RU2496550C1 - Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации - Google Patents
Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации Download PDFInfo
- Publication number
- RU2496550C1 RU2496550C1 RU2012122820/05A RU2012122820A RU2496550C1 RU 2496550 C1 RU2496550 C1 RU 2496550C1 RU 2012122820/05 A RU2012122820/05 A RU 2012122820/05A RU 2012122820 A RU2012122820 A RU 2012122820A RU 2496550 C1 RU2496550 C1 RU 2496550C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- separator
- oil
- gas
- water
- mpa
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области промысловой подготовки нефти. Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации, включающий закачку реагента-деэмульгатора в трубопровод, подачу на вход первого сепаратора воды, нагретой до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой, процесс сепарации газожидкостной смеси в блоке последовательно соединенных сепараторов в присутствии реагента-деэмульгатора и воды, при этом давление на входе блока сепараторов поддерживают от 0,25 до 0,4 МПа, а давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа, транспортирование разделенных нефти, газа и воды, при этом на входы всех последовательно соединенных сепараторов параллельно одновременно подают воду, нагретую до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой и воду, охлажденную от 5 до 10°С, при этом температуру газожидкостной смеси на входе в первый сепаратор поддерживают от 10 до 15°С, а температуру от сепаратора к сепаратору повышают от 5 до 10°С. Технический результат: снижение потерь товарной нефти при ее предварительной подготовке на промыслах при многоступенчатой сепарации за счет уменьшения испарения и уноса в газовый поток жидких (при нормальных условиях) углеводородов с 5-ю и 6-ю атомами углерода (и выше). 1 ил., 6 табл.
Description
Изобретение относится к области промысловой подготовки нефти, в частности к процессам первичного обезвоживания и дегазирования нефти.
Известен способ разделения текучей среды, в частности, нефти, газа и воды при добычи такой текучей среды из месторождений (RU 2349749 С2, МПК E21B 43/34 (2006.01), опубл. 27.06.2006), в котором текучую среду транспортируют по трубопроводу к сепаратору для гравитационного разделения, а выше по потоку от сепаратора ее подвергают воздействию сдвиговых усилий для дробления потока на капли мелкого размера специальным устройством с добавлением воды, после которого в текучую среду добавляют деэмульгатор для предотвращения повторного инвертирования фаз, при этом разделенные компоненты отводят из сепаратора раздельно через отводящие трубопроводы.
Этот способ не учитывает температуру разделяемой текучей среды, которая входит в уравнения фазового равновесия, описывающие процесс разделения жидкой и газовой фаз. Поэтому при низких значениях температуры эффективность этого способа снижается.
Известен способ сбора и подготовки продукции нефтяных и газовых скважин (RU 2193910 C1, МПК7 B01D 19/00, опубл. 10.12.2002), включающий многоступенчатое разгазирование газонефтяной смеси с компримированием отсепарированного газа, дросселированием газа из газовой скважины и ввода его через теплообменник в трубопровод сбора продукции нефтяных скважин перед входом в сепаратор первой ступени, при этом в трубопроводе создают пробково-эмульсионный или пленочно-диспергированный режим течения газонефтяной смеси.
Известен способ подготовки нефти (RU 2074953 C1, МПК6 E21B 43/00 опубл. 10.03 1997), включающий многоступенчатую сепарацию, при которой в поступающую на последних ступенях сепарации нефть подают выделенный на первой ступени сепарации газ, а перед отправкой на товарную обработку в нее подают выделенный в результате общей сепарации газ, причем осуществляют газирование микроскопическими пузырьками размером 0,1-0,2 мм в количестве 1-1,5% от объема поступающей жидкости.
Эти способы требуют специального устройства для газирования нефти и недостаточно учитывают температуру, при которой производится разделение фаз, что также приводит к снижению эффективности способов при понижении температуры окружающей среды, особенно при ее отрицательных значениях.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ предварительной подготовки нефти на промыслах (RU 2283680 С1, МПК B01D 19/00 (2006.01), опубл. 20.09.2006), включающий закачку реагента-деэмульгатора в трубопровод, подачу на вход первого сепаратора воды, нагретой до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой, процесс сепарации газожидкостной смеси в блоке последовательно соединенных сепараторов в присутствии реагента-деэмульгатора и воды, при этом давление на входе блока сепараторов поддерживают от 0,25 до 0,4 МПа, а давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа, транспортирование разделенных нефти, газа и воды.
Данный способ за счет ввода нагретой воды непосредственно в газожидкостную смесь на входе блока сепараторов способствует повышению качества разделяющихся фаз: нефти, газа и воды, при этом давление в сепараторе поддерживается на некотором оптимальном уровне для данной категории нефти (легкая, тяжелая). Критериями эффективности этого способа являются минимальное остаточное содержание воды в нефти и минимальный расход реагента-деэмульгатора, которые обеспечиваются поддержкой давления в сепараторе для данной категории нефти (легкая, тяжелая) на некотором оптимальном уровне.
Недостатком этого способа является отсутствие в нем учета испарения части жидких углеводородов в газовую фазу, которые вместе с выделенным газом подаются на факел и являются фактической потерей товарной нефти.
Известно, что этот процесс (испарение углеводородов) ускоряется при повышении температуры, которое будет иметь место при подаче нагретой до 100°С воды в разделяемую газожидкостную смесь согласно данному способу. В эти потери попадают в основном углеводороды с 5-ю и 6-ю атомами углерода (бензиновые фракции) и выше, имеющие температуры кипения (при нормальных условиях) +27,9°С (изопентан), +36,1°С (н-пентан), +49,7°С (неогексан), +68,7°С (н-гексан) и т.д. По разным оценкам их массовая доля в отсепарированном газе может составлять (от массы добытой нефти): 1,45% (статья А. Лукин «Сжигаем деньги на факелах», EnergyLand.info. - Интернет-портал сообщества ТЭК, URL: http://www.energyland.info/analitic-show-56947 (дата обращения 02.02.2012)), 0,57% (статья В.З. Ямпольский и др. «Перспективы оптимизации установок подготовки нефти на примере компании ТНК-ВР», журнал «Нефтегазовые технологии» №8, 2009. - с.2-4, URL: http://ad.cctpu.edu.ru/2009/08_09.pdf (дата обращения 02.02 2012)). Таким образом, в денежном выражении убыток от потери товарной нефти при применении указанного способа-прототипа может превысить экономию от снижения расхода реагента-деэмульгатора. В частности, сумма приведенной в описании способа экономии составляет 240 тыс.руб. на 100 тыс.м3 нефти (RU №2283680 МПК B01D 19/00, с.6, стр.28-31). Потери от испарения жидких углеводородов в газовый поток даже в размере даже 0,5% от того же объема нефти составят примерно 567 тыс. рублей (при себестоимости добычи нефти $12 за баррель с учетом 50% обводненности и при курсе $1=30 руб.).
Задачей изобретения является снижение испарения жидких (при нормальных условиях) углеводородов с 5-ю и 6-ю атомами углерода (и выше) при многоступенчатой сепарации нефтегазовой смеси с подачей нагретой воды в разделяемую газожидкостную смесь.
Поставленная задача достигается тем, что способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации, включает также, как и в прототипе, закачку реагента-деэмульгатора в трубопровод, подачу на вход первого сепаратора воды, нагретой до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой, процесс сепарации газожидкостной смеси в блоке последовательно соединенных сепараторов в присутствии реагента-деэмульгатора и воды, при этом давление на входе блока сепараторов поддерживают от 0,25 до 0,4 МПа, а давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа, транспортирование разделенных нефти, газа и воды.
Согласно изобретению на входы всех последовательно соединенных сепараторов параллельно одновременно подают воду, нагретую до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой и воду, охлажденную от 5 до 10°С, при этом температуру газожидкостной смеси на входе в первый сепаратор поддерживают от 10 до 15°С, а температуру от сепаратора к сепаратору повышают от 5 до 10°С.
Известно, что наилучшее разделение нефти и воды в гравитационных сепараторах достигается, если входной поток представляет собой непрерывную водяную фазу с содержанием воды 70-80% (RU №2349749 МПК E21B 43/34, с.5, стр.25-44, с.6, стр.26-32). При прохождении газожидкостной смеси через ряд последовательно соединенных сепараторов она разделяется в каждом сепараторе на 3 потока (нефть, газ и воду), которые отводятся по раздельным трубопроводам, а на вход каждого последующего сепаратора подается поток с нефтяного выхода предыдущего сепаратора. При этом содержание воды во входном потоке каждого следующего сепаратора становится меньше оптимального значения (70-80%), что снижает качество разделения смеси на нефть и воду. Температура входного потока каждого следующего сепаратора становится меньше за счет потери энергии на испарение смеси в предыдущем сепараторе, что снижает качество разделения на жидкость и газ. Поэтому каждый следующий сепаратор при таком последовательном соединении работает менее эффективно, чем предыдущий. Чтобы снизить этот негативный эффект в способе-прототипе воду, подаваемую на вход первого сепаратора (из четырех последовательно соединенных), нагревают до максимально возможного значения 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой. Но это приводит к чрезмерному перегреву смеси в первом сепараторе и испарению большого количества углеводородов, которые при нормальных условиях являются жидкостью, что является фактически потерями товарной нефти, поскольку эти углеводороды в газовом потоке подаются на факельную установку.
При параллельной одновременной подаче в каждый сепаратор воды, нагретой до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой, и воды, охлажденной от 5 до 10°С, температуру всей газожидкостной смеси в каждом сепараторе можно поддерживать на любом значении в указанном диапазоне путем регулировки расходов нагретой и охлажденной воды. Например, снизить ее в первом сепараторе, чтобы уменьшить испарение и унос в газовый поток жидких углеводородов, и повысить во втором и последующих сепараторах, чтобы повысить их эффективность. Вода, охлажденная от 5 до 10°С, может быть получена, например, за счет компримирования и дросселирования отсепарированного газа. Конкретные значения температур газожидкостной смеси в каждом сепараторе экспериментальным или расчетным путем выбирают так, чтобы уменьшить испарение и унос в газовый поток жидких (при нормальных условиях) углеводородов с 5-ю и 6-ю атомами углерода (и выше) и при этом как в способе-прототипе сохранить низкое содержание воды в нефти после первичной сепарации и низкий расход реагента-деэмульгатора.
Особенно это свойство предлагаемого способа играет важную роль при компенсации сезонных колебаний температуры поступающей на подготовку нефтегазовой смеси, когда ее темпе ратура может меняться от +5°С зимой до +35°С летом (RU 2 283680 С1, МПК B01D 19/00 (2006.01), опубл. 20.09.2006, с.6., стр.26-27). В предлагаемом способе эти сезонные колебания температуры нефтегазовой смеси легко компенсируются изменением расходов нагретой и охлажденной воды, позволяя поддерживать заданные постоянные температуры внутри сепараторов круглогодично и экономить унос жидких углеводородов в газовый поток.
Экономия уноса углеводородов C5+высшие (углеводороды с 5-ю, 6-ю и более атомами углерода) определяется как разность суммы концентраций этих углеводородов на выходе по газу каждого сепаратора по способу-прототипу (с одинаковым значением температуры в каждом сепараторе, равным максимальной температуре в предлагаемом способе) и по предлагаемому способу (с разными значениями температуры в каждом сепараторе), взятая в процентах.
Таким образом, достигается технический результат, который заключается в снижении потерь товарной нефти при ее предварительной подготовке на промыслах при многоступенчатой сепарации за счет уменьшения испарения и уноса в газовый поток жидких (при нормальных условиях) углеводородов с 5-ю и 6-ю атомами углерода (и выше).
На фиг.1 представлена схема реализации способа предварительной подготовки нефти на промысле при многоступенчатой сепарации.
В таблице 1 показан компонентный состав пластовой нефти Самотлорского месторождения (пласт АВ1, молярная масса 125 г/моль) и газа после многоступенчатой сепарации (давление на входе 0,25 МПа).
В таблице 2 показан компонентный состав пластовой нефти Самотлорского месторождения (пласт АВ1, молярная масса 125 г/моль) и газа после многоступенчатой сепарации (давление на входе 0,4 МПа).
В таблице 3 показан компонентный состав пластовой нефти Самотлорского месторождения (пласт АВ4-5, молярная масса 156 г/моль) и газа после многоступенчатой сепарации (давление на входе 0,25 МПа).
В таблице 4 показан компонентный состав пластовой нефти Самотлорского месторождения (пласт АВ4-5, молярная масса 156 г/моль) и газа после многоступенчатой сепарации (давление на входе 0,4 МПа).
В таблице 5 показана экономия уноса углеводородов C5+высшие в газовый поток при многоступенчатой сепарации пластовой нефти Самотлорского месторождения (пласт АВ1, молярная масса 125 г/моль) при разных значениях температур и давлений.
В таблице 6 показана экономия уноса углеводородов C5+высшие в газовый поток при многоступенчатой сепарации пластовой нефти Самотлорского месторождения (пласт АВ4-5, молярная масса 156 г/моль) при разных значениях температур и давлений.
Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации может быть осуществлен с помощью следующей схемы. Она содержит блок сепараторов 1 (БС), состоящий из N последовательно соединенных сепараторов 2, 3, и 4 (на схеме показано три), каждый из которых снабжен комплектом датчиков давления и температуры (на схеме не показаны). Вход первого сепаратора 2 соединен через задвижку 5 с источником нефтегазовой смеси (например, нефтесборным коллектором, на схеме не показан) и через задвижку 6 - с дозатором реагента-деэмульгатора 7 (Д). Вход сепаратора 2 через индивидуальную задвижку 8 и общие задвижки 11 и 12 соединен с источником охлажденной воды (на схеме не показан), а через индивидуальную задвижку 13 и общую задвижку 16 соединен с выходом трубного теплообменника 17 (ТТ) при факельной установке 18 (ФУ). Вход сепаратора 3 через индивидуальную задвижку 9 и общие задвижки 11 и 12 соединен с источником охлажденной воды, а через индивидуальную задвижку 14 и общую задвижку 16 соединен с выходом трубного теплообменника 17 (ТТ) при факельной установке 18 (ФУ). Вход сепаратора 4 через индивидуальную задвижку 10 и общие задвижки 11 и 12 соединен с источником охлажденной воды, а через индивидуальную задвижку 15 и общую задвижку 16 соединен с выходом трубного теплообменника 17 (ТТ) при факельной установке 18 (ФУ).
Вход по воде трубного теплообменника 17 (ТТ) соединен через задвижки 19 и 12 с источником охлажденной воды (на схеме не показан), а вход по тепловой энергии - с выходом факельной установки 18 (ФУ). Трубный теплообменник 17(ТТ) выполнен из термостойких труб, расположенных в зоне термического воздействия факельной установки 18 (ФУ). Выходы по газу каждого сепаратора 2, 3, и 4 соединены через общий трубопровод и задвижку 20 с факельной установкой 18 (ФУ) и через задвижку 21 - с газопроводом для транспортировки и дальнейшего использования газа. Выходы по воде подтоварной каждого сепаратора 2, 3, и 4 соединены через общий трубопровод и задвижку 22 с трубопроводом для транспортировки и дальнейшего использования воды. Выход по нефти первого сепаратора 2 соединен через задвижку 23 со входом второго сепаратора 3, выход по нефти которого через задвижку 24 соединен со входом следующего сепаратора 4 (на схеме показано три сепаратора, но их количество может быть увеличено при аналогичной схеме соединения). Выход по нефти последнего сепаратора 4 блока сепараторов 1 (БС) через задвижку 25 соединен с нефтепроводом для транспортировки и дальнейшего использования подготовленной нефти.
Схема работает следующим образом. Нефтегазовую смесь от нефтедобывающих скважин и нефтесборный коллектор (на схеме не показаны) через задвижку 5 подают на вход первого сепаратора 2 блока сепараторов 1 (БС) при этом дозатором 7 (Д) через задвижку 6 в нее вводят реагент-деэмульгатор. Воду, охлажденную от 5 до 10°С подают через задвижки 12 и 11 в трубопровод для параллельной одновременной подачи во все сепараторы 2, 3, и 4 через индивидуальные задвижки 8, 9 и 10. Вода, охлажденная от 5 до 10°С, может быть получена с помощью теплообменника (на схеме не показан), например, за счет компримирования и дросселирования отсепарированного газа (RU 2193910 Cl, МПК7 B01D 19/00, опубл. 10.12.2002).
Эта же воду для нагрева подают через задвижки 12 и 19 в трубный теплообменник 17 (ТТ) при факельной установке 18 (ФУ). Общий расход воды с помощью задвижки 12 поддерживают на определенном расчетом или экспериментом значении исходя из того факта, что наилучшее разделение нефти и воды в гравитационных сепараторах достигается, если входной поток представляет собой непрерывную водяную фазу с содержанием воды 70-80% (RU 2349749 С2, МПК Е21В 43/34 (2006.01), опубл. 27.06.2006, с.6, стр.28). В холодный (зимний) период, когда температура нефтегазовой смеси понижается до 5°С ее нагревают путем смешивания с водой, нагретой энергией факельной установки 18 (ФУ). Нагретую воду с выхода трубного теплообменника 17 (ТТ) через общую задвижку 16 и индивидуальные задвижки 13, 14 и 15 подают на входы сепараторов 2, 3, и 4 (соответственно). Расход нагретой воды поддерживают таким образом, чтобы температура смеси, которую регистрируют датчиками температуры, входящими в комплекты датчиков каждого сепаратора 2, 3 и 4 соответствовала заданным значениям (определяют расчетным или экспериментальным путем). В жаркий (летний) период, когда температура нефтегазовой смеси повышается до 35°С, нагретую воду заменяют водой, охлажденной от 5 до 10°С, которую через общую задвижку 11 и индивидуальные задвижки 8, 9 и 10 подают на входы сепараторов 2, 3 и 4 (соответственно). Во все промежуточные сезонные периоды соотношение между количеством охлажденной и нагретой воды задают с помощью задвижек 11 и 16 и определяют по соответствию показаний комплектов датчиков температуры в каждом сепараторе 2, 3 и 4 требуемым значениям температуры для разных компонентных составов нефтегазовой смеси (определяется экспериментальным или расчетным путем). Воду подтоварную после разделения с нефтью из каждого сепаратора через задвижку 22 подают в трубопровод (на схеме не показан) для транспортировки и дальнейшего использования. Нефтяной газ, выделяемый в каждом сепараторе подается через общий трубопровод частично через задвижку 20 на факельную установку 18 (ФУ) с трубным теплообменником 17 (ТТ) и частично через задвижку 21 на газопровод (на схеме не показан) для транспортировки и дальнейшего использования. Давление в каждом сепараторе 2, 3 и 4 блока сепараторов 1 поддерживают с помощью задвижек 23 и 24 также, как и в способе-прототипе таким образом, чтобы оно обеспечивало минимальное отрицательное воздействие на добывающие скважины и уменьшалось от сепаратора к сепаратору на 0,01 Мпа. Таким образом, меняя расход воды через индивидуальные задвижки 8-10 и 13-15, можно круглогодично поддерживать заданные температуры газожидкостной смеси в каждом сепараторе независимо от температуры поступающей нефтегазовой смеси и снижать потери товарной нефти за счет уменьшения испарения и уноса в газовый поток жидких углеводородов.
Технологическая эффективность способа оценена следующим образом. На основе уравнений фазового равновесия с использованием констант равновесия по методике, утвержденной СибНИИНП (СТО 51.00021-84) составлена программа расчета на ЭВМ процесса многоступенчатой сепарации нефти. В качестве примера приведены результаты расчета по Самотлорскому месторождению для более легкой (таблицы 1, 2) и более тяжелой нефти (таблица 3, 4) с разными давлениями на входе в блок сепараторов, указанными в способе-прототипе (0,25 МПа и 0,4 МПа). Расчеты проводились по способу-прототипу (примеры 1, 3, 5, 7) и по предлагаемому способу (примеры 2, 4, 6, 8). По способу-прототипу температура нефтегазовой смеси задавалась 30°С на входах всех трех сепараторов (количество сепараторов можно увеличить до 4-х, как в способе-прототипе, но из расчетов видно, что основная экономия достигается в первых двух сепараторах, а последующие сепараторы оказывают незначительное влияние на процесс сепарации). По предлагаемому способу температура на входе первого, второго и третьего сепараторов задавалась 10, 20 и 30°С (соответственно), поддерживать которые позволяет предлагаемый способ за счет регулировки расходов охлажденной и нагретой воды, подаваемых в каждый сепаратор. Давление в расчетах по предлагаемому способу задавалось также как и по способу-прототипу. Как видно из таблиц 1-4, унос в газовый поток углеводородов C5+высш (строка 11 таблиц) снижается существенно в первом и втором сепараторах, что составляет около 40 и 20% соответственно (строка 13 таблиц). В 7-ми случаях из 8-ми зафиксировано незначительное повышение уноса и в третьем сепараторе, которое не оказывает заметного влияния на общую экономию.
В таблицах 5 и 6 приведены результаты аналогичных расчетов экономии уноса в газовый поток C5+высш Для других значений температур на входах сепараторов. При этом температура в первом сепараторе задавалась от 10 до 15°С, а температуру от сепаратора к сепаратору повышали от 5 до 10°С. Как видно из таблиц, при некоторых значениях температур на третьей ступени сепарации наблюдается отрицательная экономия (унос углеводородов C5+высш возрастает), но она вполне компенсируется положительной экономией уноса на второй ступени сепарации, а значительная экономия уноса на первой ступени сепарации дает в целом положительный эффект предлагаемого способа во всех рассмотренных случаях.
Таким образом, заявленные условия предварительной подготовки нефти на промыслах в рассмотренном примере позволяют уменьшить содержание в газовом потоке на выходе сепараторов жидких (при нормальных условиях) углеводородов с 5-ю и 6-ю атомами углерода (и выше) на 20-60%.
| Таблица 1 | ||||||||
| Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации | ||||||||
| Пример 1 (по прототипу) | Пример 2 (по предлагаемому способу) | |||||||
| № | Пластовая нефть, моль.% | Газ после многоступенчатой сепарации, мас.% | Газ после многоступенчатой сепарации, мас.% | |||||
| 1 ступень | 2 ступень | 3 ступень | 1 ступень | 2 ступень | 3 ступень | |||
| 0,25 МПа, T=30°С | 0,24 МПа, T=30°С | 0,23 МПа, T=30°С | 0,25 МПа, T=10°С | 0,24 МПа, T=20°С | 0,23 МПа, Т=30°С | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 7 | 8 | 9 | |
| 1 | Двуокись углерода | 0,09 | 0,36 | 0,65 | 0,67 | 0,41 | 0,58 | 0,59 |
| 2 | Азот | 0,45 | 1,18 | 0,00 | 0,00 | 1,36 | 0,00 | 0,00 |
| 3 | Метан | 33,72 | 50,19 | 49,70 | 48,36 | 57.81 | 49,71 | 40,24 |
| 4 | Этан | 1,68 | 4,37 | 4,54 | 4,66 | 4,91 | 5,10 | 5,07 |
| 5 | Пропан | 4,79 | 15,18 | 15,59 | 16,01 | 15,16 | 17,81 | 20,17 |
| 6 | Изобутан | 1,69 | 4,35 | 4,47 | 4,59 | 3,19 | 4,21 | 5,34 |
| 7 | Н-бутан | 4,40 | 13,45 | 13,84 | 14,21 | 10,73 | 13,94 | 17,39 |
| 8 | Изопентан | 1,89 | 2,69 | 2,77 | 2,84 | 1,53 | 2,13 | 2,83 |
| 9 | Н-пентан | 2,66 | 4,64 | 4,77 | 4,90 | 2,81 | 3,84 | 5,03 |
| 10 | C6+высшие | 48,63 | 3,59 | 3,67 | 3,76 | 2,09 | 2,68 | 3,34 |
| 11 | В том числе C5+высшие | 10,92 | 11,21 | 11,50 | 6,43 | 8,65 | 11,20 | |
| 12 | Газовый фактор, м3/т | 92,097 | 0,054 | 0,069 | 86,01 | 0,17 | 0,21 | |
| 13 | Экономия уноса C5+высшие, % | 41,12 | 22,84 | 2,61 | ||||
| Таблица 2 | ||||||||
| Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации | ||||||||
| Пример 3 (по прототипу) | Пример 4 (по предлагаемому способу) | |||||||
| № | Пластовая нефть, моль, % | Газ после многоступенчатой сепарации, мас.% | Газ после многоступенчатой сепарации, мас.% | |||||
| 1 ступень | 2 ступень | 3 ступень | 1 ступень | 2 ступень | 3 ступень | |||
| 0,4 МПа, T=30°С | 0,39 МПа, T=30°С | 0,38 МПа, T=30°С | 0,4 МПа, Т=10°C | 0,39 МПа, T=20°С | 0,38 МПа, T=30°С | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 7 | 8 | 9 | |
| 1 | Двуокись углерода | 0,09 | 0,39 | 0,43 | 0,44 | 0,44 | 0,39 | 0,40 |
| 2 | Азот | 0,45 | 1,32 | 2,33 | 2,43 | 1,51 | 1,78 | 1,76 |
| 3 | Метан | 33,72 | 55,93 | 54,44 | 53,61 | 63,83 | 56,19 | 48,19 |
| 4 | Этан | 1,68 | 4,65 | 4,67 | 4,76 | 5,10 | 5,30 | 5,41 |
| 5 | Пропан | 4,79 | 14,64 | 14,80 | 15,05 | 13,72 | 16,08 | 18,40 |
| 6 | Изобутан | 1,69 | 3,58 | 3,63 | 3,69 | 2,42 | 3,19 | 4,08 |
| 7 | Н-бутан | 4,40 | 11,57 | 11,72 | 11,91 | 8,46 | 10,99 | 13,82 |
| 8 | Изопентан | 1,89 | 1,97 | 1,99 | 2,02 | 1,08 | 1,50 | 2,01 |
| 9 | Н-пентан | 2,66 | 3,47 | 3,50 | 3,56 | 2,00 | 2,72 | 3,60 |
| 10 | C6+высшие | 48,63 | 2,48 | 2,49 | 2,53 | 1,44 | 1,86 | 2,33 |
| 11 | В том числе C5+высшие | 7,92 | 7,98 | 8,11 | 4,52 | 6,08 | 7,94 | |
| 12 | Газовый фактор, м3/т | 86,48 | 0,081 | 0,065 | 81,16 | 0,256 | 0,26 | |
| 13 | Экономия уноса C5+высшие, % | 42,93 | 23,81 | 2,10 | ||||
| Таблица 3 | ||||||||
| Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации | ||||||||
| Пример 5 (по прототипу) | Пример 6 (по предлагаемому способу) | |||||||
| № | Пластовая нефть, моль.% | Газ после многоступенчатой сепарации, мас.% | Газ после многоступенчатой сепарации, мас.% | |||||
| 1 ступень | 2 ступень | 3 ступень | 1 ступень | 2 ступень | 3 ступень | |||
| 0,25 МПа, T=30°С | 0,24 МПа, T=30°С | 0,23 МПа, T=30°С | 0,25 МПа, T=10°С | 0,24 МПа, T=20°С | 0,23 МПа, Т=30°С | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 7 | 8 | 9 | |
| 1 | Двуокись углерода | 0,47 | 2,70 | 2,41 | 2,48 | 2,90 | 2,88 | 3,11 |
| 2 | Азот | 0,08 | 0,31 | 0,00 | 0,00 | 0,34 | 0,00 | 0,00 |
| 3 | Метан | 32,73 | 72,17 | 71,95 | 71,04 | 78,39 | 73,28 | 66,60 |
| 4 | Этан | 0,55 | 2,07 | 2,09 | 2,16 | 2,18 | 2,33 | 2,52 |
| 5 | Пропан | 1,2 | 5,18 | 5,36 | 5,54 | 4,82 | 5,89 | 7,03 |
| 6 | Изобутан | 1,26 | 3,99 | 4,14 | 4,28 | 2,73 | 3,76 | 5,01 |
| 7 | Н-бутан | 1,33 | 5,16 | 5,37 | 5,54 | 3,81 | 5,16 | 6,75 |
| 8 | Изопентан | 1,45 | 2,34 | 2,42 | 2,50 | 1,29 | 1,87 | 2,60 |
| 9 | Н-пентан | 0,9 | 1,81 | 1,87 | 1,93 | 1,05 | 1,50 | 2,06 |
| 10 | C6+высшие | 60,03 | 4,27 | 4,39 | 4,53 | 2,49 | 3,33 | 4,32 |
| 11 | В том числе C5+высшие | 8,42 | 8,68 | 8,96 | 4,83 | 6,70 | 8,98 | |
| 12 | Газовый фактор, м3/т | 57,96 | 0,039 | 0,05 | 56,224 | 0,110 | 0,116 | |
| 13 | Экономия уноса C5+высшие, % | 42,64 | 22,81 | -0,22 | ||||
| Таблица 4 | ||||||||
| Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации | ||||||||
| Пример 7 (по прототипу) | Пример 8 (по предлагаемому способу) | |||||||
| № | Пластовая нефть, моль, % | Газ после многоступенчатой сепарации, мас.% | Газ после многоступенчатой сепарации, мас.% | |||||
| 1 ступень | 2 ступень | 3 ступень | 1 ступень | 2 ступень | 3 ступень | |||
| 0,4 МПа, T=30°С | 0,39 МПа, T=30°С | 0,38 МПа, T=30°С | 0,4 МПа, T=10°С | 0,39 МПа, T=20°С | 0,38 МПа, T=30°С | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 7 | 8 | 9 | |
| 1 | Двуокись углерода | 0,47 | 0,39 | 0,43 | 0,44 | 0,44 | 0,39 | 0,40 |
| 2 | Азот | 0,08 | 1,32 | 2,33 | 2,43 | 1,51 | 1,78 | 1,76 |
| 3 | Метан | 32,73 | 55,93 | 54,44 | 53,61 | 63,83 | 56,19 | 48,19 |
| 4 | Этан | 0,55 | 4,65 | 4,67 | 4,76 | 5,10 | 5,30 | 5,41 |
| 5 | Пропан | 1,2 | 14,64 | 14,80 | 15,05 | 13,72 | 16,08 | 18,40 |
| 6 | Изобутан | 1,26 | 3,58 | 3,63 | 3,69 | 2,42 | 3,19 | 4,08 |
| 7 | Н-бутан | 1,33 | 11,57 | 11,72 | 11,91 | 8,46 | 10,99 | 13,82 |
| 8 | Изопентан | 1,45 | 1,97 | 1,99 | 2,02 | 1,08 | 1,50 | 2,01 |
| 9 | Н-пентан | 0,9 | 3,47 | 3,50 | 3,56 | 2,00 | 2,72 | 3,60 |
| 10 | C6+высшие | 60,03 | 2,48 | 2,49 | 2,53 | 1,44 | 1,86 | 2,33 |
| 11 | В том числе C5+высшие | 7,92 | 7,98 | 8,11 | 4,52 | 6,08 | 7,94 | |
| 12 | Газовый фактор, м3/т | 86,48 | 0,081 | 0,065 | 81,16 | 0,256 | 0,26 | |
| Экономия уноса С5+высшие, % | 43,92 | 24,17 | 0,32 | |||||
| Таблица 5 | ||||||||
| Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации | ||||||||
| Экономия уноса, % | ||||||||
| № | Температура на входе в первый сепаратор, °С | Повышение температуры от сепаратора к сепаратору, °С | Давление на входе 0,25 Мпа, давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа | Давление на входе 0,4 МПа, давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа | ||||
| 1 ступень | 2 ступень | 3 ступень | 1 ступень | 2 ступень | 3 ступень | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 7 | 8 | 9 | |
| 1 | 10 | 10 | 41,12 | 22,84 | 2,61 | 42,93 | 23,81 | 2,10 |
| 2 | 10 | 5 | 41,12 | 32,20 | 22,87 | 42,93 | 33,58 | 24,04 |
| 3 | 10 | 7,5 | 41,12 | 27,56 | 13,04 | 42,93 | 28,82 | 13,44 |
| 4 | 15 | 10 | 31,87 | 12,04 | -9,48 | 33,71 | 12,66 | -10,60 |
| 5 | 15 | 5 | 31,87 | 22,12 | 12,09 | 33,71 | 23,43 | 12,82 |
| 6 | 15 | 7,5 | 31,87 | 17,13 | 1,57 | 33,71 | 18,05 | 1,48 |
| 7 | 12,5 | 10 | 36,54 | 17,40 | -3,30 | 33,38 | 18,42 | -4,07 |
| 8 | 12,5 | 5 | 36,54 | 27,21 | 17,74 | 33,38 | 28,57 | 18,50 |
| 9 | 12,5 | 7,5 | 36,54 | 22,48 | 7,39 | 33,38 | 23,68 | 7,52 |
| Таблица 6 | ||||||||
| Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации | ||||||||
| Экономия уноса, % | ||||||||
| № | Температура на входе в первый сепаратор, °С | Повышение температуры от сепаратора к сепаратору, °С | Давление на входе 0,25 Мпа, давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа | Давление на входе 0,4 МПа, давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа | ||||
| 1 ступень | 2 ступень | 3 ступень | 1 ступень | 2 ступень | 3 ступень | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 7 | 8 | 9 | |
| 1 | 10 | 10 | 42,64 | 22,81 | -0,22 | 43,92 | 24,17 | 0,32 |
| 2 | 10 | 5 | 42,64 | 33,29 | 22,99 | 43,92 | 34,60 | 24,35 |
| 3 | 10 | 7,5 | 42,64 | 28,11 | 11,72 | 43,92 | 29,64 | 12,99 |
| 4 | 15 | 10 | 33,37 | 11,98 | -13,06 | 34,63 | 12,58 | -13,74 |
| 5 | 15 | 5 | 33,37 | 23,04 | 11,94 | 34,63 | 24,17 | 12,82 |
| 6 | 15 | 7,5 | 33,37 | 17,63 | -0,11 | 34,63 | 18,54 | 0,16 |
| 7 | 12,5 | 10 | 38,24 | 17,51 | -6,47 | 39,36 | 18,54 | -6,33 |
| 8 | 12,5 | 5 | 38,24 | 28,23 | 17,52 | 39,36 | 29,64 | 18,67 |
| 9 | 12,5 | 7,5 | 38,24 | 23,04 | 6,03 | 39,36 | 24,17 | 6,82 |
Claims (1)
- Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации, включающий закачку реагента-деэмульгатора в трубопровод, подачу на вход первого сепаратора воды, нагретой до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой, процесс сепарации газожидкостной смеси в блоке последовательно соединенных сепараторов в присутствии реагента-деэмульгатора и воды, при этом давление на входе блока сепараторов поддерживают от 0,25 до 0,4 МПа, а давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа, транспортирование разделенных нефти, газа и воды, отличающийся тем, что на входы всех последовательно соединенных сепараторов параллельно одновременно подают воду, нагретую до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой, и воду, охлажденную от 5 до 10°С, при этом температуру газожидкостной смеси на входе в первый сепаратор поддерживают от 10 до 15°С, а температуру от сепаратора к сепаратору повышают от 5 до 10°С.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012122820/05A RU2496550C1 (ru) | 2012-06-01 | 2012-06-01 | Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012122820/05A RU2496550C1 (ru) | 2012-06-01 | 2012-06-01 | Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2496550C1 true RU2496550C1 (ru) | 2013-10-27 |
Family
ID=49446619
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012122820/05A RU2496550C1 (ru) | 2012-06-01 | 2012-06-01 | Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2496550C1 (ru) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0363300A1 (en) * | 1988-07-14 | 1990-04-11 | Canadian Occidental Petroleum Ltd. | Process for preparing an oil in an aqueous phase emulsion |
| SU1611369A1 (ru) * | 1988-07-04 | 1990-12-07 | Северо-Кавказский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Установка сбора и подготовки нефти и газа |
| SU1648531A1 (ru) * | 1989-05-11 | 1991-05-15 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Установка сепарации продукции скважин |
| RU2283680C1 (ru) * | 2005-02-11 | 2006-09-20 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании ВНК" ОАО "ТомскНИПИнефть ВНК" | Способ предварительной подготовки нефти на промыслах |
-
2012
- 2012-06-01 RU RU2012122820/05A patent/RU2496550C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1611369A1 (ru) * | 1988-07-04 | 1990-12-07 | Северо-Кавказский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Установка сбора и подготовки нефти и газа |
| EP0363300A1 (en) * | 1988-07-14 | 1990-04-11 | Canadian Occidental Petroleum Ltd. | Process for preparing an oil in an aqueous phase emulsion |
| SU1648531A1 (ru) * | 1989-05-11 | 1991-05-15 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Установка сепарации продукции скважин |
| RU2283680C1 (ru) * | 2005-02-11 | 2006-09-20 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании ВНК" ОАО "ТомскНИПИнефть ВНК" | Способ предварительной подготовки нефти на промыслах |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9157035B1 (en) | Local produced oil dehydrator | |
| RU2500453C1 (ru) | Способ промысловой подготовки продукции газоконденсатных залежей с большим содержанием тяжелых углеводородов и установка для его осуществления | |
| RU119389U1 (ru) | Установка для подготовки газа нефтяных и газоконденсатных месторождений к транспорту | |
| US11084986B2 (en) | Methods for separating light fractions from hydrocarbon feedstock | |
| US11480042B2 (en) | Three-phase separation of hydrocarbon containing fluids | |
| CN102351361A (zh) | 一种高盐油田污水处理和稠油开采相结合的装置及工艺 | |
| RU2496550C1 (ru) | Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации | |
| RU2336932C1 (ru) | Установка для подготовки природного и попутного нефтяного газа к транспорту | |
| US10323200B2 (en) | System and method for providing separation of natural gas from oil and gas well fluids | |
| US9932243B2 (en) | Cleaning of reservoir water | |
| RU2493898C1 (ru) | Способ промысловой подготовки продукции газоконденсатных залежей с использованием в качестве хладагента нестабильного газового конденсата и установка для его осуществления | |
| RU2015141946A (ru) | Система и способ управления и оптимизации гидротермального процесса облагораживания тяжелой сырой нефти и битума | |
| RU2555909C1 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту | |
| CN112031717A (zh) | 开采石油的方法及具有其的采油系统 | |
| RU128924U1 (ru) | Установка низкотемпературного разделения газа | |
| RU2599157C1 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту | |
| RU2646899C1 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту | |
| RU2412740C1 (ru) | Установка подготовки сероводородсодержащей нефти | |
| RU2509271C2 (ru) | Способ получения из попутного газа бензинов и сжиженного газа | |
| RU2283680C1 (ru) | Способ предварительной подготовки нефти на промыслах | |
| RU2495239C1 (ru) | Способ подготовки газа нефтяных и газоконденсатных месторождений к транспорту и установка для его осуществления | |
| RU2468850C1 (ru) | Установка обезвоживания тяжелой нефти и природного битума | |
| RU47965U1 (ru) | Установка исследования скважин | |
| RU2271497C1 (ru) | Установка для подготовки попутного нефтяного или природного газа к транспорту по газопроводу | |
| RU2635946C1 (ru) | Установка подготовки природного газа |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140602 |