RU45457U1 - INSTALLING A WELL RESEARCH - Google Patents
INSTALLING A WELL RESEARCH Download PDFInfo
- Publication number
- RU45457U1 RU45457U1 RU2004137417/22U RU2004137417U RU45457U1 RU 45457 U1 RU45457 U1 RU 45457U1 RU 2004137417/22 U RU2004137417/22 U RU 2004137417/22U RU 2004137417 U RU2004137417 U RU 2004137417U RU 45457 U1 RU45457 U1 RU 45457U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- stabilization
- water
- oil
- condensate
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Полезная модель относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначена для использования при проведении комплексных газогидродинамических исследований продукции скважин нефтяных и газоконденсатных месторождений с одновременной подготовкой жидких углеводородов к транспорту и утилизацией газа и пластовой воды. Установка исследования скважин, включающая блок сепарации газоконденсатной смеси, блок сепарации нефти, блок стабилизации жидких углеводородов, включающий емкость стабилизации углеводородов, и соединительные трубопроводы, дополнительно содержит расходные емкости с деэмульгатором, умягченной водой и катализаторным комплексом с дозировочными насосами для подачи соответствующих реагентов в емкость стабилизации жидких углеводородов, внутри которой установлена перфорированная труба, а так же воздушный компрессор для подачи воздуха в емкость стабилизации.The utility model relates to the oil and gas industry and is intended for use in conducting complex gas-hydrodynamic studies of the production of oil and gas condensate well wells while preparing liquid hydrocarbons for transport and utilization of gas and produced water. The well research installation, including a gas-condensate mixture separation unit, an oil separation unit, a liquid hydrocarbon stabilization unit, including a hydrocarbon stabilization tank, and connecting pipelines, further comprises consumables with a demulsifier, softened water and a catalyst complex with metering pumps for supplying the appropriate reagents to the stabilization tank liquid hydrocarbons, inside which a perforated pipe is installed, as well as an air compressor for supplying air to stabilization capacity.
Description
Полезная модель относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использована при проведении комплексных газогидродинамических исследований продукции одной или нескольких скважин нефтяных и газоконденсатных месторождений с целью определения дебита по жидким углеводородам, природному и попутному газу, пластовой воде и других газогидродинамических характеристик работы скважины или группы скважин с одновременной подготовкой жидких углеводородов к транспорту и утилизацией газа и пластовой воды, при геологоразведочных работах, в процессе пробной эксплуатации или на начальном этапе работ по освоению месторождений, в том числе продукция которых содержит агрессивные компоненты (сероводород, меркаптаны).The utility model relates to the oil and gas industry and can be used in carrying out complex gas-hydrodynamic studies of the production of one or more wells of oil and gas condensate fields in order to determine the production rate for liquid hydrocarbons, natural and associated gas, produced water and other gas-hydrodynamic characteristics of a well or group of wells with the simultaneous preparation of liquid hydrocarbons for transport and utilization of gas and produced water, during exploration max, during the trial operation or at the initial stage of field development, including products which contain aggressive components (hydrogen sulfide, mercaptans).
Известна установка "Порта-Тест" для исследования газоконденсатных скважин, в том числе продукция которых содержит агрессивные компоненты (сероводород, меркаптаны), фирмы "PORTA-TEST manufakturing LTD" (Канада) [Гриценко А.И., Алиев З.С.Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. Москва, «Наука», 1995, с.364]. Установка включает в себя линию приема газоконденсатной смеси, оборудованную клапаном-отсекателем и клапаном-регулятором давления и последовательно установленные подогреватель и трехфазный сепаратор, соединенный с линиями отвода газа, воды и конденсата с измерителями расходов фаз продукции скважин.Known installation "Porta Test" for the study of gas condensate wells, including products that contain aggressive components (hydrogen sulfide, mercaptans), the company "PORTA-TEST manufakturing LTD" (Canada) [Gritsenko AI, Aliev Z. S. Ermilov O.M., Remizov V.V., Zotov G.A. Well Research Guide. Moscow, Nauka, 1995, p. 344]. The installation includes a gas condensate mixture receiving line equipped with a shut-off valve and a pressure regulating valve and a heater and a three-phase separator connected in series to the gas, water and condensate drain lines with flow rate meters for production wells.
Такую установку невозможно использовать на нефтяных скважинах и на скважинах без развитой сети инженерных коммуникаций, что не позволяет проводить исследования не обустроенных скважин. Ограниченные функциональные возможности установки не позволяют получать товарную Such an installation cannot be used in oil wells and in wells without a well-developed engineering communications network, which does not allow the study of undeveloped wells. The limited functionality of the installation does not allow to obtain a commodity
продукцию соответствующую требованиям ГОСТ Р 51858-2002 по содержанию сероводорода, легких меркаптанов, воды и хлористых солей, что является препятствием для отгрузки товарной продукции потребителям.products that meet the requirements of GOST R 51858-2002 on the content of hydrogen sulfide, light mercaptans, water and chloride salts, which is an obstacle to the shipment of marketable products to consumers.
Наиболее близкой к заявляемой по совокупности существенных признаков и достигаемому результату является установка исследования скважин, включающая линию приема газоконденсатной смеси, оборудованную клапаном-отсекателем и клапаном-регулятором давления и связанную с трехфазным сепаратором, соединенным с линиями отвода конденсата, газа и воды, снабженными измерителями расхода, блок сепарации нефти, связанный с линиями отвода газа и воды, вкючающий линию приема нефти, оборудованную клапаном-отсекателем и клапаном-регулятором давления, и последовательно соединенные подогреватель, двухфазный сепаратор и сепаратор отстоя воды, соединенный с линиями межблочных коммуникаций, и блок стабилизации жидких углеводородов, включающий емкости дегазации и стабилизации углеводородов, и соединительные трубопроводы, а также блок хранения и отпуска товарных продуктов, содержащий емкости хранения и автоматизированную станцию налива жидких углеводородов, и блок вспомогательных объектов, включающий котельную для нагрева теплоносителя, подстанцию и дизельэлектростанцию резервного питания (Свидетельство РФ на полезную модель №13910, 7 МПК Е 21 В 47/00, опубл. 10.06.2000, БИ №16).The closest to the claimed combination of essential features and the achieved result is a well survey installation including a gas condensate mixture receiving line equipped with a shut-off valve and a pressure regulating valve and connected to a three-phase separator connected to condensate, gas and water drain lines equipped with flow meters an oil separation unit associated with gas and water drainage lines, including an oil reception line equipped with a shut-off valve and a pressure control valve, and serially connected a heater, a two-phase separator and a water sludge separator connected to inter-unit communication lines, and a liquid hydrocarbon stabilization unit, including hydrocarbon degassing and stabilization tanks, and connecting pipelines, as well as a commodity storage and dispensing unit containing storage capacities and an automated station liquid hydrocarbon filling, and a block of auxiliary facilities, including a boiler room for heating the coolant, a substation and a backup diesel power station Ethan (Certificate of the Russian Federation for useful model №13910, IPC 7 E 21 B 47/00, publ. 06/10/2000, BI No. 16).
Недостатком данной установки являются ограниченные функциональные возможности, в связи с чем получаемая в процессе исследования скважин товарная продукция не соответствует требованиям ГОСТ Р 51858-2002 по содержанию сероводорода, легких меркаптанов, воды и хлористых солей, что является препятствием для отгрузки товарной продукции потребителям по соображениям безопасности ее хранения, транспортировки и дальнейшего использования.The disadvantage of this installation is its limited functionality, and therefore the marketable products obtained during well testing do not meet the requirements of GOST R 51858-2002 for the content of hydrogen sulfide, light mercaptans, water and chloride salts, which is an obstacle to the shipment of marketable products to consumers for safety reasons its storage, transportation and further use.
Технический результат, на достижение которого направлена полезная модель, заключается в снижении содержания сероводорода, легких The technical result, which is aimed at achieving a utility model, is to reduce the content of hydrogen sulfide, lungs
меркаптанов и хлористых солей в товарной продукции и доведения их содержания в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002.mercaptans and chloride salts in commercial products and bringing their content in accordance with the requirements of GOST R 51858-2002.
Для достижения этого технического результата установка исследования скважин, включающая линию приема газоконденсатной смеси, оборудованную клапаном-отсекателем и клапаном-регулятором давления, связанную с трехфазным сепаратором, соединенным с линиями отвода газа, конденсата и воды, снабженными измерителями расхода, блок сепарации нефти, связанный с линиями отвода газа и воды, включающий линию приема нефти, оборудованную клапаном-отсекателем и клапаном - регулятором давления и последовательно соединенные подогреватель, двухфазный сепаратор, соединенный с линией отвода водонефтяной эмульсии, и сепаратор отстоя воды, соединенный с линиями межблочных коммуникаций, блок стабилизации жидких углеводородов, включающий емкости дегазации и стабилизации углеводородов, и соединительные трубопроводы, дополнительно содержит расходные емкости с деэмульгатором, умягченной водой и катализаторным комплексом с дозировочными насосами для подачи соответствующих реагентов в емкость стабилизации жидких углеводородов, внутри которой установлена перфорированная труба, а так же воздушный компрессор для подачи воздуха в емкость стабилизации.To achieve this technical result, a well survey installation including a gas condensate mixture receiving line equipped with a shut-off valve and a pressure control valve connected to a three-phase separator connected to gas, condensate and water drain lines equipped with flow meters, an oil separation unit, connected to gas and water drainage lines, including an oil intake line, equipped with a shut-off valve and a valve - pressure regulator and a heater connected in series, two-phase a parator connected to the drain line of the oil-water emulsion, and a water sludge separator connected to the interblock communication lines, a liquid hydrocarbon stabilization unit including hydrocarbon degassing and stabilization tanks, and connecting pipelines, further comprises consumables with a demulsifier, softened water and a catalyst complex with dosing pumps for supplying the appropriate reagents to the stabilization tank of liquid hydrocarbons, inside which a perforated pipe is installed, as well as stuffy compressor for supplying air to the stabilization tank.
Отличительными признаками предлагаемой полезной модели от указанной выше известной, наиболее близкой к ней являются наличие расходных емкостей с деэмульгатором, умягченной водой и катализаторным комплексом с дозировочными насосами для подачи соответствующих реагентов в емкость стабилизации жидких углеводородов, внутри которой установлена перфорированная труба, а так же воздушный компрессор для подачи воздуха в емкость стабилизации.The distinguishing features of the proposed utility model from the above known, closest to it are the presence of consumables with a demulsifier, softened with water and a catalyst complex with metering pumps for supplying the appropriate reagents to the stabilization tank of liquid hydrocarbons, inside which a perforated pipe is installed, as well as an air compressor for supplying air to the stabilization tank.
Благодаря наличию расходной емкости с деэмульгатором, снабженной дозировочным насосом, осуществляющим подачу деэмульгатора непосредственно в емкость стабилизации жидких углеводородов, интенсифицируется процесс разделения водонефтяной эмульсии, Due to the presence of a supply tank with a demulsifier equipped with a metering pump that feeds the demulsifier directly to the liquid hydrocarbon stabilization tank, the process of separation of the oil-water emulsion is intensified,
обеспечивающий возможность отделения воды с последующим ее измерением и отводом на факельную установку для термического обезвреживания.providing the ability to separate water with its subsequent measurement and discharge to a flare unit for thermal neutralization.
Благодаря наличию расходной емкости с умягченной водой, снабженной дозировочным насосом, осуществляющим подачу воды непосредственно в емкость стабилизации, обеспечивается возможность очистки жидких углеводородов от хлористых солей и доведение их концентрации до требований ГОСТ Р 51858-2002.Due to the presence of a supply tank with softened water, equipped with a metering pump supplying water directly to the stabilization tank, it is possible to purify liquid hydrocarbons from chloride salts and bring their concentration to the requirements of GOST R 51858-2002.
Благодаря наличию расходной емкости с катализаторным комплексом, снабженной дозировочным насосом, подающим катализаторный комплекс в емкость стабилизации, осуществляется очистка жидких углеводородов от сероводорода и легких меркаптанов и доведение их концентрации до требований ГОСТ Р 51858-2002.Due to the presence of a supply tank with a catalyst complex equipped with a metering pump that feeds the catalyst complex to the stabilization tank, liquid hydrocarbons are purified from hydrogen sulfide and light mercaptans and their concentration is brought up to the requirements of GOST R 51858-2002.
Наличие воздушного компрессора, осуществляющего подачу воздуха в емкость стабилизации, обеспечивает окисление сероводорода и меркаптанов до элементарной серы и менее токсичных дисульфидов кислородом воздуха в присутствии катализаторного комплекса.The presence of an air compressor supplying air to the stabilization tank ensures the oxidation of hydrogen sulfide and mercaptans to elemental sulfur and less toxic disulfides by atmospheric oxygen in the presence of a catalyst complex.
Наличие перфорированной трубы внутри емкости стабилизации жидких углеводородов способствует интенсификации процесса перемешивания реагентов, что позволяет ускорить процесс массообмена и термохимической реакции в емкости стабилизации.The presence of a perforated pipe inside the liquid hydrocarbon stabilization tank contributes to the intensification of the mixing process of the reagents, which allows to accelerate the process of mass transfer and thermochemical reaction in the stabilization tank.
Таким образом, новая совокупность существенных признаков в предлагаемой установке обеспечивает снижение концентрации сероводорода, легких меркаптанов и хлористых солей в товарной продукции и доведение их содержания в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002.Thus, a new set of essential features in the proposed installation provides a decrease in the concentration of hydrogen sulfide, light mercaptans and chloride salts in commercial products and bring their content in accordance with the requirements of GOST R 51858-2002.
На чертеже приведена блок-схема установки исследования скважин.The drawing shows a block diagram of a well survey installation.
Установка содержит блок (I) газового сепаратора, включающий линию 1 приема сырья, оборудованную клапаном-отсекателем 2 и клапаном-регулятором давления 3, и соединенную с газовым трехфазным сепаратором 4, соединенным с линией 5 отвода газов сепарации и с линией 6 отвода воды The installation contains a block (I) of a gas separator, including a line 1 for receiving raw materials, equipped with a shut-off valve 2 and a pressure regulating valve 3, and connected to a gas three-phase separator 4 connected to the separation gas exhaust line 5 and to the water discharge line 6
на установку 7 факельную горизонтальную, и с линией 8 отвода конденсата; блок (II) сепарации нефти, включающий линию 9 приема нефти, оборудованную клапаном-отсекателем 10 и клапаном-регулятором давления 11 и последовательно соединенные подогреватель 12, двухфазный сепаратор 13, соединенный с линией 14 отвода водонефтяной эмульсии и линией 15 отвода газа на установку 7 факельную горизонтальную, сепаратор 16 отстоя воды, соединенный с линией 8 отвода конденсата из сепаратора 4, с линией 17 отвода газа, с линией 18 отвода воды на установку 7 факельную горизонтальную, и с линией 19 отвода жидких углеводородов. Все линии отводов снабжены измерителями расходов 20. Установка также содержит блок (III) стабилизации жидких углеводородов, содержащий последовательно установленные емкость 21 дегазации, насос 22, теплообменник 23 и емкость 24 стабилизации жидких углеводородов, внутри которой установлена перфорированная труба 25. Емкость дегазации 21 соединена с линией 26 отвода газа дегазации и линией 27 отвода жидких углеводородов. Емкость 24 стабилизации, соединена с линией 28 отвода газов стабилизации и с линией 29 отвода жидких углеводородов. Установка содержит блок (IY) хранения и отпуска товарных продуктов (жидких углеводородов), включающий емкости 30 хранения жидких углеводородов и автоматическую систему 31 налива жидких углеводородов; и блок (Y) вспомогательных объектов, включающий подстанцию 32, дизельэлектростанцию 33, компрессор 34 воздуха, котельную 35, блок 36 химреагентов и блок 37 управления.horizontal flare unit 7, and with condensate drain line 8; an oil separation unit (II) including an oil receiving line 9 equipped with a shutoff valve 10 and a pressure control valve 11 and connected in series to a heater 12, a two-phase separator 13 connected to a water-oil emulsion exhaust line 14 and a gas exhaust line 15 to a flare unit 7 horizontal, a sludge separator 16 connected to a condensate discharge line 8 from the separator 4, a gas discharge line 17, a horizontal flare line 18 to the installation 7, and a liquid hydrocarbon discharge line 19. All branch lines are equipped with flow meters 20. The installation also contains a block (III) of stabilization of liquid hydrocarbons containing successively installed degassing tank 21, a pump 22, a heat exchanger 23 and a reservoir 24 of stabilization of liquid hydrocarbons, inside which a perforated pipe 25 is installed. The degassing tank 21 is connected to a degassing gas exhaust line 26 and a liquid hydrocarbon exhaust line 27. The stabilization capacity 24 is connected to the stabilization gas exhaust line 28 and to the liquid hydrocarbon exhaust line 29. The installation comprises a unit (IY) for storing and dispensing commercial products (liquid hydrocarbons), including liquid hydrocarbon storage tanks 30 and an automatic liquid hydrocarbon filling system 31; and a block (Y) of auxiliary objects including a substation 32, a diesel power station 33, an air compressor 34, a boiler room 35, a block 36 of chemicals and a control unit 37.
Установка дополнительно содержит блок демеркаптанизации (VI) и блок деэмульсации и обессоливания (VII). Блок демеркаптанизации (VI) содержит емкость 38 с катализаторным комплексом, соединенную с дозировочным насосом 39, который подсоединен линией 40 подачи катализаторного комплекса в линию 27 отвода жидких углеводородов на всасе насоса 22, а также содержит воздушный компрессор 41, соединенный линией 42 подачи воздуха в линию 27 отвода жидких углеводородов на The installation further comprises a demercaptanization unit (VI) and a demulsification and desalination unit (VII). The demercaptanization unit (VI) contains a container 38 with a catalyst complex connected to a metering pump 39, which is connected by a supply line 40 of the catalyst complex to a liquid hydrocarbon removal line 27 at the inlet of the pump 22, and also contains an air compressor 41 connected by a line 42 to the air supply 27 removal of liquid hydrocarbons to
выкиде насоса 22 для подачи соответствующих реагентов в емкость 24 стабилизации. Блок деэмульсации и обессоливания (VII) содержит расходные емкости 43 и 44 с деэмульгатором и умягченной водой соответственно, снабженные дозировочными насосами 45 и 46 для подачи соответствующих реагентов по линии 47 в перфорированную трубу 25 емкости 24 стабилизации. Емкость 24 стабилизации соединена с линией 48 отвода воды на установку 7 факельную горизонтальную для утилизации и линией 49 соединительных трубопроводов для осуществления циркуляции.on the pump 22 for supplying the corresponding reagents to the stabilization tank 24. The demulsification and desalination unit (VII) contains consumable containers 43 and 44 with a demulsifier and softened water, respectively, equipped with metering pumps 45 and 46 for supplying the corresponding reagents via line 47 to the perforated pipe 25 of the stabilization tank 24. The stabilization tank 24 is connected to a horizontal water discharge line 48 to a horizontal flare unit 7 for utilization and a connecting pipe line 49 for circulating.
Установка работает следующим образом.Installation works as follows.
Пластовая смесь из скважин поступает на установку раздельными потоками. Из газоконденсатных скважин пластовая смесь с давлением до 35 МПа и температурой от 0 до 20°С поступает по линии приема 1 через клапан-отсекатель 2 и клапан-регулятор 3 давления в трехфазный сепаратор 4, где под действием гравитационных сил, изменения скорости и направления потока разделяется на газ, конденсат и воду. Газ из сепаратора 4 направляется в линию 5 отвода газа и далее через измеритель расхода 20 на установку 7 факельную горизонтальную для обезвреживания сжиганием. Вода из сепаратора 4 поступает в линию 6 отвода воды, проходит измеритель расхода 20 и поступает на установку 7 факельную горизонтальную для утилизации. Конденсат из сепаратора 4 направляется в линию 8, проходит измеритель расхода 20 и поступает в сепаратор 16 отстоя воды блока (II) сепарации нефти.The formation mixture from the wells enters the installation in separate streams. From gas condensate wells, a reservoir mixture with a pressure of up to 35 MPa and a temperature of 0 to 20 ° C enters through a receiving line 1 through a shut-off valve 2 and a pressure control valve 3 to a three-phase separator 4, where, under the influence of gravitational forces, changes in speed and direction of flow divided into gas, condensate and water. Gas from the separator 4 is sent to the gas exhaust line 5 and then through a flow meter 20 to the horizontal flare unit 7 for neutralization by burning. Water from the separator 4 enters the water drainage line 6, passes a flow meter 20 and enters the horizontal flare unit 7 for disposal. The condensate from the separator 4 is sent to line 8, passes the flow meter 20 and enters the separator 16 of the water sludge block (II) oil separation.
Пластовая смесь от нефтяных скважин с давлением до 16 МПа и температурой от 0 до 30°С поступает по линии приема 9 через клапан-отсекатель 10, клапан-регулятор 11 давления, подогреватель 12, и уже с температурой 40°С и давлением до 3,6 МПа поступает в двухфазный сепаратор 13, где под действием сил гравитации, изменения скорости и направления потока происходит ее разделение на газовую и жидкую фазы. В газовую фазу уходит весь свободный попутный газ, выделившийся из нефти при рабочих параметрах сепаратора 13. Газовая фаза из сепаратора 13 The reservoir mixture from oil wells with a pressure of up to 16 MPa and a temperature of 0 to 30 ° C enters through the intake line 9 through a shut-off valve 10, a pressure control valve 11, a heater 12, and already with a temperature of 40 ° C and a pressure of up to 3, 6 MPa enters a two-phase separator 13, where under the influence of gravitational forces, changes in velocity and direction of flow, it is divided into gas and liquid phases. All free associated gas released from oil at the operating parameters of the separator 13 enters the gas phase. The gas phase from the separator 13
направляется в линию 15 отвода газа и далее через измеритель расхода 20 поступает на установку 7 факельную горизонтальную для термического обезвреживания. Жидкая фаза - частично разгазированная нефть и водонефтяная эмульсия проходит в линию 14 и через измеритель расхода 20 поступает в сепаратор 16 для отделения воды от нефти в смеси с конденсатом, поступающим из трехфазного сепаратора 4. В сепараторе 16 производится отстой воды за счет сил гравитации. Отстоявшаяся вода из сепаратора 16 по линии 18 через измеритель расхода 20 поступает на установку 7 факельную горизонтальную для утилизации. Жидкие углеводороды (нефть и конденсат) из сепаратора 16 направляются по линии 19 отвода жидких углеводородов через измеритель расхода 20 на блок (III) стабилизации жидких углеводородов и поступают в емкость 21 дегазации для удаления газа. Из емкости 21 дегазации газ по линии 26 направляется на установку 7 факельную горизонтальную для термического обезвреживания, а жидкие углеводороды по линии 27 отвода жидких углеводородов откачиваются насосом 22 через теплообменник 23 в емкость 24 стабилизации, в которой выделяются остаточные газы.goes to the gas exhaust line 15 and then through the flow meter 20 enters the horizontal flare unit 7 for thermal neutralization. The liquid phase - partially degassed oil and a water-oil emulsion passes through line 14 and through a flow meter 20 enters a separator 16 for separating water from oil in a mixture with condensate coming from a three-phase separator 4. In the separator 16, water is sedimented by gravity. The settled water from the separator 16 through line 18 through a flow meter 20 enters the horizontal flare unit 7 for disposal. Liquid hydrocarbons (oil and condensate) from the separator 16 are sent via a liquid hydrocarbon discharge line 19 through a flow meter 20 to a liquid hydrocarbon stabilization unit (III) and enter a degassing tank 21 to remove gas. From the degassing tank 21, gas is sent through line 26 to a horizontal flare unit 7 for thermal neutralization, and liquid hydrocarbons are pumped out by a pump 22 through a heat exchanger 23 through a heat exchanger 23 to a stabilization tank 24, in which residual gases are released.
Стабилизация жидких углеводородов осуществляется путем их нагревания до заданной температуры с последующей циркуляцией в течение 1-2 часов. Для этого перекрывают линию 27 отвода жидких углеводородов (задвижка на схеме не показана), затем насосом 22 производится циркуляция жидких углеводородов из емкости 24 стабилизации по линии 49 и через теплообменник 23 обратно в емкость 24 стабилизации. В теплообменнике 23 циркулирующие углеводороды нагреваются до температуры 60°С. Одновременно с процессом стабилизации осуществляется процесс очистки жидких углеводородов от сероводорода и легких меркаптанов.The stabilization of liquid hydrocarbons is carried out by heating them to a predetermined temperature, followed by circulation for 1-2 hours. To do this, block the liquid hydrocarbon discharge line 27 (the valve is not shown in the diagram), then the pump 22 circulates the liquid hydrocarbons from the stabilization tank 24 through line 49 and through the heat exchanger 23 back to the stabilization tank 24. In the heat exchanger 23, the circulating hydrocarbons are heated to a temperature of 60 ° C. Simultaneously with the stabilization process, a process of purification of liquid hydrocarbons from hydrogen sulfide and light mercaptans is carried out.
Процесс демеркаптанизации основан на окислении сероводорода и меркаптанов до элементарной серы и менее токсичных дисульфидов кислородом воздуха в присутствии каталазаторного комплекса (КТК), который представляет собой 0,1-0,2% раствор нефтерастворимого The process of demercaptanization is based on the oxidation of hydrogen sulfide and mercaptans to elemental sulfur and less toxic disulfides with atmospheric oxygen in the presence of a catalyst complex (CPC), which is a 0.1-0.2% solution of oil-soluble
катализатора «ИВКАЗ-2» в моноэтаноламине (МЭА) или водном растворе моноэтаноламина. Для этого расчетное количество катализаторного комплекса из расходной емкости 38 дозировочным насосом 39 по линии 40 подачи КТК подается на всас насоса 22, а на выкид насоса 22 подается воздух от воздушного компрессора 41 по линии 42 подачи воздуха. Далее смесь жидких углеводородов, КТК и воздуха поступает в теплообменник 23, где нагревается до температуры 60°С, и направляется в емкость 24 стабилизации. При этом расход реагентов на 1 тонну жидких углеводородов составляет: катализатора «ИВКАЗ-2» 0,5-2,0 г, моноэтаноламина 0,8-1,5 кг и воздуха 2,0-5,8 м3.catalyst "IVKAZ-2" in monoethanolamine (MEA) or an aqueous solution of monoethanolamine. To this end, the estimated amount of the catalyst complex from the supply tank 38 by the metering pump 39 along the CPC supply line 40 is supplied to the pump inlet 22, and air from the air compressor 41 is supplied to the pump outlet 22 via the air supply line 42. Next, a mixture of liquid hydrocarbons, CPC and air enters the heat exchanger 23, where it is heated to a temperature of 60 ° C, and sent to the stabilization tank 24. The consumption of reagents per 1 ton of liquid hydrocarbons is: catalyst "IVKAZ-2" 0.5-2.0 g, monoethanolamine 0.8-1.5 kg and air 2.0-5.8 m 3 .
Одновременно с процессом демеркаптанизации может осуществляться процесс деэмульсации и обессоливания, который заключается в обработке водонефтяных эмульсий реагентом-деэмульгатором, в качестве которого используется Дипроксамин 157-65М, Геркулес 2601 и др. при расходе 30-200 г на 1 тонну жидких углеводородов, и умягченной водой с температурой 90-95°С, расход которой составляет 1-10% от объема жидких углеводородов в зависимости от содержания солей. Для этого из расходной емкости 43 с деэмульгатором и емкости 44 с умягченной водой насосами 45 и 46 подается необходимое количество соответствующих реагентов по линии 47 в перфорированную трубу 25, при выходе из которой в емкости 24 стабилизации происходит их интенсивное перемешивание с жидкими углеводородами.Simultaneously with the process of demercaptanization, the process of demulsification and desalination can be carried out, which consists in treating water-oil emulsions with a demulsifying agent, which uses Diproxamine 157-65M, Hercules 2601, etc. at a flow rate of 30-200 g per 1 ton of liquid hydrocarbons, and softened water with a temperature of 90-95 ° C, the flow rate of which is 1-10% of the volume of liquid hydrocarbons, depending on the salt content. To do this, from the supply tank 43 with a demulsifier and the tank 44 with water softened by pumps 45 and 46, the required amount of the corresponding reagents is fed through line 47 to the perforated pipe 25, upon exiting from which in the stabilization tank 24 they are intensively mixed with liquid hydrocarbons.
Смесь, состоящая из жидких углеводородов, катализаторного комплекса, деэмульгатора, умягченной воды и воздуха циркулируется насосом 22 в течение 1-2 часов. При этом давление «газовой шапки» в емкости 24 стабилизации не должно превышать 0,2 МПа. По окончании циркуляции смеси прекращается подача воздуха от воздушного компрессора 41. Из емкости 24 стабилизации производится отвод подтоварной воды по линии 48 на установку 7 факельную горизонтальную для утилизации, газ отводится по линии 28 отвода газа на установку 7 факельную A mixture consisting of liquid hydrocarbons, a catalyst complex, a demulsifier, softened water and air is circulated by the pump 22 for 1-2 hours. Moreover, the pressure of the "gas cap" in the tank 24 stabilization should not exceed 0.2 MPa. At the end of the mixture circulation, the air supply from the air compressor 41 is stopped. From the stabilization tank 24, produced water is discharged through line 48 to horizontal flare unit 7 for utilization, gas is discharged through gas exhaust line 28 to flare unit 7
горизонтальную для термического обезвреживания, а жидкие углеводороды по линии 29 отвода жидких углеводородов направляются в емкости 30 хранения, где производится окончательный отстой продукции. Жидкие стабильные углеводороды из емкости 30 хранения через автоматическую систему 31 налива жидких углеводородов отгружаются потребителю в автоцистерны, а подтоварная вода направляется по линиям 50 и 48 отвода воды через измеритель расхода 20 на установку 7 факельную горизонтальную для утилизации.horizontal for thermal neutralization, and liquid hydrocarbons are sent through storage line 30 to liquid storage tanks 30, where the final sludge is produced. Stable liquid hydrocarbons from the storage tank 30 through the automatic liquid hydrocarbon filling system 31 are dispatched to the consumer in tankers, and commercial water is routed through the drainage lines 50 and 48 through the flow meter 20 to the horizontal flare unit 7 for disposal.
С процессом стабилизации могут быть совмещены процессы демеркаптанизации, деэмульсации и обессоливания жидких углеводородов как одновременно все вместе, так и по отдельности, в зависимости от состава продукции скважин и требований, предъявляемых к качеству товарной продукции.The stabilization process can be combined with the processes of demercaptanization, demulsification and desalination of liquid hydrocarbons, both simultaneously, together or separately, depending on the composition of the production of wells and the requirements for the quality of marketable products.
Объекты вспомогательного блока (V) предназначены для обеспечения технологического процесса. Подстанция 32 подает электроэнергию на электрические двигатели насосов 22, 39, 45, 46 и на освещение. Дизельэлектростанция 33 служит для резервного электроснабжения и подает электроэнергию в случае отключения основного источника. Компрессор 34 воздуха сжимает атмосферный воздух до 0,6 МПа и подает его по трубопроводам на клапаны-регуляторы 3, 11 и пневматические приборы блока управления 37. В котельной 35 подогревается циркулирующий поток воды, поступающий в качестве теплоносителя на подогрев углеводородной среды в подогреватель 12 и теплообменник 23, а так же подогревается поток умягченной воды для емкости 44, поступающей в емкость 24 стабилизации для обессоливания жидких углеводородов. С блока 36 химреагентов подаются необходимые реагенты в технологический процесс. Блок 37 управления с помощью приборов КИПиА управляет технологическим процессом в автоматическом режиме.The objects of the auxiliary unit (V) are designed to ensure the technological process. Substation 32 supplies electricity to the electric motors of the pumps 22, 39, 45, 46 and to the lighting. Diesel power station 33 is used for backup power supply and supplies electricity in case of disconnection of the main source. The air compressor 34 compresses the atmospheric air up to 0.6 MPa and feeds it through the pipelines to the control valves 3, 11 and pneumatic devices of the control unit 37. In the boiler room 35, the circulating water flow is heated, which enters the heater 12 as a coolant for heating the hydrocarbon medium a heat exchanger 23, as well as a stream of softened water is heated for the tank 44 entering the stabilization tank 24 for desalting liquid hydrocarbons. From the block 36 chemical reagents served the necessary reagents in the process. The control unit 37 using instrumentation controls the process in an automatic mode.
Заявляемая установка прошла опытно-промышленные испытания в 2004 г. при исследовании продукции скважин №2-Н и №3-Н на Нагумановском НГКМ, результаты которых отражены в таблице.The inventive installation was pilot-tested in 2004 when researching the production of wells No. 2-N and No. 3-N at the Nagumanovsky oil and gas condensate field, the results of which are shown in the table.
Для очистки от сероводорода и легких (метил- и этил-) меркаптанов 32 т стабильного конденсата было использовано 47 кг моноэтаноламина, 30 г катализатора «ИВКАЗ-2» и 130 м3 воздуха. В конденсате после демеркаптанизации свободный сероводород отсутствует, а содержание меркаптановой серы уменьшилось в среднем на 23%. С учетом того, что содержание летучих метил- и этилмеркаптанов в исходном конденсате составляет 20% от общего количества, полученные результаты следует считать положительными.To clean 32 tons of stable condensate from hydrogen sulfide and light (methyl- and ethyl-) mercaptans, 47 kg of monoethanolamine, 30 g of IVKAZ-2 catalyst and 130 m 3 of air were used. After demercaptanization, there is no free hydrogen sulfide in the condensate, and the mercaptan sulfur content decreased on average by 23%. Considering that the content of volatile methyl and ethyl mercaptans in the initial condensate is 20% of the total, the results should be considered positive.
Для деэмульсации и обессоливания продукции указанных скважин был произведен пробный пуск блока (VII) деэмульсации и обессоливания. В качестве деэмульгатора использовали Дипроксамин 157-65М в количестве 1,92 кг и 1,6 м3 умягченной воды при температуре 95°С. В результате анализа проб конденсата выявлено, что товарная продукция по содержанию хлористых солей и воды соответствует требованиям ГОСТ Р 51858-2002.To demulsify and desalinate the products of these wells, a test run of the demulsification and desalination unit (VII) was carried out. Diproxamine 157-65M in the amount of 1.92 kg and 1.6 m 3 of softened water at a temperature of 95 ° C was used as a demulsifier. As a result of the analysis of condensate samples, it was revealed that commercial products on the content of chloride salts and water meet the requirements of GOST R 51858-2002.
Предлагаемая установка исследования скважин по сравнению с прототипом имеет следующие преимущества:The proposed installation research wells in comparison with the prototype has the following advantages:
- обеспечивается возможность проведения очистки жидких углеводородов от сероводорода, легких меркаптанов и хлористых солей, что расширяет функциональные возможности установки;- it is possible to purify liquid hydrocarbons from hydrogen sulfide, light mercaptans and chloride salts, which expands the functionality of the installation;
- обеспечивается качество подготовки товарной продукции (жидкие стабильные углеводороды) в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002, что позволяет производить отгрузку продукции потребителям, в т.ч. на экспорт;- the quality of the preparation of commercial products (liquid stable hydrocarbons) is ensured in accordance with the requirements of GOST R 51858-2002, which allows for the shipment of products to consumers, including for export;
- снижается риск загрязнения окружающей среды выбросами токсичных соединений, что улучшает экологическую обстановку;- the risk of environmental pollution by emissions of toxic compounds is reduced, which improves the ecological situation;
- снижается риск коррозионного растрескивания технологического оборудования;- the risk of corrosion cracking of technological equipment is reduced;
- обеспечивается безопасность хранения и транспортировки товарной продукции.- safety of storage and transportation of marketable products is ensured.
Предлагаемая установка исследования скважин за счет расширения функциональных возможностей позволяет снизить количество сероводорода, легких меркаптанов и хлористых солей в товарной продукции и довести их содержание в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002, что обеспечит высокое качество товарной продукции..The proposed installation for well research by expanding the functionality allows to reduce the amount of hydrogen sulfide, light mercaptans and chloride salts in commercial products and bring their content in accordance with the requirements of GOST R 51858-2002, which will ensure high quality commercial products ..
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004137417/22U RU45457U1 (en) | 2004-12-21 | 2004-12-21 | INSTALLING A WELL RESEARCH |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004137417/22U RU45457U1 (en) | 2004-12-21 | 2004-12-21 | INSTALLING A WELL RESEARCH |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU45457U1 true RU45457U1 (en) | 2005-05-10 |
Family
ID=35747606
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004137417/22U RU45457U1 (en) | 2004-12-21 | 2004-12-21 | INSTALLING A WELL RESEARCH |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU45457U1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2813500C1 (en) * | 2023-03-01 | 2024-02-12 | Общество с ограниченной ответственностью "НОВАТЭК Научно-технический центр" | Method of gas condensate well development after formation hydraulic fracturing |
-
2004
- 2004-12-21 RU RU2004137417/22U patent/RU45457U1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2813500C1 (en) * | 2023-03-01 | 2024-02-12 | Общество с ограниченной ответственностью "НОВАТЭК Научно-технический центр" | Method of gas condensate well development after formation hydraulic fracturing |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10882762B2 (en) | Method and system for removing hydrogen sulfide from sour oil and sour water | |
| US9550945B1 (en) | Local produced oil dehydrator | |
| US11767236B2 (en) | Method and system for removing hydrogen sulfide from sour oil and sour water | |
| RU2305123C1 (en) | Hydrogen sulfide-containing crude oil treatment | |
| RU119389U1 (en) | INSTALLATION FOR PREPARATION OF GAS OIL AND GAS-CONDENSATE DEPOSITS FOR TRANSPORT | |
| RU2652408C1 (en) | System for development of heavy oil and natural bitumen deposit | |
| RU2336932C1 (en) | Plant to prepare natural and associated oil gas for transportation | |
| RU45457U1 (en) | INSTALLING A WELL RESEARCH | |
| RU2442816C1 (en) | Device for removing hydrogen sulphide and low-molecular mercaptans from oil | |
| RU2647301C9 (en) | Gas-chemical cluster | |
| RU2143312C1 (en) | Method and installation for handling liquid fuel | |
| RU2616466C1 (en) | Unit for pretreatment of production fluid | |
| RU13910U1 (en) | INSTALLING A WELL RESEARCH | |
| RU2349365C1 (en) | Installation of purifying oil from hydrogen sulphide and mercaptans (versions) | |
| RU2424035C1 (en) | Carbon sulphide-containing oil treatment plant | |
| RU47965U1 (en) | INSTALLING A WELL RESEARCH | |
| RU2412740C1 (en) | Installation for treatment of oil containing carbon sulfide | |
| RU2387695C1 (en) | Oil refining unit (versions) | |
| SU1632452A1 (en) | A system of well products complex preparation | |
| RU82698U1 (en) | INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS) | |
| CN220665221U (en) | Integrated device for separating crude oil produced liquid by electrostatic coalescence | |
| CN204952632U (en) | Oil well sleeve pipe gas desulfhydrylation's device | |
| RU47966U1 (en) | INSTALLING A WELL RESEARCH | |
| RU2150587C1 (en) | Method for producing and using steam at oil-, gas-, or gas/oil processing plants | |
| RU2417247C1 (en) | Procedure for refining oil from hydrogen sulphide |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20101222 |