RU2715109C1 - Система обустройства месторождения тяжёлой нефти и природного битума - Google Patents
Система обустройства месторождения тяжёлой нефти и природного битума Download PDFInfo
- Publication number
- RU2715109C1 RU2715109C1 RU2019137898A RU2019137898A RU2715109C1 RU 2715109 C1 RU2715109 C1 RU 2715109C1 RU 2019137898 A RU2019137898 A RU 2019137898A RU 2019137898 A RU2019137898 A RU 2019137898A RU 2715109 C1 RU2715109 C1 RU 2715109C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- oil
- unit
- water
- hydrogen sulfide
- Prior art date
Links
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 17
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims abstract description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 89
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 81
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 67
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims abstract description 48
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 33
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 27
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims abstract description 25
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 21
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims abstract description 21
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims abstract description 21
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000008213 purified water Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000010865 sewage Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 4
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 66
- 238000007664 blowing Methods 0.000 claims description 3
- 239000003517 fume Substances 0.000 claims 1
- 239000000779 smoke Substances 0.000 claims 1
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 7
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 6
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 abstract description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 4
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005202 decontamination Methods 0.000 abstract 2
- 230000003588 decontaminative effect Effects 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 abstract 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 abstract 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 8
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 6
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 5
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 5
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N Ozone Chemical compound [O-][O+]=O CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012298 atmosphere Substances 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 2
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N sulfur trioxide Chemical compound O=S(=O)=O AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N sulfur monoxide Chemical class S=O XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052815 sulfur oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 229910000314 transition metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N vanadium Chemical compound [V]#[V] GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D19/00—Degasification of liquids
-
- 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
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к системам нефтепромыслового обустройства при разработке месторождений тяжёлой нефти и природного битума. Техническим результатом является повышение эффективности работы системы, а также экологичность, простота процесса и расширение технологических возможностей. Система включает добывающие скважины, соединённые через трубопровод продукции скважин с блоком дозирования деэмульгатора, групповой замерной установкой, дожимной насосной станцией и установкой подготовки нефти. При этом установка подготовки нефти оснащена системой нагрева продукции скважин через трубопровод топливного газа, трубопроводом товарной нефти, трубопроводом попутного нефтяного газа и трубопроводом попутно добываемой воды. Трубопровод попутно добываемой воды сообщён с блоком очистки от сероводорода, соединённым через трубопровод очищенной попутно добываемой воды с блоком водоподготовки, соединённым через трубопровод стоков с кустовой насосной станцией, а через трубопровод глубокоочищенной воды – с парогенератором, соединённым с трубопроводом топливного газа, а через паропровод сообщён с паронагнетательными скважинами. При этом блок водоподготовки снабжён трубопроводом уловленной нефти для её возврата на установку подготовки нефти, а также соединён через трубопровод пресной воды с источником пресной воды. Блок очистки от сероводорода выполнен с возможностью отдувки попутно добываемой воды отводимыми от парогенератора дымовыми газами, подаваемыми в блок очистки от сероводорода по трубопроводу отвода дымовых газов от парогенератора. Блок очистки от сероводорода соединён трубопроводом отвода на обезвреживание дымовых газов, содержащих извлеченный из воды сероводород, с блоком окисления сероводорода, оснащённым трубопроводом подачи окислителя (преимущественно воздуха), трубопроводом топливного газа и трубопроводом отвода очищенных от сероводорода дымовых газов, соединённым со свечой рассеивания, трубопроводом отвода серной кислоты в трубопровод попутно добываемой воды на вход в блок очистки от сероводорода и трубопроводом отвода пара в паропровод на выходе парогенератора. Установка подготовки нефти соединена трубопроводом попутного нефтяного газа с трубопроводом отвода на обезвреживание дымовых газов, а добывающие скважины соединены трубопроводом затрубного газа с установкой подготовки нефти и/или через трубопровод попутного нефтяного газа и трубопровод отвода на обезвреживание дымовых газов с блоком окисления сероводорода. 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к системам нефтепромыслового обустройства при разработке месторождений тяжёлой нефти и природного битума.
Известна герметизированная высоконапорная система сбора и транспортирования нефти, газа и воды для больших площадей месторождения (см. учебник: Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1979. – С. 22 – 24), включающая эксплуатационные скважины, выкидные линии, автоматизированную групповую замерную установку «Спутник», сборный коллектор для нефти, газа и воды, дожимную насосную станцию, сборный коллектор частично дегазированной нефти, установку подготовки нефти, герметизированные попеременно работающие товарные резервуары, центробежные насосы, автоматизированную установку по измерению качества и количества товарной нефти «Рубин-2м», автоматически открывающиеся и закрывающиеся краны, коллектор товарной нефти, товарные резервуары, магистральный нефтепровод, установку подготовки воды, водовод, кустовую насосную станцию, водовод высокого давления, нагнетательную скважину, газопровод, эжектор, газоперерабатывающий завод, контур нефтеносности.
Недостатками данной системы являются: во-первых, низкая эффективность разработки нефтяного месторождения путём закачки воды в продуктивный пласт в случае добычи тяжёлой нефти и природного битума; во-вторых, отсутствие подачи деэмульгатора в продукцию скважин в системе нефтесбора; в-третьих, отсутствие подачи ингибитора коррозии в очищенную воду, направляемую в систему поддержания пластового давления (ППД).
Наиболее близкой по технической сущности является система обустройства месторождения тяжёлой нефти и природного битума (патент RU № 2652408, МПК Е21В 43/16, B01D 19/00, опубл. 26.04.2018 в бюл. № 12), включающая источник пресной воды, добывающие скважины, блок дозирования деэмульгатора, групповую замерную установку, дожимную насосную станцию, установку подготовки нефти, блок очистки от сероводорода, блок водоподготовки, кустовую насосную станцию, блок дозирования ингибитора коррозии, нагнетательные скважины, парогенератор, паронагнетательные скважины, систему трубопроводов. В блок очистки от сероводорода поступает слабощелочная (рН=7÷8) попутно добываемая вода, содержащая растворённый в ней сероводород преимущественно в виде гидросульфидов и сульфидов. Вытеснение из этих соединений сероводорода и выведение его в молекулярной форме в газовую фазу из попутно добываемой воды отдувкой дымовыми газами парогенератора, несмотря на высокую концентрацию диоксида углерода, протекает недостаточно эффективно, что требует повышенных расходов дымовых газов, а, следовательно, больших габаритов десорбционного оборудования и высокой производительности вентиляторов (газодувок) и вытекающих из этого энергетических затрат. Сероводород, перешедший в газовую фазу, удаляется из системы с отработавшими дымовыми газами (газами отдувки). Из блока очистки от сероводорода отработавшие дымовые газы, содержащие извлеченный из воды сероводород, направляются по трубопроводу отвода на обезвреживание дымовых газов на обезвреживание сероводорода, например, путем сжигания в печи или на факеле, химической нейтрализации на узле нейтрализации сероводорода и т.д. с последующим выбросом обезвреженных дымовых газов в атмосферу.
Недостатками известной системы являются относительно низкая эффективность процесса очистки попутно добываемой воды от сероводорода, обусловливающая высокий расход дымовых газов, сопровождающийся необходимостью установки десорбционного оборудования больших габаритов и вентиляторов (газодувок) высокой производительности и связанные с этим высокие энергетические затраты, необходимость утилизации отработанных дымовых газов, содержащих извлечённый из воды сероводород, что при обычном их сжигании на факеле приводит к загрязнению атмосферы оксидами серы.
Техническими задачами предлагаемого изобретения являются повышение эффективности работы системы обустройства месторождения тяжёлой нефти и природного битума за счёт интенсификации процесса очистки воды, снижение капитальных затрат на очистное оборудование и энергетических затрат на перекачку дымовых газов, а также экологичность, простота процесса и расширение технологических возможностей.
Технические задачи решаются системой обустройства месторождения тяжёлой нефти и природного битума, включающей добывающие скважины, соединённые через трубопровод продукции скважин с блоком дозирования деэмульгатора, групповой замерной установкой, дожимной насосной станцией и установкой подготовки нефти, которая оснащена системой нагрева продукции скважин через трубопровод топливного газа, оснащена трубопроводом товарной нефти, трубопроводом попутного нефтяного газа и трубопроводом попутно добываемой воды, который сообщён с блоком очистки от сероводорода, соединённым через трубопровод очищенной попутно добываемой воды с блоком водоподготовки, соединённым через трубопровод стоков с кустовой насосной станцией, а через трубопровод глубокоочищенной воды – с парогенератором, соединённым с трубопроводом топливного газа, а через паропровод сообщён с паронагнетательными скважинами, при этом блок водоподготовки снабжён трубопроводом уловленной нефти для её возврата на установку подготовки нефти, а также соединён через трубопровод пресной воды с источником пресной воды, а блок очистки от сероводорода выполнен с возможностью отдувки попутно добываемой воды отводимыми от парогенератора дымовыми газами, подаваемыми в блок очистки от сероводорода по трубопроводу отвода дымовых газов от парогенератора.
Новым является то, что блок очистки от сероводорода соединён трубопроводом отвода на обезвреживание дымовых газов, содержащих извлеченный из воды сероводород, с блоком окисления сероводорода, оснащённым трубопроводом подачи окислителя (преимущественно воздуха), трубопроводом топливного газа и трубопроводом отвода очищенных от сероводорода дымовых газов, соединённым со свечой рассеивания, трубопроводом отвода серной кислоты в трубопровод попутно добываемой воды на вход в блок очистки от сероводорода и трубопроводом отвода пара в паропровод на выходе парогенератора, при этом установка подготовки нефти соединена трубопроводом попутного нефтяного газа с трубопроводом отвода на обезвреживание дымовых газов, а добывающие скважины соединены трубопроводом затрубного газа с установкой подготовки нефти и/или через трубопровод попутного нефтяного газа и трубопровод отвода на обезвреживание дымовых газов с блоком окисления сероводорода.
На чертеже представлена схема, иллюстрирующая систему обустройства месторождения тяжёлой нефти и природного битума.
Система состоит из добывающих скважин 1, соединённых через трубопровод продукции скважин 2 с установкой подготовки нефти 3, которая связана с трубопроводом товарной тяжёлой нефти и природного битума 4. Трубопровод продукции скважин 2 оснащён блоком дозирования деэмульгатора 5. Трубопровод попутно добываемой воды 6 соединяет установку подготовки нефти 3 с блоком очистки от сероводорода 7. Блок очистки от сероводорода 7 соединён трубопроводом очищенной попутно добываемой воды 8 с блоком водоподготовки 9, трубопроводом отвода дымовых газов 10 – с парогенератором 11, а трубопроводом отвода на обезвреживание дымовых газов 12 – с блоком окисления сероводорода 13. При этом блок окисления сероводорода 13 оснащён трубопроводом подачи окислителя (воздуха) 14 и соединён трубопроводом отвода очищенных дымовых газов 15 со свечой рассеивания 16, трубопроводом отвода серной кислоты 17 – с трубопроводом попутно добываемой воды 6 на входе в блок очистки от сероводорода 7, а трубопроводом отвода пара 18 – с паропроводом 19 на выходе парогенератора 11. Блок водоподготовки 9 соединён через трубопровод стоков 20 с кустовой насосной станцией 21 и далее через водовод 22 с нагнетательными скважинами 23, при этом водовод 22 оснащён блоком дозирования ингибитора коррозии 24. Блок водоподготовки 9 сообщён через трубопровод уловленной нефти 25 с установкой подготовки нефти 3 и через трубопровод пресной воды 26 с источником пресной воды 27, а также через трубопровод глубокоочищенной воды 28 с парогенератором 11, который, в свою очередь, связан через паропровод 19 с паронагнетательными скважинами 29. Установка подготовки нефти 3 сообщена трубопроводом попутного нефтяного газа 30 с трубопроводом отвода на обезвреживание дымовых газов 12, а трубопровод топливного газа 31 сообщён по одной линии с установкой подготовки нефти 3, по другой линии – с парогенератором 11, по третьей линии 32 – с блоком окисления сероводорода 13. На трубопроводе продукции скважин 2 между добывающими скважинами 1 и установкой подготовки нефти 3 установлена дожимная насосная станция 33. Добывающие скважины 1 также связаны с установкой подготовки нефти 3 и/или трубопроводом попутного нефтяного газа 30 через трубопровод затрубного газа 34, а после добывающих скважин 1 на трубопроводе продукции скважин 2 также установлена групповая замерная установка 35.
Система работает следующим образом.
Продукция I добывающих скважин 1 по трубопроводу продукции скважин 2 поступает на установку подготовки нефти 3, где осуществляется подготовка тяжёлой нефти и природного битума до товарной кондиции. В продукцию I добывающих скважин 1 подаётся деэмульгатор II с помощью блока дозирования деэмульгатора 5, которым оснащён трубопровод продукции скважин 2. Подготовленная на установке подготовки нефти 3 товарная тяжёлая нефть и природный битум III отводится по трубопроводу товарной тяжёлой нефти и природного битума 4 потребителю. Попутно добываемая вода IV, отделившаяся на установке подготовки нефти 3, по трубопроводу попутно добываемой воды 6 поступает в блок очистки от сероводорода 7. В блок очистки от сероводорода 7 по трубопроводу отвода дымовых газов 10 от парогенератора 11 подаются дымовые газы V для отдувки сероводорода, содержащегося в попутно добываемой воде IV.
Из блока очистки от сероводорода 7 отработавшие дымовые газы VI, содержащие извлеченный из воды сероводород, направляются по трубопроводу отвода на обезвреживание дымовых газов 12 в блок окисления сероводорода 13, а очищенная попутно добываемая вода VII по трубопроводу очищенной попутно добываемой воды 8 направляется в блок водоподготовки 9, где осуществляется её предварительная очистка от нефти и механических примесей, а также глубокая очистка от нефти, механических примесей, солей жёсткости. Уловленная нефть VIII с блока водоподготовки 9 по трубопроводу уловленной нефти 25 возвращается на установку подготовки нефти 3.
В блок окисления сероводорода 13 по трубопроводу подачи окислителя 14 подают окислитель IX (например, кислород, или атмосферный воздух, содержащий кислород, а также водный раствор пероксида водорода, озон, хлор) для удаления сероводорода из отработавших дымовых газов VI с химическим преобразованием его в серную кислоту, а также подают топливный газ Х по трубопроводу топливного газа 32.
Преимущественно процесс окисления сероводорода осуществляют в блоке окисления сероводорода 13 в две стадии. На первой стадии отработавшие дымовые газы VI, содержащие извлеченный из воды сероводород, попутный нефтяной газ XI и затрубный газ XII сжигают, добавляя в начальный период запуска или в случае нехватки горючих компонентов топливный газ X. При этом обезвреживаются углеводороды и другие токсичные летучие примеси, а сероводород окисляется преимущественно до диоксида серы:
2H2S + 3O2 = 2H2O + 2SO2 (1)
На второй стадии диоксид серы окисляется с помощью окислителя (преимущественно в газовой фазе воздухом в присутствии катализатора, обычно окислов переходных металлов, в основном ванадия, или платины с добавками модификаторов, нанесённых на инертные носители, – здесь не рассматриваются и претензии на новизну на них не распространяются, до триоксида серы, далее взаимодействующего с парами воды с образованием серной кислоты, или же окислителем в водной среде сразу до серной кислоты:
2SO2 + O2 = 2SO3 (2)
H2O + SO3 = H2SO4 (3)
SO2 + H2O2 = H2SO4 (4)
Реакции (1) – (3) протекают с выделением тепла, которое может быть утилизировано, например, в генераторе пара (на схеме не показано, входит в блок окисления сероводорода 13) с выработкой пара XIII. После охлаждения отработавших дымовых газов, которые прошли стадии реакций (2) и (3) в генераторе пара и дополнительно в холодильниках (на схеме не показано, входит в блок окисления сероводорода 13) преимущественно воздухом, серная кислота, которая обладает малой летучестью в данных условиях, отделяется от них с помощью разделительного, сепарационного или фильтрационного оборудования, или выделяется абсорбцией разбавленным раствором серной кислоты. Если же осуществляется окисление диоксида серы, содержащегося в дымовых газах, прошедших предварительное окисление по реакции (1) и охлаждение, промывкой окислителем в водной фазе по реакции (4) (возможно также аналогичное окисление озоном и хлором), то образующаяся серная кислота остаётся в водном растворе.
Очищенные от сероводорода отработавшие дымовые газы XIV по трубопроводу отвода очищенных дымовых газов 15 направляются в свечу рассеивания 16 и выбрасываются в атмосферу. Образующаяся в блоке окисления сероводорода серная кислота или её водный раствор XV направляется по трубопроводу отвода кислоты 17 в трубопровод попутно добываемой воды 6 в попутно добываемую воду IV на вход в блок очистки от сероводорода 7, а пар ХIII направляется по трубопроводу отвода пара 18 в паропровод 19 на выходе парогенератора 11.
За счёт добавления серной кислоты в попутно добываемую воду реакция среды попутно добываемой воды переходит из слабощелочной (рН=7÷8) в слабокислую (рН=4÷6,5) область, что приводит к смещению равновесий в указанной ниже цепочке реакций влево с переходом части содержащихся изначально в воде гидросульфидов и сульфидов в форму свободного растворённого сероводорода:
H2S ↔ H+ + HS– ↔ 2H+ + S2– (5)
После этого сероводород в основном будет содержаться в пластовой воде в виде растворённого сероводорода и гидросульфидов. Свободный сероводород легко десорбируется из воды дымовыми газами уже только за счёт физического процесса, обусловленного его высокой летучестью. Для десорбции же гидросульфидов в виде сероводорода потребуется меньше дымовых газов, содержащих углекислый газ в качестве кислого компонента, разрушающего их. Поэтому в целом дымовых газов потребуется для отдувки сероводорода значительно меньше, что приведёт к уменьшению габаритов и энергоёмкости десорбционного и перекачивающего оборудования блока очистки от сероводорода 7. Одновременно с переводом сероводорода в нелетучую форму серной кислоты решаются экологические проблемы. Серная кислота взаимодействует с содержащимися в воде гидросульфидами, сульфидами и карбонатами с образованием нейтральных и нетоксичных сульфатов, поэтому сероводород полностью обезвреживается и выводится из обращения. Процессы окисления сероводорода с выработкой серной кислоты отработаны в промышленности и характеризуются относительной простотой и стабильностью в работе. Использование их позволит гибко регулировать процесс очистки воды, изменяя расходы дымовых газов, подаваемых на отдувку, и серной кислоты, отводя её избыток, при необходимости, как товарный продукт, что приводит к расширению технологических возможностей.
На первоначальном этапе разработки месторождения тяжёлой нефти и природного битума, а именно при объёмах добычи не более 10 % от проектного максимального объёма добычи нефти вследствие недостаточного объёма попутно добываемой воды IV для обеспечения ею парогенератора 11, а также вследствие высоких капитальных затрат на глубокую очистку попутно добываемой воды IV на блоке водоподготовки 9, целесообразно попутно добываемую воду IV очищать на блоке водоподготовки 9 только от нефти и механических примесей в буферной ёмкости (на схеме не показана, входит в блок водоподготовки 9), после чего очищенную от нефти и механических примесей попутно добываемую воду XVI по трубопроводу стоков 20 направлять на кустовую насосную станцию 21 и далее по водоводу 22 закачивать в нагнетательные скважины 23 системы ППД близлежащих месторождений обычной нефти, а для выработки водяного пара XVII целесообразно использовать пресную воду XVIII из поверхностных источников. Для этого пресная вода XVIII по трубопроводу пресной воды 26 из источника пресной воды 27 направляется на блок водоподготовки 9, где осуществляется её глубокая очистка, после чего глубокоочищенная вода XIX по трубопроводу глубокоочищенной воды 28 поступает в парогенератор 11, а стоки XX направляются по трубопроводу стоков 20 на кустовую насосную станцию 21 и далее утилизируются в системе ППД близлежащих месторождений обычной нефти через нагнетательные скважины 23. После кустовой насосной станции 21 в сточную воду XXI в водоводе 22 подаётся ингибитор коррозии ХXII с помощью блока дозирования ингибитора коррозии 24. Выработанный в парогенераторе 11 водяной пар XVII по паропроводу 19 направляется в паронагнетательные скважины 29 для закачки в продуктивный пласт месторождения тяжёлой нефти и природного битума.
При объёмах добычи тяжёлой нефти и природного битума более 10 % от проектного максимального объёма добычи нефти будут образовываться значительные объёмы попутно добываемой воды IV, поэтому в дальнейшем целесообразно использовать её для выработки водяного пара XVII, закачиваемого в продуктивный пласт. Для этого на блоке водоподготовки 9 осуществляют глубокую очистку очищенной от сероводорода попутно добываемой воды VII от нефти, механических примесей и солей жёсткости. Затем после блока водоподготовки 9 глубокоочищенная вода XIX по трубопроводу глубокоочищенной воды 28 поступает в парогенератор 11. При необходимости для обеспечения парогенератора 11 необходимым объёмом воды на блок водоподготовки 9 по трубопроводу пресной воды 26 из источника пресной воды 27 поступает пресная вода XVIII. Отделившийся на установке подготовки нефти 3 попутный нефтяной газ XI по трубопроводу попутного нефтяного газа 30 направляется в трубопровод отвода на обезвреживание дымовых газов 12 в поток отработавших дымовых газов VI для утилизации на блоке окисления сероводорода 13. Выработка водяного пара XVII в парогенераторе 11 и, при необходимости, нагрев продукции I добывающих скважин 1 на установке подготовки нефти 3 производится за счёт сжигания топливного газа X, подводимого к системе по трубопроводу топливного газа 31. Затрубный газ XII, поступающий из затрубного пространства добывающих скважин 1, направляется по трубопроводу затрубного газа 34 в установку подготовки нефти 3 (поток XXIII) и/или непосредственно в трубопровод попутного нефтяного газа 30 (поток XXIV) и далее в смеси с попутным нефтяным газом XI направляется в трубопровод отвода на обезвреживание дымовых газов 12 в поток отработавших дымовых газов VI для утилизации на блоке окисления сероводорода 13. Для учёта количества добытой продукции I добывающих скважин 1 на трубопроводе продукции скважин 2 установлена групповая замерная установка 35. При больших расстояниях от добывающих скважин 1 до установки подготовки нефти 3 с целью снижения давления на устьях добывающих скважин 1 на трубопроводе продукции скважин 2 также установлена дожимная насосная станция 33.
Использование предлагаемой системы обустройства месторождения тяжёлой нефти и природного битума позволит исключить остановку работы системы и проведение ремонтов теплообменных труб парогенератора из-за коррозионного разрушения, вызванного наличием в воде остаточных сульфидов и гидросульфидов, и, тем самым, увеличить срок эксплуатации парогенератора за счёт их полного удаления в поступающей глубокоочищенной воде, улучшить условия эксплуатации оборудования блока водоподготовки за счёт отсутствия сероводорода, сульфидов и гидросульфидов в воде, а также повысить экологичность процесса подготовки глубокоочищенной воды за счёт полного отсутствия отходов, требующих нейтрализации или утилизации, и расширить технологические возможности за счёт простоты применяемого дополнительного оборудования.
Claims (1)
- Система обустройства месторождения тяжёлой нефти и природного битума, включающая добывающие скважины, соединённые через трубопровод продукции скважин с блоком дозирования деэмульгатора, групповой замерной установкой, дожимной насосной станцией и установкой подготовки нефти, которая оснащена системой нагрева продукции скважин через трубопровод топливного газа, оснащена трубопроводом товарной нефти, трубопроводом попутного нефтяного газа и трубопроводом попутно добываемой воды, который сообщён с блоком очистки от сероводорода, соединённым через трубопровод очищенной попутно добываемой воды с блоком водоподготовки, соединённым через трубопровод стоков с кустовой насосной станцией, а через трубопровод глубокоочищенной воды – с парогенератором, соединённым с трубопроводом топливного газа, а через паропровод сообщён с паронагнетательными скважинами, при этом блок водоподготовки снабжён трубопроводом уловленной нефти для её возврата на установку подготовки нефти, а также соединён через трубопровод пресной воды с источником пресной воды, а блок очистки от сероводорода выполнен с возможностью отдувки попутно добываемой воды отводимыми от парогенератора дымовыми газами, подаваемыми в блок очистки от сероводорода по трубопроводу отвода дымовых газов от парогенератора, отличающаяся тем, что блок очистки от сероводорода соединён трубопроводом отвода на обезвреживание дымовых газов, содержащих извлеченный из воды сероводород, с блоком окисления сероводорода, оснащённым трубопроводом подачи окислителя (воздуха), трубопроводом топливного газа и трубопроводом отвода очищенных от сероводорода дымовых газов, соединённым со свечой рассеивания, трубопроводом отвода серной кислоты в трубопровод попутно добываемой воды на вход в блок очистки от сероводорода и трубопроводом отвода пара в паропровод на выходе парогенератора, при этом установка подготовки нефти соединена трубопроводом попутного нефтяного газа с трубопроводом отвода на обезвреживание дымовых газов, а добывающие скважины соединены трубопроводом затрубного газа с установкой подготовки нефти и/или через трубопровод попутного нефтяного газа и трубопровод отвода на обезвреживание дымовых газов с блоком окисления сероводорода.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019137898A RU2715109C1 (ru) | 2019-11-25 | 2019-11-25 | Система обустройства месторождения тяжёлой нефти и природного битума |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019137898A RU2715109C1 (ru) | 2019-11-25 | 2019-11-25 | Система обустройства месторождения тяжёлой нефти и природного битума |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2715109C1 true RU2715109C1 (ru) | 2020-02-25 |
Family
ID=69630944
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019137898A RU2715109C1 (ru) | 2019-11-25 | 2019-11-25 | Система обустройства месторождения тяжёлой нефти и природного битума |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2715109C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2780906C1 (ru) * | 2022-03-31 | 2022-10-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Система обустройства месторождения тяжёлой нефти и природного битума |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2425972C1 (ru) * | 2010-09-24 | 2011-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ утилизации попутного сероводородсодержащего нефтяного газа |
| RU2503806C1 (ru) * | 2012-07-27 | 2014-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Система обустройства месторождения тяжелой нефти и природного битума (варианты) |
| EP3100777A1 (en) * | 2015-06-01 | 2016-12-07 | Prosernat | Method for separating hydrogen sulfide and ammonia dissolved in sour waters |
| EA026570B1 (ru) * | 2010-09-21 | 2017-04-28 | Палмер Лэбс, Ллк | Способ добычи пластовых залежей |
| RU2652408C1 (ru) * | 2017-08-01 | 2018-04-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Система обустройства месторождения тяжелой нефти и природного битума |
-
2019
- 2019-11-25 RU RU2019137898A patent/RU2715109C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA026570B1 (ru) * | 2010-09-21 | 2017-04-28 | Палмер Лэбс, Ллк | Способ добычи пластовых залежей |
| RU2425972C1 (ru) * | 2010-09-24 | 2011-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ утилизации попутного сероводородсодержащего нефтяного газа |
| RU2503806C1 (ru) * | 2012-07-27 | 2014-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Система обустройства месторождения тяжелой нефти и природного битума (варианты) |
| EP3100777A1 (en) * | 2015-06-01 | 2016-12-07 | Prosernat | Method for separating hydrogen sulfide and ammonia dissolved in sour waters |
| RU2652408C1 (ru) * | 2017-08-01 | 2018-04-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Система обустройства месторождения тяжелой нефти и природного битума |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2780906C1 (ru) * | 2022-03-31 | 2022-10-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Система обустройства месторождения тяжёлой нефти и природного битума |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4704972A (en) | Method and apparatus for reducing acid pollutants in smoke | |
| CN1163296C (zh) | 使用含硫化物的气体和液体从烟道气中除汞的方法和设备 | |
| CN101092577B (zh) | 用煤气湿式氧化脱硫工艺生成的硫磺及废液制取硫酸的工艺及其设备 | |
| CN104707454B (zh) | 塔式焦炉烟道气余热利用及同时脱硫脱硝系统 | |
| RU2652408C1 (ru) | Система обустройства месторождения тяжелой нефти и природного битума | |
| CN101723334A (zh) | 一种用低品质硫磺和含硫废液制取硫酸的原料预处理工艺 | |
| CN213955278U (zh) | 基于烟气余热及污染物协同资源化的节能环保一体化系统 | |
| CN102588989B (zh) | 燃气锅炉或燃气、燃油设备的烟气喷淋净化热回收系统 | |
| CN102865583A (zh) | 一种含盐有机废水浸没式焚烧急冷处理装置及方法 | |
| CN210973883U (zh) | 循环吹硫硫磺回收装置 | |
| US20110142740A1 (en) | Method and system for treatment of malodorous gases emanating from a pulp mill | |
| RU2715109C1 (ru) | Система обустройства месторождения тяжёлой нефти и природного битума | |
| CN100497165C (zh) | 用煤气湿式氧化脱硫工艺生成的硫磺及废液制取硫酸的设备 | |
| CN103771607B (zh) | 炼油碱渣废液的处理方法 | |
| RU2780906C1 (ru) | Система обустройства месторождения тяжёлой нефти и природного битума | |
| JP2019015485A (ja) | 加圧流動炉システムにおける排ガス脱硫方法及びその装置 | |
| CN103773426B (zh) | 液态烃碱渣废液的处理方法 | |
| CN112480976A (zh) | 一种高炉煤气干法深度净化的方法 | |
| RU2720719C1 (ru) | Система обустройства месторождения тяжёлой нефти и природного битума | |
| CN209613781U (zh) | 一种脱硫醇碱渣多功能处理设备 | |
| RU2019269C1 (ru) | Установка для очистки дымовых газов | |
| CN210832060U (zh) | 有机硅生产废气废液焚烧处理后尾气超低排放装置 | |
| CN103691275B (zh) | 双塔湿式钠碱法脱硫除尘装置及工艺 | |
| CN219326679U (zh) | 一种废碱液废气处理装置 | |
| CN215909063U (zh) | 一种废水裂解焚烧脱除cod系统 |