из средней части колонны, и, наконец, тяжелую углеводородную фракцию, выводимую из основания колонны, которая образована большей частью из углеводородов по меньшей мере с 8-ю атомами углерода в молекуле.
В этой тяжелой фракции могут находиться более легкие C6- и C7-углеводороды.
В этом предпочтительном варианте газообразную фракцию фракционируют так, чтобы можно было создать в головной части колонны жидкую флегму из C4- и C5-углеводородов, содержащую немного C3-углеводородов.
Часть тяжелой фракции углеводородов испаряют, потом повторно нагнетают, т. е. рециркулируют в колонну с целью создания восходящего потока паров, необходимого для эффективного функционирования перегонкой колонны. Другую часть этой тяжелой фракции, извлекаемую из основания колонны, предпочтительно рециркулируют в качестве абсорбирующей жидкости на стадию снижения давления, в результате чего избегают всякого дополнительного расхода продукта, порождающего дополнительные дорогостоящие операции.
Для того, чтобы урегулировать упругость паров сырой стабилизированной нефти, в случае необходимости, можно испарять часть стабилизированной сырой нефти, которую снова нагнетают выше места ее отбора.
Что касается стадии перегонки, которой либо предшествует, либо не предшествует стадия снижения давления сырой природной нефти, минимальное давление внутри перегонкой колонны выбирают таким образом, чтобы избежать достижения температуры ниже 0oC в головной части колонны. Внутреннее давление в колонне обычно составляет 4-15 бар.
Другим предметом изобретения является установка для осуществления вышеназванного способа. Эта установка отличается тем, что она включает блок частичной декомпрессии сырой природной нефти, образованный закрытой камерой, содержащей в своей верхней части трубопровод для ввода абсорбирующей газы жидкости, и перегонную колонну, имеющую трубопровод для ввода загрузки сырой перегоняемой нефти после декомпрессии, и по крайней мере два трубопровода для вывода газообразной углеводородной фракции из головной части колонны и для вывода фракции сырой нефти ниже места нагнетания сырой нефти в колонну.
Перегонная колонна в головной части соединена по крайней мере с одной системой для селективного разделения трубопроводом для отбора газообразной фракции и трубопроводом для нагнетания жидких углеводородов, большей частью C4-C5-углеводородов, расположенным ниже места отбора вышеуказанной газообразной фракции из колонны.
Система селективного разделения предпочтительно включает по крайней мере один селективный сепаратор газообразных углеводородов, выбираемый из группы сепараторов, включающей криогенные устройства, реакторы адсорбции/десорбции, сепараторы с селективными мембранами и, по крайней мере, один конденсатор газ/жидкость.
Предпочтительная согласно изобретению система селективного разделения включает, по крайней мере, один реактор адсорбции/десорбции, заполненный, по крайней мере, одним адсорбентом, выбираемым из группы, включающей активные угли, шерстяные остатки и молекулярные сита.
В особом варианте реализации установки согласно изобретению система включает, по крайней мере, два реактора с активным углем, функционирующие альтернативно для непрерывного осуществления процесса адсорбции/десорбции газов, в качестве селективного реактора-адсорбера газов или в качестве реактора-десорбера. Для ускорения десорбции струю пара направляют на активный уголь, что вызывает необходимость дополнительной стадии его высушивания. Так как общее время десорбции газов и высушивания активного угля самое большее равно времени адсорбции газов, то операции десорбции и высушивания в первом реакторе легко осуществляются в то время, когда газы адсорбируются на активном угле второго реактора.
С целью удавления всяких следов C3 - углеводородов из рециркулируемых в головную часть колонны углеводородов, предпочтительно ниже вышеуказанного селективного сепаратора в системе, по которой циркулирует C4- и C5-углеводороды, помещают так называемый депропанизатор для приведения в соответствие качества рециркуляции с потребностями процесса.
Согласно изобретению, блок для частичного снижения давления сырой природной нефти образован камерой в форме яйцевидной емкости, содержащей в своей верхней части перегонную миниколонну с по меньшей мере двумя теоретическими тарелками, причем вышеуказанная емкость имеет трубопровод для подачи сырой природной нефти, трубопровод для удаления декантированной в ее нижней части воды, трубопровод для удаления сырой нефти после декомпрессии, к которой добавлена содержащая C4-C7-углеводороды абсорбирующая жидкость, трубопровод для удаления легких углеводородов, в основном, C1- и C2-углеводородов, из верхней части мини-колонны, и трубопровод для ввода абсорбирующей жидкости.
Согласно другому варианту реализации установки, блок для частичного снижения давления сырой природной нефти можно заменить системой частичного снижения давления, включающей устройство, характеризующееся тем, что оно содержит перед перегонной колонной систему для частичного снижения давления сырой природной нефти, которая образована камерой для снижения давления природной нефти, соединенной трубопроводом для удаления газов с колонной для разделения/адсорбции дегазированных C1-C7 - углеводородов, включающей трубопровод для выводы C1-C3-углеводородов, трубопровод для ввода абсорирующей жидкости и трубопровод для вывода содержащей C4-C7-углеводороды абсорбирующей жидкости; и трубопроводом для удаления сырой нефти, давление которой снижено, с камерой смешения/декантации, включающей трубопровод для подачи содержащей C4-C7-углеводороды абсорбирующей жидкости, трубопровод для вывода декантированной воды и трубопровод для вывода перегоняемой смеси сырая нефть - абсорбирующая жидкость.
В первом варианте реализации установки трубопровод для отбора сырой стабилизированной нефти расположен в основании колонны. Перегонная колонна тогда соединяется в основании колонны с системой для рециркуляции части сырой стабилизированной нефти, снабженной ребойлером, с помощью трубопровода для отбора сырой стабилизированной нефти и трубопроводов для нагнетания сырой испаренной нефти, расположенного выше вышеуказанного трубопровода для отбора.
Во втором варианте реализации установки согласно изобретению перегонная колонна включает по крайней мере три трубопровода для отбора: один для газовой фракции из головной части колонны, один для сырой стабилизированной нефти из средней части колонны и, наконец, один для тяжелой углеводородной фракции из основания колонны. В этом предпочтительном варианте установки трубопровод для вывода вышеуказанной тяжелой фракции связан с трубопроводом для ввода абсорбирующей жидкости в камеру блока для снижения давления с целью рециркуляции тяжелой фракции углеводородов в качестве абсорбирующей жидкости.
В случае этого предпочтительного варианта установки согласно изобретению перегонная колонна в своей головной части связана с системой селективного разделения газовой фракции с помощью трубопроводов для отбора и нагнетания, описанных выше, и в основании колонны - с системой рециркуляции, включающей ребойлер, с помощью трубопровода для отбора вышеуказанной тяжелой фракции и трубопровода для нагнетания (подачи), расположенного выше этой точки (места) отбора.
В случае необходимости колонну в ее средней части можно связывать с системой рециркуляции сырой стабилизированной нефти, снабженной ребойлером, с помощью второго трубопровода для отбора, расположенного на том же уровне, что и трубопровод для отбора сырой стабилизированной нефти, и с помощью трубопровода для нагнетания сырой испаренной нефти, расположенного выше этого, так называемого, второго трубопровода для отбора. Эта рециркуляция сырой стабилизированной испаренной нефти позволяет повышать экономичность способа стабилизации согласно изобретению. Эта рециркуляция имеет следствием нагревание загрузки из смеси сырая нефть/ абсорбирующая жидкость, вводимой в колонну. В предпочтительном варианте реализации согласно изобретению с целью ограничения расхода энергии на испарение тяжелой фракции в ребойлере системы рециркуляции тарелки или насадку, находящиеся в средней части колонны, выше пункта отбора сырой стабилизированной нефти, предпочтительно заменять устройством для массообмена и теплообмена, которое выполняет такую же функцию разделения, как и тарелки или насадка, но которое, кроме того, позволяет подогревать загрузку в колонне.
При этом варианте реализации изобретения установка, кроме того, включает по крайней мере два теплообменника, причем первый расположен на трубопроводе для подачи абсорбирующей жидкости в камеру снижения давления в целях максимального охлаждения, а второй находится на трубопроводе для удаления сырой стабилизированной нефти для доведения этой последней до требующейся для хранения температуры.
Способ согласно изобретению, также как установку для его осуществления, будет легко применить и для обработки конденсатных месторождений, которые в сущности представляют собой газовые месторождения (залежи), содержащие C1-C4-углеводороды. В случае этих месторождений не стремятся к стабилизации флюидов, а стремятся к рекуперации жидких конденсатов из C4-C8-углеводородов. Разумеется, в способе, представляющем собой комбинацию стадии снижения давления со стадией перегонки, углеводородную фракцию, перегоняющуюся при 200 - 300oC, предпочтительно газойль, будут вводить в перегоняемые флюиды и рециркулировать в качестве адсорбирующей жидкости.
На фиг. 1 представлена первая установка согласно изобретению.
На фиг. 2 представлена система селективного разделения установки.
На фиг. 3 представлена вторая установка согласно изобретению.
Приведенная на фиг.1 установка включает блок снижения давления (1) сырой природной нефти, поступающей по трубопроводу (3) и перегонную колонну (2) такого размера, чтобы она могла содержать 10-30 теоретических тарелок, связанную с блоком (1) с помощью трубопровода (7). Блок (1) представляет собой закрытую камеру, которая образована емкостью (баллоном) (1а), над которой возвышается мини-колонна (1б) с габаритами, позволяющими включать по крайней мере две теоретические тарелки.
Сырая природная нефть при регулировании давления посредством вентиля (4) и поступающая в емкость (1а) по трубопроводу (3) подвергается декомпрессии (процессу снижения давления). Под действием декомпрессии часть C4-C7-углеводородов испаряется и увлекается в мини-колонну (1б), где эти углеводороды разделяются. Часть C4-C7-углеводородов возвращается таким образом в емкость (1а). Для рекуперации полностью C4-C7-углеводородов углеводородную жидкость, называемую абсорбирущей жидкостью, устойчивую при давлении и температуре камеры (1), нагнетают противотоком к газовому потоку вблизи места удаления неконденсирующихся C1-C2-углеводородов по трубопроводу (6) в головную часть мини-колонны по трубопроводу (8). Возвращаясь в емкость (1а), абсорбирующая жидкость смешивается с сырой нефтью и недекантированной пластовой водой, причем всю совокупность удаляют из камеры (1) по трубопроводу (7). Отстоявшуюся в емкости (1а) воду удаляют по трубопроводу (5).
При выходе из камеры (1) смесь вода/сырая нефть/абсорбирующая жидкость может проходить через теплообменник (27), позволяющий снижать температуру смеси до ее поступления в перегонную колонну (2). Фракцию из C1-C5-углеводородов удаляют из головной части колонны по трубопроводу (11), затем направляют в блок селективного разделения (13), который позволяет рекуперировать все сконденсировавшиеся C4- и C5-углеводороды и часть C3-углеводородов, которые направляют в буферную емкость (16) по трубопроводу (15), а затем снова нагнетают в головную часть колонны по трубопроводу (18), чтобы создавать жидкую флегму в этой последней. Вентиль, расположенный в трубопроводе (11), позволяет регулировать внутреннее давление в перегонной колоне (2). Параллельно C1-C2- углеводороды и остаток C3-углеводородов, которые нерекуперированы удаляют из блока для разделения (13) по трубопроводу (14), например, для сжигания в виде факела.
Из средней части колонны (2) по трубопроводу для отбора (9) удаляют стабилизированную сырую нефть, затем ее температуру понижают за счет ее пропускания через теплообменник (10) для возврата ее к приемлемой для ее хранения температуре. Однако, для урегулирования упругости парой сырой стабилизированной нефти, осуществляют второй отбор сырой стабилизированной нефти на том же уровне, что и предыдущий, по трубопроводу (24). Нефть проходит через ребойлер (25), в котором она частично испаряется, перед тем, как ее снова нагнетают в колонну (2), выше точки ее отбора, по трубопроводу (26). Циклическая закачка (нагнетание вновь) сырой, частично испаренной нефти, позволяет достигать наилучшего разделения с легкими C1- и C2-углеводородами способными еще удерживаться в ней. Из основания колонны по трубопроводу (12) удаляют тяжелую фракцию углеводородов, затем направляют в ребойлер (19), чтобы там ее частично испарить. Углеводородные пары подвергают циклической закачке в колонну (2) по трубопроводу (20), тогда как термически стабильную тяжелую фракцию рекуперируют по трубопроводу (21) и рециркулируют в качестве абсорбирующей жидкости с мини-колонну (1б) камеры (1) через теплообменник (22), насос (23) и трубопровод (8). Это частичное испарение вышеуказанной фракции позволяет получать фракцию стабилизированной сырой нефти, вполне соответствующего состава.
На фиг. 2 представлен блок разделения, включающий три реактора (13а), (13б) и (13с), заполненных активным углем, причем каждый из них соответствует различной стадии обработки.
Так, реактор (13а) соответствует стадии адсорбции C1-C5-углеводородов, извлеченных из перегонной колонны (1) по трубопроводу (11); реактор (13б) соответствует стадии десорбции паром уловленных активным углем углеводородов и реактор (13с) соответствует стадии высушивания активного угля с помощью сухих газообразных углеводородов, не улавливаемых перед этим активным углем, т.е. C1- и C2-углеводородов.
Во время адсорбции углеводородов они поступают в реактор (13а) по трубопроводу (11); вентили, расположенные на других линиях доступа к этому трубопроводу, (11б) и (11с), закрыты. Только углеводороды с более чем тремя атомами углерода, предпочтительно C5-углеводороды, затем C4- углеводороды и, наконец, частично C3-углеводороды, улавливаются активным углем, тогда как газообразные C1- и C2-углеводороды, неулавливаемые активным углем, удаляются по трубопроводу (31а) для возврата в трубопровод (31) и рециркуляции после подогрева в теплообменнике (32) для высушивания активного угля в реакторе (13с) по трубопроводу (33с), причем вентили трубопроводов (линий) (33а) и (33б), дающие доступ к реакторам (13а) и (13б), закрыты.
В процессе десорбции по трубопроводу (30) подается пар, генерируемый, например, паровым котлом, на активный уголь реактора (13б) по трубопроводу (30б), причем вентили трубопроводов (30а) и (30б), дающие доступ к реакторам (13а) и (13б), закрыты. Под действием пара абсорбированные углеводороды десорбируются, предпочтительно C3-углеводороды, затем C4-углеводороды и, наконец, C5-углеводороды, и по линии (15б) направляются в трубопровод (15). Они проходят через конденсатор (34), затем вводятся в емкость для декантации (36), откуда конденсаты удаляются по трубопроводу (35) к блоку обработки вод. Остаточные C1- и C2-углеводороды направляются по трубопроводу (14') к трубопроводу (14), который ведет к факелу, а также углеводороды с более чем тремя атомами углерода возвращаются по трубопроводу (17) в буферную емкость (16). Вентили трубопроводов (1б) и (13б) закрыты.
Для высушивания активного угля в реакторе (13с) сухие рециркулируемые газообразные углеводороды, поступающие в реактор (13с) по трубопроводу (33с), удаляют по трубопроводу (14с), причем вентили трубопроводов (15с) и (31с) закрыты. Их направляют по трубопроводу (14) для сожжения в факеле.
Когда стадия адсорбции в реакторе (13а) заканчивается, причем она обычно наиболее продолжительная, начинается стадия десорбции углеводородов. В тот же самый момент в реакторе (13б) начинается высушивание активного угля, а в реакторе (13с) начинается адсорбция газообразных углеводородов, происходящих из перегонной колонны (2). Для этого процесса адсорбции/десорбции достаточно переключить стадии в реакторах, чтобы понять, как процесс функционирует непрерывно.
Установка на фиг. 3 включает систему снижения давления (декомпрессии), содержащую камеру частичной декомпрессии (31), связанную, с одной стороны, с трубопроводом (3) для подачи сырой природной нефти и, с другой стороны, с колонной для разделения-абсорбции (35) дегазированных C1-C7-углеводородов и с камерой смешения/декантации (38), причем вышеуказанная колонна (35) сама соединена также с камерой (38); и перегонную колонну (2).
Сырая природная нефть, поступающая по трубопроводу (3), подвергается процессу снижения давления в камере частичной декомпрессии (31). C4-C7-углеводороды испаряются и вместе с легкими C1-C3-углеводородами удаляются по трубопроводу для вывода в колонну разделения-абсорбции (35), проходя через теплообменник (33а) и вентиль (33б). Из вышеуказанной колонны (35) C1-C3-углеводороды удаляются по трубопроводу для вывода (36), абсорбирующая жидкость вводится в колонну по трубопроводу для ввода (48) и, наконец, содержащая рекуперированные C4-C7-углеводороды абсорбирующая жидкость удаляется по выводящему трубопроводу (37), связанному с трубопроводом для ввода в камеру смешения/декантации (38).
Сырая нефть с частично сниженным давлением из камеры (31) по трубопроводу (32) направляется в камеру смешения/декантации (38), где она смешивается с содержащей C4-C7-углеводороды абсорбирующей жидкостью, затем удаляется по трубопроводу (7).
Природную декантированную воду удаляют по трубопроводу (34) из камеры (31) и по трубопроводу (39) из камеры (38).
При выходе из камеры (38) смесь вода/сырая нефть/абсорбирующая жидкость проходит через теплообменник (27) для снижения температуры смеси пред введением ее в колонну (2).
Фракцию C1-C5-углеводородов удаляют из головной части колонны по трубопроводу (11), затем направляют в блок селективного разделения (13), включающий трубопровод (14) для удаления C1-C3-углеводородов и трубопровод (15), возвращающий сконденсировавшиеся C4- и C5-углеводороды, содержащие еще C3-углеводороды, в депропанизатор (45). Большую часть очищенных C4- и C5-углеводородов снова нагнетают в головную часть колонны по трубопроводам (49), затем (18).
Депропанизатор, функционирующий как перегонная колонна, включает систему для кипячения (трубопровод 50, ребойлер 50а) в нижней части депропанизатора и систему рециркуляции, связанную трубопроводами (46) и (47а) с головной частью депропанизатора, включающую воздушный холодильник (46а).
Стабилизированную сырую нефть рекуперируют из основания колонны (2) по трубопроводу (28), связанному, с одной стороны, с системой для кипячения по трубопроводу (40), включающей ребойлер (40а).
Часть сырой стабилизированной нефти из трубопровода (28) подвергается декомпрессии с помощью вентиля (42), вызывающего частичное испарение C3-C8-углеводородов, затем она направляется в камеру (43), где паровые и жидкие фазы разделяются. Паровая фаза, возвращаемая по трубопроводу (41б), соединяется с сырой стабилизированной нефтью, непосредственно рекуперируемой из основания колонны (2) по трубопроводам (28), затем (41а), для удаления по трубопроводу (41).
Другую часть сырой стабилизированной нефти, удаляемой из камеры (43) по трубопроводу (44), рециркулируют в колонну (35) в качестве абсорбирующей жидкости. Она может быть частично нагружена C2-C4-углеводородами, поступающими из депропанизатора (45) по трубопроводу (47б).
В этой установке согласно фиг. 3 использование депропанизатора (45) особенно предпочтительно, так как только представляющие интерес углеводороды возвращаются в перегонную колонну (2) и так как он позволяет, кроме того, ограничивать габариты блока для селективного разделения. Сверх того, этот депропанизатор (45) вносит хорошую гибкость, позволяющую получать либо только сырую нефть, либо одновременно сжиженные газы и сырую нефть.
Для того, чтобы подтвердить рабочие характеристики способа согласно изобретению, ниже приводится пример, не ограничивающий объема охраны изобретения.
Пример. Целью настоящего примера является сравнение рабочих характеристик способа согласно изобретению с таковыми способа уровня техники.
Для осуществления способа уровня техники на выходе из эксплуатационной скважины устанавливают системы по крайней мере из трех емкостей мгновенного разгазирования, позволяющую снижать давление сырой природной нефти, с отводами паров декомпрессии, нагруженными главным образом такими газами, как азот, диоксид углерода и C1- и C2- углеводороды, из первой емкости, более тяжелые углеводороды из других емкостей. Если берут частный случай месторождения Palancd, то сырая нефть природная выходит под давлением 40 бар, при температуре около 48oC и с дебитом около 350 т/ч (тонн/час). В первой емкости для снижения давления давление доводится до 27 бар, испаренные газы удаляются из емкости, затем подаются для сжигания в факеле, тогда как подвергнутая декомпрессия сырая нефть направляется во вторую емкость для снижения давления. В этой второй емкости сырая нефть подвергается декомпрессии с 27 бар до 6 бар; как и указано выше, испаренные газы направляются в факел, а сырая нефть, подвергнутая декомпрессия, направляется в третью, и последнюю, емкость, в которой ее давление доводится до 1,2 бара.
В случае настоящего изобретения сырая природная нефть, поступающая в камеру (1), подвергается декомпрессии с 40 до 27 бар. При этом только одни газообразные C1- и C2-углеводороды испаряются и удаляются для сжигания в факеле, с дебитом 37 т/ч. Сырая нефть, к которой добавлена содержащая C3-, C4- и C5-углеводороды абсорбирующая жидкость, удаляется из камеры (1) с дебитом 382 т/ч и с температурой 48oC. Ее охлаждают до 40oC в теплообменнике (8), затем вводят в перегонную колонну. Стабилизированную сырую нефть получают с температурой 117oC, с атмосферным давлением и с дебитом 293 т/ч по трубопроводу (9), выходящему из колонны. Упругость паров по Рейду рециркулята в средней части колонны равна 0,69 бара при 38oС и давление в колонне составляет 8,5 бар.
В нижеприведенной таблице представлены степени рекуперации C4-C7-испаряемых углеводородов для способа стабилизации согласно уровню техники (A) и способа стабилизации согласно изобретению (X).
Констатируют, что степени рекуперации углеводородных соединений согласно настоящему изобретению намного выше таковых для уровня техники. Рекуперируется почти все количество валоризуемых углеводородов с более чем тремя атомами углерода при упругости паров по Рейду, равной 0,69 бара.
Claims (28)
1. Способ стабилизации сырой природной нефти при выходе из буровой скважины, включающий одну стадию декомпрессии (снижения давления), состоящую в ее частичной дегазации и в декантации части воды, извлекаемой из месторождения, и стадию разделения, состоящую в перегонке под давлением вышеуказанной сырой нефти, отличающийся тем, что на стадии декомпрессии испаряющиеся углеводороды C4-C7 абсорбируются в абсорбирующей жидкости, которая затем перемешивается с названной дегазированной нефтью, и тем, что на стадии разделения названную смесь вводят в среднюю часть перегонной колонны и разгоняют по крайней мере на две фракции, из которых одна фракция представляет собой газообразную фракцию из C1-C5-углеводородов, рекуперируемую из головной части колонны, а другая представляет собой фракцию сырой стабилизированной нефти, рекуперируемую ниже места нагнетания сырой природной нефти в колонну.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что операции дегазации, абсорбции, смешения и декантации осуществляют одновременно в одной и той же камере или в отдельных камерах.
3. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что абсорбирующую жидкость вводят противотоком газовому потоку для улавливания C4-C7-углеводородов, дегазированных во время декомпрессии сырой природной нефти.
4. Способ по пп. 1-3, отличающийся тем, что абсорбирующая жидкость представляет собой углеводород из группы, включающей фракции от перегонки сырой стабилизированной нефти или сырую стабилизированную нефть.
5. Способ по пп. 1-4, отличающийся тем, что сырую природную нефть подвергают декомпрессии так, чтобы уменьшить давление до степени декомпрессии 1-7.
6. Способ по пп. 1-5, отличающийся тем, что газообразную фракцию селективно разделяют на две фракции, причем одна образована легкими углеводородами C1-C3, а другая представляет собой C4-, C5-углеводороды и часть C3-углеводородов.
7. Способ по пп. 1-6, отличающийся тем, что только одну фракцию, содержащую C4- и C5- углеводороды, рекуперируют, затем конденсируют и снова нагнетают в головную часть колонны.
8. Способ по пп. 1-7, отличающийся тем, что селективного разделения газообразной фракции достигают согласно способу, выбираемому из группы, включающей криогенный метод, адсорбцию/десорбцию этих газов, разделение газов при использовании мембраны.
9. Способ по пп. 1-8, отличающийся тем, что фракцию, содержащую C3-C5-углеводороды, депропанизируют.
10. Способ пп. 1-9, отличающийся тем, что сырую природную нефть разгоняют на две фракции, представляющие вышеуказанную газообразную фракцию в головной части колонны и фракцию сырой стабилизированной нефти в основании колонны, причем часть фракции сырой стабилизированной нефти испаряют, затем снова нагнетают в основание колонны.
11. Способ пп. 1-9, отличающийся тем, что сырую природную нефть, подаваемую в перегонную колонну, разгоняют на три фракции: газообразную фракцию из C1-C5-углеводородов, выводимую из головной части колонны, затем фракцию сырой стабилизированной нефти, удаляемую из средней части колонны, и, наконец, тяжелую углеводородную фракцию, удаляемую из основания колонны, которая образована большей частью из углеводородов по крайней мере с 8 атомами углерода в молекуле.
12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что одну часть вышеуказанной тяжелой фракции рециркулируют в качестве адсорбирующей жидкости в стадию декомпрессий, а другую часть испаряют, затем снова нагнетают в основание колонны.
13. Способ по пп. 11 и 12, отличающийся тем, что часть фракции сырой стабилизированной нефти испаряют и снова нагнетают в среднюю часть колонны выше места ее отбора.
14. Способ по пп. 11-13, отличающийся тем, что давление внутри перегонной колонны составляет 4-15 бар.
15. Установка для реализации способа по пп. 1-14, отличающаяся тем, что она включает блок частичной декомпрессии (1) сырой природной нефти, образованный закрытой камерой, содержащей в своей верхней части трубопровод для ввода (8) абсорбирующей газы жидкости и перегонную колонну (2), имеющую трубопровод для ввода (7) загрузки сырой перегоняемой нефти после декомпрессии, и по крайней мере два трубопровода для вывода газообразной углеводородной фракции из головной части колонны (11) и для вывода фракции сырой нефти (9) ниже места нагнетания сырой нефти в колонну.
16. Установка по п. 15, отличающаяся тем, что колонна в головной части соединена по крайней мере с одной системой для селективного разделения (13) выводящим трубопроводом (11) для отбора газообразной фракции и трубопроводом для нагнетания жидких углеводородов (18), большей частью C4- и C5- углеводородов, расположенным ниже места вывода вышеуказанной газообразной фракции из колонны.
17. Установка по пп. 15-19, отличающаяся тем, что система селективного разделения включает по крайней мере один селективный сепаратор газообразных углеводородов (13а, или 13б, или 13с), выбираемый в группе сепараторов, включающей криогенные группы, реакторы адсорбции/десорбции, сепараторы с селективными мембранами и по крайней мере один газожидкостной конденсатор.
18. Установка по п. 17, отличающаяся тем, что система селективного разделения включает по крайней мере один реактор адсорбции/десорбции (13а, или 13б, или 13с), заполненный по крайней мере одним абсорбентом, выбираемым из группы, включающей активные угли, шерстяные остатки и молекулярные сита.
19. Установка по пп. 17 и 18, отличающаяся тем, что система селективного разделения включает по крайней мере два реактора с активным углем (13а, 13б или 13с), функционирующих альтернативно для осуществления непрерывно стадий адсорбции и десорбции углеводородов.
20. Установка по пп. 16-19, отличающаяся тем, что она включает до вышеуказанной системы селективного разделения по крайней мере один депропанизатор.
21. Установка по пп. 15-20, отличающаяся тем, что блок частичной декомпрессии (1) сырой природной нефти образован закрытой камерой в форме яйцевидного баллона (1а), содержащего в своей верхней части отросток (1б), сравнимый с перегонной миниколонной, по крайней мере с двумя теоретическими тарелками, причем вышеуказанная камера включает трубопровод для подачи сырой природной нефти (3), трубопровод для удаления декантированной воды (5) в своей нижней части, трубопровод для вывода (7) сырой подвергнутой декомпрессии нефти, к которой добавлена содержащая C4-C7-углеводороды абсорбирующая жидкость, и трубопровод для удаления (6) легких C1- и C2-углеводородов у верхнего конца отростка и трубопровод для ввода (8) абсорбирующей жидкости.
22. Установка по пп. 15-20, отличающаяся тем, что блок декомпрессии содержит систему частичной декомпрессии сырой природной нефти, включающую камеру для декомпрессии (31) сырой природной нефти, связанную с помощью трубопровода для удаления газов (33) с колонной для разделения-абсорбции (35) дегазированных C1-C7-углеводородов, включающей трубопровод для вывода газов (36), трубопровод для ввода абсорбирующей жидкости (48) и трубопровод для вывода абсорбирующей жидкости, содержащей C4-C7-углеводороды (37), и с помощью трубопровода для удаления сырой подвергнутой декомпрессии нефти (32) с камерой смешения/декантации (38), включающей трубопровод для подачи содержащей C4-C7-углеводороды абсорбирующей жидкости (37), трубопровод для вывода декантированной воды (39) и трубопровод для вывода (7) перегоняемой смеси сырая нефть/абсорбирующая жидкость.
23. Установка по пп. 15-22, отличающаяся тем, что трубопровод для отбора сырой стабилизированной нефти (9) расположен в основании колонны.
24. Установка по п. 23, отличающаяся тем, что перегонная колонна (2) соединена в своем основании с системой рециркуляции части сырой стабилизированной нефти, снабженной, ребойлером, с помощью трубопровода для отбора сырой стабилизированной нефти (9) и трубопровода для нагнетания испаренной сырой нефти, расположенного выше вышеуказанного трубопровода для отбора.
25. Установка по пп. 15-22, отличающаяся тем, что перегонная колонна включает по крайней мере три выводящих трубопровода: первый (11) для отбора газовой фракции из головной части колонны, второй (9) для отбора фракции стабилизированной сырой нефти из средней части колонны и третий (12) для отбора тяжелой углеводородной фракции из основания колонны.
26. Установка по п. 25, отличающаяся тем, что трубопровод для вывода (12) тяжелой углеводородной фракции, расположенный в основании колонны (2), связан, с одной, стороны, с трубопроводом для подачи (8) абсорбирующей жидкости в камеру (1) блока декомпрессии и, с другой стороны, с системой рециркуляции части названной тяжелой фракции, включающей ребойлер (19) и трубопровод для ее нагнетания (20) в колонну (2), расположенный выше места отбора (24).
27. Установка по пп. 25 и 26, отличающаяся тем, что колонна (2) в своей средней части связана по крайней мере с одной системой рециркуляции части сырой стабилизированной нефти, снабженной ребойлером (25), с помощью второго трубопровода для отбора (24), расположенного на том же уровне, что и трубопровод для отбора (9) сырой стабилизированной нефти, и с помощью трубопровода для нагнетания (26) сырой испаренной нефти, расположенного выше этого так называемого второго трубопровода для отбора (24).
28. Установка по пп. 25-27, отличающаяся тем, что она включает по крайней мере два теплообменника, причем первый (22) расположен предпочтительно на трубопроводе (21), по которому подается абсорбирующая жидкость в камеру, а второй (10) расположен предпочтительно на трубопроводе для удаления сырой стабилизированной нефти.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR9309459 | 1993-07-30 | ||
| FR9309459A FR2708663B1 (fr) | 1993-07-30 | 1993-07-30 | Procédé de stabilisation des pétroles bruts à la sortie du puits d'extraction et son dispositif de mise en Óoeuvre. |
| PCT/FR1994/000950 WO1995004116A1 (fr) | 1993-07-30 | 1994-07-28 | Procede de stabilisation des petroles bruts a la sortie du puits d'extraction et son dispositif de mise en ×uvre |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU95108236A RU95108236A (ru) | 1996-12-10 |
| RU2135545C1 true RU2135545C1 (ru) | 1999-08-27 |
Family
ID=9449836
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU95108236A RU2135545C1 (ru) | 1993-07-30 | 1994-07-28 | Способ стабилизации сырой природной нефти при выходе из буровой скважины и установка для его осуществления |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5645692A (ru) |
| EP (1) | EP0662997B1 (ru) |
| AT (1) | ATE174950T1 (ru) |
| DE (1) | DE69415488D1 (ru) |
| FR (1) | FR2708663B1 (ru) |
| NO (1) | NO309196B1 (ru) |
| OA (1) | OA10141A (ru) |
| RU (1) | RU2135545C1 (ru) |
| WO (1) | WO1995004116A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2650247C1 (ru) * | 2017-09-28 | 2018-04-11 | Андрей Владиславович Курочкин | Система подготовки и транспортировки высоковязкой нефти (варианты) |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| MY163988A (en) | 2009-09-01 | 2017-11-15 | Ngltech Sdn Bhd | Slug suppressor apparatus and crude oil stabilization assembly and process therefor |
| US20140001097A1 (en) * | 2011-03-18 | 2014-01-02 | Ngltech Sdn. Bhd. | Process for the recovery of crude |
| RU2465304C1 (ru) * | 2011-08-12 | 2012-10-27 | Виктор Александрович Крюков | Способ стабилизации газонасыщенной нефти |
| RU2553734C1 (ru) * | 2014-10-07 | 2015-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ подготовки нефти |
| US10287509B2 (en) | 2016-07-07 | 2019-05-14 | Hellervik Oilfield Technologies LLC | Oil conditioning unit and process |
| CA3173974A1 (en) * | 2021-02-08 | 2022-08-11 | Pioneer Energy, Inc | System and method for oil production equipment that minimizes total emissions |
| US11725152B2 (en) | 2021-06-02 | 2023-08-15 | Maze Environmental Llc | System and method of reducing emissions and increasing swell in an oil conditioning process |
| US20230347263A1 (en) * | 2022-04-28 | 2023-11-02 | Bell Engineering, Inc. | Oil Vacuum Stabilizer |
| US11878260B1 (en) * | 2022-07-30 | 2024-01-23 | Chevron U.S.A. Inc. | Three phase separation in a distillation column |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB728234A (en) * | 1951-08-25 | 1955-04-13 | Lummus Co | Improvements in or relating to petroleum distillation |
| US3091586A (en) * | 1959-12-15 | 1963-05-28 | Exxon Research Engineering Co | Hydrofining of shale oil |
| US3320159A (en) * | 1964-06-08 | 1967-05-16 | Phillips Petroleum Co | Controlling reflux in a distillation process |
| US3297566A (en) * | 1964-10-01 | 1967-01-10 | Phillips Petroleum Co | Gas oil reflux controller |
| US3819511A (en) * | 1973-03-12 | 1974-06-25 | Mobil Oil Corp | Distilling a crude oil |
| US4406743A (en) * | 1981-06-15 | 1983-09-27 | Phillips Petroleum Company | Fractionation column for reclaiming used lubricating oil |
| US4673490A (en) * | 1985-08-23 | 1987-06-16 | Fluor Corporation | Process for separating crude oil components |
| FR2680200B1 (fr) * | 1991-08-08 | 1993-10-29 | Institut Francais Petrole | Procede de fractionnement d'huile et de gaz sur un effluent de gisement petrolier. |
-
1993
- 1993-07-30 FR FR9309459A patent/FR2708663B1/fr not_active Expired - Lifetime
-
1994
- 1994-07-28 EP EP94923753A patent/EP0662997B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 1994-07-28 US US08/406,908 patent/US5645692A/en not_active Expired - Lifetime
- 1994-07-28 RU RU95108236A patent/RU2135545C1/ru active
- 1994-07-28 DE DE69415488T patent/DE69415488D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1994-07-28 WO PCT/FR1994/000950 patent/WO1995004116A1/fr active IP Right Grant
- 1994-07-28 AT AT94923753T patent/ATE174950T1/de not_active IP Right Cessation
-
1995
- 1995-03-28 OA OA60631A patent/OA10141A/fr unknown
- 1995-03-28 NO NO951186A patent/NO309196B1/no not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2650247C1 (ru) * | 2017-09-28 | 2018-04-11 | Андрей Владиславович Курочкин | Система подготовки и транспортировки высоковязкой нефти (варианты) |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP0662997A1 (fr) | 1995-07-19 |
| WO1995004116A1 (fr) | 1995-02-09 |
| RU95108236A (ru) | 1996-12-10 |
| NO951186L (no) | 1995-03-28 |
| ATE174950T1 (de) | 1999-01-15 |
| FR2708663A1 (fr) | 1995-02-10 |
| DE69415488D1 (de) | 1999-02-04 |
| OA10141A (fr) | 1996-12-18 |
| NO309196B1 (no) | 2000-12-27 |
| FR2708663B1 (fr) | 1995-10-20 |
| US5645692A (en) | 1997-07-08 |
| EP0662997B1 (fr) | 1998-12-23 |
| NO951186D0 (no) | 1995-03-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110420536B (zh) | 罐顶VOCs回收及氮气再利用系统及方法 | |
| US5345771A (en) | Process for recovering condensable compounds from inert gas-condensable compound vapor mixtures | |
| US4351732A (en) | Dehydration of ethanol | |
| RU2634711C2 (ru) | Способ удаления тяжелых углеводородов | |
| US5346537A (en) | Method and system for controlling emissions from glycol dehydrators | |
| DK176585B1 (da) | Fremgangsmåde til stripning af en gas ved afköling i nærvær af methanol | |
| US5520724A (en) | Process for the recovery of low molecular weight C2+ hydrocarbons from a cracking gas | |
| JP4347921B2 (ja) | ガスを冷却および溶媒との接触により処理する方法と装置 | |
| AU2010355553B2 (en) | Method and apparatus for the purification of carbon dioxide using liquide carbon dioxide | |
| CN1218711A (zh) | 从工业气体中除去二氧化碳和硫化合物的方法 | |
| RU2014343C1 (ru) | Способ выделения жидких углеводородов и установка для его осуществления | |
| RU2135545C1 (ru) | Способ стабилизации сырой природной нефти при выходе из буровой скважины и установка для его осуществления | |
| NO980242L (no) | Dampgjenvinningssystem | |
| US5076822A (en) | Vapor recovery system | |
| RU2715636C1 (ru) | Способ криогенного разделения сырьевого потока, содержащего метан и газы воздуха, устройство для производства биометана путем очистки биогазов, полученных из хранилищ безопасных отходов (nhwsf), обеспечивающее осуществление способа | |
| RU2613914C9 (ru) | Способ переработки природного углеводородного газа | |
| RU2536511C2 (ru) | Способ и установка для удаления воды из природного газа или промышленных газов с использованием физических растворителей | |
| US4101297A (en) | Process for recovering a solvent vapor | |
| RU2100336C1 (ru) | Способ извлечения алкена | |
| US6486375B1 (en) | Process for recovering hydrocarbons from inert gas-hydrocarbon vapor mixtures | |
| US5144807A (en) | Vapor treatment facilities for petroleum storage tank cleaning | |
| US2273412A (en) | Method of recovering hydrocarbons | |
| CN108473391A (zh) | 用于改进fcc回收单元的丙烯回收率的方法 | |
| US4374022A (en) | Constant pressure separation of normal paraffins from hydrocarbon mixtures | |
| US2307024A (en) | Distillate rectification |