RU47966U1 - INSTALLING A WELL RESEARCH - Google Patents
INSTALLING A WELL RESEARCH Download PDFInfo
- Publication number
- RU47966U1 RU47966U1 RU2005110209/22U RU2005110209U RU47966U1 RU 47966 U1 RU47966 U1 RU 47966U1 RU 2005110209/22 U RU2005110209/22 U RU 2005110209/22U RU 2005110209 U RU2005110209 U RU 2005110209U RU 47966 U1 RU47966 U1 RU 47966U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- line
- unit
- hydrocarbon
- stabilization
- 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, дополнительно содержит блок улавливания и сероочистки легких углеводородов, включающий теплообменник, соединенный с емкостью стабилизации углеводородов и источником холодного газа, устройство предварительного отбора жидкости, сепаратор, соединенный с линией подвода в него холодного газа и содержащий узел подачи щелочи, фильтр, емкость для сбора углеводородов и систему отгрузки легких углеводородов. Возможен дополнительный вариант осуществления установки, в котором целесообразно, чтобы источником холодного газа являлись соединенные трубопроводами трех поточная вихревая труба с теплообменником, соединенным с линией отвода газа сепарации.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, further comprises a light hydrocarbon recovery and desulfurization unit, including a heat exchanger connected to a hydrocarbon stabilization tank and a cold gas source, a liquid pre-selection device , a separator connected to a cold gas supply line into it and containing an alkali supply unit, a filter, a container for failure and the hydrocarbon system and shipment of light hydrocarbons. An additional embodiment of the installation is possible, in which it is advisable that the source of cold gas is a three-line vortex tube connected by pipelines with a heat exchanger connected to the separation gas exhaust line.
Установка исследования скважин имеет ряд преимуществ:A well research installation has several advantages:
- обеспечивает снижение технологических потерь легких углеводородов, содержащихся в газе стабилизации;- provides a reduction in technological losses of light hydrocarbons contained in the stabilization gas;
- обеспечивает получение товарного продукта - легких углеводородов и отгрузку их потребителю, что расширяет функциональные возможности установки;- ensures the receipt of a marketable product - light hydrocarbons and their shipment to the consumer, which expands the functionality of the installation;
- снижает риск загрязнения окружающей среды выбросами токсичных соединений, что улучшает экологическую обстановку.- reduces the risk of environmental pollution by emissions of toxic compounds, which improves the ecological situation.
Предлагаемая установка за счет расширения функциональных возможностей позволяет повысить экономичность и экологичность процесса исследования скважин.The proposed installation by expanding the functionality allows you to increase the efficiency and environmental friendliness of the process of research wells.
Description
Полезная модель относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначена для использования при проведении комплексных газогидродинамических исследований продукции одной или нескольких скважин нефтяных и газоконденсатных месторождений при геологоразведочных работах, в процессе пробной эксплуатации или на начальном этапе работ по освоению месторождений, в том числе продукция которых содержит агрессивные компоненты, 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.The utility model relates to the oil and gas industry and is intended for use in conducting complex gas-hydrodynamic studies of the products of one or more wells of oil and gas condensate fields during exploration, during trial operation or at the initial stage of development of fields, including products that contain aggressive components in order to determine the flow rate for liquid hydrocarbons, natural and associated gas, produced water and other gas hydrates odinamicheskih characteristics work well or group of wells with the simultaneous preparation of liquid hydrocarbons for transport and disposal of gas and formation water.
Известна установка "Порта-Тест" для исследования газоконденсатных скважин, в том числе продукция которых содержит агрессивные компоненты, фирмы "PORTA-TEST manufakturing LND" (Канада) (Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин, М., Наука, 1995 г., с.364) Установка включает 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.The well-known installation "Porta-Test" for the study of gas condensate wells, including products which contain aggressive components, firms "PORTA-TEST manufakturing LND" (Canada) (Gritsenko A.I., Aliev Z.S., Ermilov OM , Remizov V.V., Zotov G.A. Guidelines for well exploration, M., Nauka, 1995, p.364) The installation includes a gas condensate mixture receiving line equipped with a shut-off valve and a pressure regulating valve and a sequentially installed heater and a three-phase separator connected to gas, water and condensate discharge lines with cost-performers of well production phases.
Недостатком известной установки исследования газоконденсатных скважин является невысокая достоверность определения дебитов конденсата и воды вследствие неполного их разделения. Кроме того, установка имеет ограниченные функциональные возможности, обусловленные невозможностью ее применения на нефтяных скважинах и на скважинах без A disadvantage of the known installation for the study of gas condensate wells is the low reliability of determining the flow rates of condensate and water due to incomplete separation. In addition, the installation has limited functionality due to the impossibility of its use in oil wells and in wells without
развитой сети инженерных коммуникаций, что не позволяет проводить исследование необустроенных скважин.developed network of engineering communications, which does not allow the study of unfinished wells.
Наиболее близкой к заявляемой полезной модели 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, включающий 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 utility model in terms of the set of essential features and the achieved result is a well study 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 intake line equipped with a shut-off valve and a control valve a pressure regulator, and a series-connected 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 storage and distribution unit for commercial products containing storage containers and an automated liquid hydrocarbon filling station, and a block of auxiliary facilities, including a boiler room for heating the coolant, a substation and a diesel electric backup ntsiyu (Certificate of the Russian Federation for useful model №13910,7 IPC E 21 B 47/00, publ. 06/10/2000, BI No. 16).
Недостатком известной установки исследования скважин являются ограниченные функциональные возможности и низкая степень экономичности и экологичности в связи с необходимостью сжигания газа стабилизации при проведении исследований на сероводородсодержащих месторождениях из-за наличия в составе указанных газов токсичных сернистых соединений (сероводорода и его производных). Одновременно сжигаются содержащиеся в газе стабилизации легкие фракции жидких углеводородов, что приводит к нерациональному использованию A disadvantage of the well-known installation for researching wells is limited functionality and a low degree of profitability and environmental friendliness due to the need to burn stabilization gas when conducting research at hydrogen sulfide-containing fields due to the presence of toxic sulfur compounds (hydrogen sulfide and its derivatives) in the composition of these gases. At the same time, light fractions of liquid hydrocarbons contained in the stabilization gas are burned, which leads to irrational use
углеводородного сырья, а также к загрязнению окружающей среды.hydrocarbon raw materials, as well as environmental pollution.
Технический результат, на достижение которого направлена полезная модель, заключается в снижении технологических потерь легких фракций жидких углеводородов и повышении экономичности процесса исследования скважин за счет очистки газа стабилизации от сероводорода и меркаптанов, обеспечении возможности извлечения товарного продукта - легких углеводородов.The technical result, which the utility model aims to achieve, is to reduce the technological losses of light fractions of liquid hydrocarbons and increase the efficiency of the well research process by cleaning the stabilization gas from hydrogen sulfide and mercaptans, providing the possibility of extracting a marketable product - light hydrocarbons.
Для достижения указанного технического результата установка исследования скважин, включающая линию приема газожидкостной 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 и сепаратор отстоя воды, соединенный с линиями межблочных коммуникаций, и блок стабилизации жидких углеводородов, включающий емкости дегазации и стабилизации углеводородов, и соединительные трубопроводы, согласно полезной модели, дополнительно содержит блок улавливания и сероочистки легких углеводородов, включающий теплообменник, соединенный с емкостью стабилизации углеводородов и источником холодного газа, устройство предварительного отбора жидкости, сепаратор, соединенный с линией подвода в него холодного газа, содержащий узел подачи щелочи, фильтр, емкость для сбора углеводородов и систему отгрузки легких углеводородов.To achieve the specified technical result, a well research installation including a gas-liquid mixture receiving line equipped with a shut-off valve and a pressure regulating valve connected to a three-phase separator connected to gas, condensate and water drain lines equipped with flow meters, an oil separation unit, connected with gas and water drainage lines, including an oil intake line equipped with a shut-off valve and a pressure regulating valve, and a two-phase heater connected in series a separator and a separator of water sludge connected to inter-unit communication lines, and a liquid hydrocarbon stabilization unit including hydrocarbon degassing and stabilization tanks, and connecting pipelines, according to a utility model, further comprises a light hydrocarbon recovery and desulfurization unit including a heat exchanger connected to a hydrocarbon stabilization tank and a source of cold gas, a device for preliminary selection of liquid, a separator connected to the line for supplying cold gas to it, containing A common alkali supply unit, a filter, a hydrocarbon collection tank, and a light hydrocarbon shipping system.
Возможен дополнительный вариант осуществления установки, в котором целесообразно, чтобы источником холодного газа являлись An additional embodiment of the installation is possible, in which it is advisable that the source of cold gas be
соединенные трубопроводами трехпоточная вихревая труба с теплообменником, соединенным с линией отвода газа сепарации.a three-flow vortex tube connected by pipelines with a heat exchanger connected to a separation gas exhaust line.
Отличительными признаками предлагаемой полезной модели от указанной выше известной, наиболее близкой к ней, являются:Distinctive features of the proposed utility model from the above known, closest to it, are:
- наличие блока улавливания и сероочистки легких углеводородов, включающего теплообменник, соединенный с емкостью стабилизации углеводородов и источником холодного газа;- the presence of a block for the capture and desulfurization of light hydrocarbons, including a heat exchanger connected to a hydrocarbon stabilization tank and a source of cold gas;
- наличие устройства предварительного отбора жидкости;- the presence of a device for pre-selection of liquid;
- наличие сепаратора, соединенного с линией подвода холодного газа и содержащего узел подачи щелочи, и фильтра для удаления остатков щелочи;- the presence of a separator connected to the cold gas supply line and containing an alkali supply unit, and a filter to remove alkali residues;
- наличие емкости для сбора легких углеводородов и системы отгрузки легких углеводородов.- the presence of a tank for collecting light hydrocarbons and a system for shipping light hydrocarbons.
Дополнительным отличием может являться наличие соединенных трубопроводами трехпоточной вихревой трубы с теплообменником, соединенным с линией отвода газа сепарации.An additional difference may be the presence of a three-stream vortex tube connected by pipelines with a heat exchanger connected to the separation gas exhaust line.
Благодаря наличию блока улавливания и сероочистки легких углеводородов, включающего теплообменник, соединенный с емкостью стабилизации углеводородов и источником холодного газа происходит процесс частичной конденсации легких углеводородов из газа стабилизации за счет снижения температуры потока газа стабилизации.Due to the presence of a light hydrocarbon recovery and desulfurization unit, including a heat exchanger connected to a hydrocarbon stabilization tank and a cold gas source, partial condensation of light hydrocarbons from the stabilization gas occurs due to a decrease in the temperature of the stabilization gas flow.
Благодаря наличию устройства предварительного отбора жидкости происходит процесс отделения жидкой фазы - легких углеводородов от газовой.Due to the presence of a device for pre-selection of liquid, the process of separation of the liquid phase - light hydrocarbons from the gas.
Благодаря наличию сепаратора, соединенного с линией подвода холодного газа и содержащего узел подачи щелочи, и фильтра для удаления остатков щелочи происходит процесс окончательной очистки Due to the presence of a separator connected to the cold gas supply line and containing an alkali supply unit, and a filter to remove alkali residues, a final cleaning process takes place
легких углеводородов за счет барботажа смеси легких углеводородов и щелочного раствора холодным газом, а также удаления остатков щелочи.light hydrocarbons due to the bubbling of a mixture of light hydrocarbons and an alkaline solution with cold gas, as well as the removal of alkali residues.
Благодаря наличию емкости для сбора легких углеводородов и системы отгрузки легких углеводородов происходит сбор и отгрузка потребителям товарного продукта - легких углеводородов.Due to the presence of a tank for collecting light hydrocarbons and a system for shipping light hydrocarbons, it collects and ships to consumers a marketable product - light hydrocarbons.
В случае использования в качестве источника холодного газа соединенных трубопроводами трехпоточной вихревой трубы с теплообменником, соединенным с линией отвода газа сепарации дополнительным техническим результатом является повышение экологичности процесса за счет очистки от сероводорода и его производных собственного газа сепарации установки и его использования для подогрева теплоносителя установки.In the case of using a three-stream vortex tube connected by pipelines with a heat exchanger connected to the separation gas exhaust line as a source of cold gas, an additional technical result is to increase the environmental friendliness of the process by purifying the plant’s own gas from the hydrogen sulfide and its derivatives and using it to heat the plant coolant.
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 газа сепарации на блок (VI) улавливания и сероочистки легких углеводородов и далее - на установку 6 факельную горизонтальную, линией 7 отвода воды на установку 6 факельную горизонтальную и линией 8 отвода газового конденсата в сепаратор 14 отстоя воды; блок (II) нефтяного сепаратора, включающий линию 9 приема сырья, оборудованную клапаном-отсекателем 10 и клапаном-регулятором 11 давления, соединенную с последовательно установленными подогревателем нефти 12, двухфазным сепаратором 13 и сепаратором 14 отстоя воды, при этом двухфазный сепаратор 13 соединен с линией 15 отвода газа на установку 6 факельную горизонтальную, линией 16 отвода водонефтяной эмульсии из сепаратора 13, соединенной с линией 8 отвода газового конденсата из газового трехфазного сепаратора 4, линией 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 a line 5 for extracting gas from the separation unit (VI) for trapping and desulfurization of the lungs hydrocarbons and further - to the horizontal flare unit 6, a water discharge line 7 to the horizontal flare unit 6 and a gas condensate discharge line 8 to the water sludge separator 14; block (II) of the oil separator, including a line 9 for receiving raw materials, equipped with a shut-off valve 10 and a pressure regulating valve 11, connected to a series-mounted oil heater 12, a two-phase separator 13 and a water sludge separator 14, while the two-phase separator 13 is connected to the line 15 exhaust gas to the installation of 6 horizontal flare, line 16 drain oil-water emulsion from the separator 13, connected to the line 8 of the discharge of gas condensate from the gas three-phase separator 4, line
17 отвода воды на установку 6 факельную горизонтальную и линией 18 отвода жидких углеводородов в емкость 20 дегазации; линии 5 и 15 отвода газа, линия 8 отвода газового конденсата и линия 16 отвода водонефтяной эмульсии, линии 7 и 17 отвода воды снабжены измерителями расхода 19; блок (III) стабилизации жидких углеводородов, включающий емкость 20 дегазации, соединенную с линией 21 отвода газа дегазации на установку 6 факельную горизонтальную и линией 22 отвода жидких углеводородов в емкость стабилизации, теплообменник 23, емкость 24 стабилизации, соединенную с линией 25 отвода газа стабилизации на установку 6 факельную горизонтальную и в теплообменник 37 блока (VI) улавливания и сероочистки легких углеводородов и линией 26 отвода жидких углеводородов в емкости хранения жидких углеводородов, насосы 27 перекачки жидких углеводородов; блок (IY) хранения и отпуска товарных продуктов - жидких углеводородов, включающий емкости 28 хранения жидких углеводородов, и автоматическую систему 29 налива жидких углеводородов; блок (Y) вспомогательных объектов, включающий подстанцию 30, дизельэлектростанцию 31, компрессор 32 воздуха, устройство подогрева теплоносителя 33; кроме того установка содержит блок 34 химреагентов и блок 35 управления.17 drainage of water to the installation of 6 horizontal flare and line 18 of the removal of liquid hydrocarbons in the tank 20 degassing; gas discharge lines 5 and 15, gas condensate drain line 8 and a water-oil emulsion drain line 16, water drain lines 7 and 17 are provided with flow meters 19; liquid hydrocarbon stabilization unit (III) including a degassing tank 20 connected to a degassing gas exhaust line 21 to a horizontal flare unit 6 and a liquid hydrocarbon exhaust line 22 to a stabilization tank, a heat exchanger 23, a stabilization tank 24 connected to a stabilization gas exhaust line 25 horizontal flare unit 6 and into the heat exchanger 37 of the block (VI) for trapping and desulfurization of light hydrocarbons and a line 26 for removing liquid hydrocarbons in a liquid hydrocarbon storage tank, pumps 27 for transferring liquid hydrocarbons before giving birth; a unit (IY) for storing and dispensing commercial products - liquid hydrocarbons, including liquid hydrocarbon storage tanks 28, and an automatic liquid hydrocarbon filling system 29; a block (Y) of auxiliary objects, including a substation 30, a diesel power station 31, an air compressor 32, a heating medium heating device 33; in addition, the installation includes a block 34 of chemicals and a control unit 35.
Вновь вводимый в состав установки исследования скважин блок (VI) улавливания и сероочистки легких углеводородов включает линию 36 отвода газа стабилизации из емкости 20 стабилизации, теплообменник 37 «холодный газ - газ стабилизации», устройство 39 предварительного отбора жидкости, соединенное с межтрубным пространством теплообменника 37 «холодный газ - газ стабилизации» линией 38, источник холодного газа, включающий теплообменник 42, соединенный с линией 40 отвода газа сепарации, содержащей клапан-регулятор давления 41, межтрубное пространство которого связано с линией 43 входа газа The newly introduced unit of the well research unit (VI) for trapping and desulfurization of light hydrocarbons includes a stabilization gas discharge line 36 from the stabilization tank 20, a cold gas-stabilization gas heat exchanger 37, a liquid pre-sampling device 39 connected to the 37 " cold gas - stabilization gas "line 38, a cold gas source including a heat exchanger 42 connected to the separation gas exhaust line 40 containing a pressure control valve 41, the annulus which is connected to the gas inlet line 43
сепарации в трехпоточную вихревую трубу 44 и линией 45 отвода сконденсировавшихся жидких углеводородов, трехпоточную вихревую трубу 44, включающую одну линию входа газа 43 и три линии выхода: линию 49 холодного потока газа, направляемого в трубное пространство теплообменника 42, линию отвода «горячего потока» газа на установку 6 факельную горизонтальную и линию 48 отвода сконденсированных жидких углеводородов на блок (II) сепарации нефти; линию 49, соединяющую выход «холодного потока» газа из трубного пространства теплообменника 42 с трубным пространством теплообменника 37 «холодный газ - газ стабилизации»; сепаратор 50, соединенный с линией 51 отвода легких углеводородов из УПО, с линией 52 подачи холодного потока газа из трубного пространства теплообменника 37 «холодный газ - газ стабилизации», с линией 53 отвода очищенных легких углеводородов, с линией 54 отвода раствора щелочи и с линией 55 отвода очищенного газа на устройство подогрева теплоносителя 33, оборудованной клапаном-регулятором давления 56; емкость 57 для раствора щелочи, соединенную линией 58 с дозировочным насосом 59; песчаный фильтр 60, емкость 61 для сбора легких углеводородов (приемную емкость для легких углеводородов), систему 62 отгрузки легких углеводородов.separation into a three-stream vortex tube 44 and a condensed liquid hydrocarbon discharge line 45, a three-stream vortex tube 44, including one gas inlet line 43 and three exit lines: a cold gas flow line 49 directed to the tube space of the heat exchanger 42, a gas "hot flow" exhaust line a horizontal flare unit 6 and a condensed liquid hydrocarbon discharge line 48 to an oil separation unit (II); a line 49 connecting the outlet of the "cold stream" of gas from the tube space of the heat exchanger 42 with the tube space of the heat exchanger 37 "cold gas - stabilization gas"; separator 50, connected to the line 51 for the removal of light hydrocarbons from the UPR, with the line 52 for supplying a cold gas stream from the tube space of the heat exchanger 37 "cold gas - stabilization gas", with the line 53 for the removal of purified light hydrocarbons, with the line 54 for the removal of alkali solution and with the line 55 of the outlet of the purified gas to the heating medium heating device 33, equipped with a pressure regulating valve 56; capacity 57 for alkali solution, connected by line 58 to the metering pump 59; sand filter 60, tank 61 for collecting light hydrocarbons (receiving tank for light hydrocarbons), system 62 for shipping light hydrocarbons.
Установка работает следующим образом.Installation works as follows.
Пластовая смесь из скважин поступает на установку раздельными потоками. Из газовых скважин газоконденсатная смесь подается на блок (I) газового сепаратора. Пройдя по линии 1 приема сырья через клапан-отсекатель 2, клапан-регулятор давления 3, смесь поступает в трехфазный сепаратор 4, где под действием гравитационных сил, изменения скорости и направления потока разделяется на газ, газовый конденсат и пластовую воду. Поток газа сепарации направляется в линию 5 отвода газа сепарации и далее через измеритель 19 расхода на установку 6 факельную The formation mixture from the wells enters the installation in separate streams. From gas wells, the gas condensate mixture is supplied to the gas separator unit (I). Having passed along the line 1 for receiving raw materials through a shutoff valve 2, a pressure regulating valve 3, the mixture enters a three-phase separator 4, where, under the influence of gravitational forces, changes in speed and direction of flow are separated into gas, gas condensate and produced water. The flow of gas separation is sent to the line 5 of the removal of gas separation and then through the meter 19 flow to the installation of 6 flare
горизонтальную для обезвреживания сжиганием. Часть газа сепарации из сепаратора 4 по линиям 5 и 36 отвода газа сепарации поступает на блок (VI) улавливания и сероочистки легких углеводородов. Пластовая вода из сепаратора 4 поступает в линию 7 отвода воды, проходит измеритель расхода 19 и поступает в факел установки 6 факельной горизонтальной. Газовый конденсат из сепаратора 4 направляется в линию 8, проходит измеритель расхода 19 и поступает в сепаратор 14 отстоя воды блока (II) нефтяного сепаратора.horizontal for disposal by burning. Part of the separation gas from the separator 4 along the lines 5 and 36 of the separation gas extraction is fed to the block (VI) for trapping and desulfurization of light hydrocarbons. The produced water from the separator 4 enters the water discharge line 7, passes the flow meter 19 and enters the torch of the horizontal installation 6. Gas condensate from the separator 4 is sent to line 8, passes the flow meter 19 and enters the separator 14 of the water sludge block (II) of the oil separator.
Нефтегазовая смесь от нефтяных скважин поступает на блок (II) нефтяного сепаратора. Пройдя по линии 9 приема сырья последовательно через клапан-отсекатель 10, клапан-регулятор 11 давления, подогреватель 12, нефтегазовая смесь поступает в сепаратор 13, где происходит ее разделение за счет гравитации, изменения направления и скорости потока 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 направляется в линию 15 отвода газа и далее через измеритель расхода 19 поступает на установку 6 факельную горизонтальную для термического обезвреживания. Жидкая фаза - частично разгазированная водонефтяная эмульсия проходит в линию 16 и через измеритель 19 расхода поступает в сепаратор 14 отстоя воды для отделения пластовой воды в смеси с газовым конденсатом из трехфазного сепаратора 4 и нестабильным углеводородным конденсатом из блока (VI) улавливания и сероочистки легких углеводородов. В сепараторе 14 производится отстой воды за счет сил гравитации. Вода из нижней части сепаратора 14 через измеритель расхода 19 поступает на испарение в струе факела установки 6 факельной горизонтальной. Жидкие углеводороды из сепаратора 14 отстоя воды поступают по линии 18 через измеритель расхода 19 на блок (III) стабилизации жидких углеводородов, в емкость The oil and gas mixture from oil wells enters the block (II) of the oil separator. Having passed along the line 9 for receiving raw materials sequentially through a shutoff valve 10, a pressure regulating valve 11, a heater 12, the oil and gas mixture enters the separator 13, where it is separated by gravity, changing the direction and flow rate into gas and liquid phases. All free associated gas released from the oil at the operating parameters of the separator 13 enters the gas phase. The gas phase from the separator 13 is sent to the gas exhaust line 15 and then through the flow meter 19 it enters horizontal flare unit 6 for thermal neutralization. The liquid phase — a partially gas-oil-water emulsion passes through line 16 and through a flow meter 19 enters a water sludge separator 14 for separating produced water mixed with gas condensate from a three-phase separator 4 and unstable hydrocarbon condensate from light hydrocarbon recovery and desulfurization unit (VI). In the separator 14, water is sedimented due to gravitational forces. Water from the bottom of the separator 14 through the flow meter 19 is fed to the evaporation in the jet of the torch of the installation of 6 horizontal flare. Liquid hydrocarbons from the water sludge separator 14 enter line 18 through a flow meter 19 to the liquid hydrocarbon stabilization unit (III), into the tank
дегазации 20, для удаления газа. Из емкости 20 дегазированные жидкие углеводороды насосом 27 перекачиваются по линии 22 через теплообменник 23 в емкость 24 стабилизации, в которой выделяются остаточные газы. Газ дегазации из емкости 20 блока стабилизации отводится по линии 21 на установку 6 факельную горизонтальную для термического обезвреживания. Газ стабилизации из емкости 24 стабилизации направляется по линии 25 на установку 6 факельную горизонтальную для сжигания и по линии отвода 36 - на блок (VI) улавливания и сероочистки легких углеводородов. Стабилизация осуществляется путем нагревания жидких углеводородов до заданной температуры с последующей циркуляцией их при параметрах, обеспечивающих получение продукции требуемого качества - стабильных жидких углеводородов.degassing 20, to remove gas. From the tank 20, degassed liquid hydrocarbons are pumped by a pump 27 through line 22 through a heat exchanger 23 to a stabilization tank 24 in which residual gases are released. Gas degassing from the tank 20 of the stabilization unit is discharged along line 21 to the horizontal flare unit 6 for thermal neutralization. The stabilization gas from the stabilization tank 24 is directed through line 25 to a horizontal flare unit 6 for combustion and through branch line 36 to a block (VI) for trapping and desulfurization of light hydrocarbons. Stabilization is carried out by heating liquid hydrocarbons to a predetermined temperature, followed by their circulation with parameters ensuring the production of the required quality - stable liquid hydrocarbons.
Стабильные жидкие углеводороды из емкости 24 стабилизации с помощью насоса 27 по линии 26 направляются в емкости хранения 28 жидких углеводородов, откуда через автоматизированную станцию налива 29 жидких углеводородов отгружается потребителям, а подтоварная вода направляется по линиям 50 и 51 на установку 6 факельную горизонтальную для утилизации.Stable liquid hydrocarbons from stabilization tank 24 are sent via line 26 to pump 26 liquid hydrocarbon storage tanks via line 26, from where 29 liquid hydrocarbons are shipped to consumers through an automated filling station, and commercial water is sent through lines 50 and 51 to horizontal flare unit 6 for disposal.
Объекты вспомогательного блока (V) предназначены для обеспечения технологического процесса. Подстанция 32 подает электроэнергию на электрические двигатели насосов 27 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, 37, и 48, а также пневматические приборы блока управления 37. В устройстве 33 подогрева теплоносителя подогревается циркулирующий поток воды, поступающий в The objects of the auxiliary unit (V) are designed to ensure the technological process. Substation 32 supplies electric power to the electric motors of the pumps 27 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, 37, and 48, as well as the pneumatic devices of the control unit 37. In the device 33 for heating the coolant, the circulating water flow is supplied to
качестве теплоносителя на подогрев углеводородной среды в подогреватель нефти 12, теплообменник 23 и теплообменник 40. С блока 34 химреагентов подаются необходимые реагенты в технологический процесс. Блок 35 управления с помощью приборов КИП и А управляет технологическим процессом в автоматическом режиме.as a coolant for heating the hydrocarbon medium to the oil heater 12, the heat exchanger 23 and the heat exchanger 40. The necessary reagents are supplied to the technological process from the chemical unit 34. The control unit 35 using the instrumentation and A controls the process in automatic mode.
Вновь вводимый в состав установки исследования скважин блок (YI) улавливания и сероочистки легких углеводородов предназначен для улавливания из газа стабилизации легких фракций жидких углеводородов с последующей их очисткой от сероводорода и меркаптанов.The unit (YI) for the capture and desulfurization of light hydrocarbons, which is newly introduced into the well research unit, is designed to capture light stabilization fractions of liquid hydrocarbons from gas and their subsequent purification from hydrogen sulfide and mercaptans.
Газ стабилизации из емкости 24 стабилизации блока (II) сепарации нефти по линиям отвода 25 и 36 поступает в межтрубное пространство теплообменника 37, в трубный пучок которого подается холодный газ из источника холодного газа, состоящего из теплообменника 42 и трехпоточной вихревой трубы 44. Для охлаждения используется газ сепарации блока (I) сепарации газа.The stabilization gas from the stabilization tank 24 of the oil separation unit (II) through the exhaust lines 25 and 36 enters the annulus of the heat exchanger 37, into the tube bundle of which cold gas is supplied from a cold gas source consisting of a heat exchanger 42 and a three-stream vortex tube 44. For cooling, it is used gas separation unit (I) gas separation.
Генератором холода является ТВТ - трехпоточная вихревая труба Ранка-Хилша 44, утилизирующая располагаемый перепад давления. Трехпоточная вихревая труба 42 представляет собой цилиндрическую конструкцию, расположенную вертикально и включающую следующие основные узлы и элементы: вихревую камеру, состоящую из корпуса, соплового ввода и диафрагмы; трубу «холодного» потока, трубу «горячего» потока с конденсатосборником, имеющим патрубок для отвода конденсата. В вихревой камере за счет эффекта Ранка-Хилша происходит разделение закрученного потока газа на три потока: «холодный» газовый, «горячий» газовый и жидкостной (углеводородный конденсат).The cold generator is TWT - a three-line Rank-Hills 44 vortex tube utilizing the available differential pressure. Three-flow vortex tube 42 is a cylindrical structure located vertically and including the following main components and elements: vortex chamber, consisting of a housing, nozzle inlet and a diaphragm; a pipe of a "cold" stream, a pipe of a "hot" stream with a condensate collector having a pipe for condensate drainage. In the vortex chamber, due to the Rank-Hills effect, the swirling gas stream is divided into three streams: “cold” gas, “hot” gas and liquid (hydrocarbon condensate).
Неочищенный газ сепарации поступает в теплообменник 42 из сепаратора 4 по линиям 5 и 40 через клапан-регулятор давления 41. Далее The crude separation gas enters the heat exchanger 42 from the separator 4 through lines 5 and 40 through the pressure control valve 41. Next
поток неочищенного газа сепарации поступает в межтрубное пространство теплообменника 42, где охлаждается "холодным потоком" очищенного газа, поступающего из верхней части ТВТ по линии 46. В теплообменнике 40 происходит конденсация углеводородов С5+в и воды из газа, а также абсорбция сероводорода конденсирующимися жидкими углеводородами.the crude separation gas stream enters the annulus of the heat exchanger 42, where it is cooled by a “cold stream” of purified gas from the top of the TBT via line 46. In the heat exchanger 40, C 5 + B hydrocarbons and water from the gas condense, as well as hydrogen sulfide is absorbed by the condensing liquid hydrocarbons.
Нестабильный конденсат с примесью воды из межтрубного пространства теплообменника 42 по линии 45 направляется в сепаратор 14. Охлажденный поток неочищенного газа из межтрубного пространства теплообменника 42 поступает по линии 43 в ТВТ 44 через тангенциальный сопловой ввод, где происходит его расширение, закручивание и разделение на два потока: "холодный" и "горячий".Unstable condensate mixed with water from the annular space of the heat exchanger 42 is sent through line 45 to the separator 14. The cooled stream of crude gas from the annular space of the heat exchanger 42 flows through line 43 to the TBT 44 through the tangential nozzle inlet, where it expands, twists and splits into two streams : "cold" and "hot."
"Холодный поток" очищенного газа из верхней части трубы по линии 44 поступает в трубное пространство теплообменника 42, охлаждая встречный поток неочищенного газа и по линии 49 подается в трубное пространство теплообменника 37.The "cold stream" of purified gas from the upper part of the pipe via line 44 enters the pipe space of the heat exchanger 42, cooling the oncoming stream of raw gas and through line 49 is fed into the pipe space of the heat exchanger 37.
"Горячий поток" газа выводится из нижней части ТВТ 42 по линии 45 отводится на установку 6 факельную горизонтальную. Количественное соотношение потоков устанавливается регулировочным вентилем, который находится на трехпоточной вихревой трубе (на чертеже не показан).A "hot stream" of gas is discharged from the bottom of the TWT 42 via line 45 to a horizontal flare unit 6. The quantitative ratio of flows is set by the control valve, which is located on a three-flow vortex tube (not shown in the drawing).
Конденсат с примесью воды, попадающий в вихревую трубу с исходным газом, а также образующийся в самой вихревой трубе, под действием центробежных сил отбрасывается к стенкам и стекает через кольцевой зазор в конденсатосборник, расположенный в вихревой трубе а затем по линии 48 направляется вместе с конденсатом из теплообменника 42 в сепаратор 14 отстоя воды.Condensate with an admixture of water entering the vortex tube with the source gas, and also formed in the vortex tube itself, is discarded to the walls under the action of centrifugal forces and flows through the annular gap into the condensate collector located in the vortex tube and then is sent along line 48 with condensate from heat exchanger 42 into the sludge separator 14.
Подогретый в теплообменнике 37 холодный поток газа подается в нижнюю часть сепаратора 50 на дополнительную очистку от сернистых Heated in a heat exchanger 37, a cold gas stream is fed into the lower part of the separator 50 for additional cleaning of sulfur
соединений и для барботажа смеси раствора щелочи и легких фракций жидких углеводородов.compounds and for bubbling a mixture of a solution of alkali and light fractions of liquid hydrocarbons.
Устройство 39 предварительного отбора жидкости представляет собой герметичную конструкцию типа «труба в трубе». Газ стабилизации поступает во внутреннюю трубу устройства предварительного отбора жидкости, снабженную пластинами - отбойниками, где и происходит отделение жидкой фазы (легких углеводородов) от газовой. Через отверстия, расположенные по нижней образующей внутренней трубы устройства предварительного отбора жидкости, жидкая фаза (легкие углеводороды) попадает в межтрубное пространство устройства предварительного отбора жидкости, откуда через патрубок в наружной трубе устройства предварительного отбора и линию 51 легкие углеводороды направляются в сепаратор 50 для дальнейшей очистки с помощью раствора щелочи. Раствор щелочи подается в сепаратор 50 из емкости для раствора щелочи 57 по линии 58 дозировочным насосом 59.The fluid pre-sampling device 39 is a sealed pipe-in-pipe design. The stabilization gas enters the inner tube of the liquid pre-sampling device equipped with plates - chippers, where the liquid phase (light hydrocarbons) is separated from the gas phase. Through holes located along the lower generatrix of the inner tube of the liquid pre-selection device, the liquid phase (light hydrocarbons) enters the annulus of the liquid pre-selection device, from where light hydrocarbons are sent to the separator 50 through the pipe in the outer pipe of the pre-selection device and line 51 for further purification using an alkali solution. The alkali solution is supplied to the separator 50 from the tank for the alkali solution 57 through line 58 with a metering pump 59.
В сепараторе 50 происходит барботаж легких углеводородов и щелочного раствора холодным газом, поступающим в сепаратор 50 по линии 52 из трубного пространства теплообменника 37. Для увеличения эффективности очистки легких углеводородов подача газа в сепаратор 50 осуществляется через распределительную решетку (на чертеже не показана). По истечении времени контактирования раствора щелочи и легких углеводородов в сепараторе 50 производится отстой контактируемых реагентов. Отстоявшийся раствор щелочи из нижней части сепаратора 50 направляется в емкость 57 по линии 54. Легкие углеводороды из сепаратора 50, отстоявшиеся от раствора щелочи, проходят через песчаный фильтр 60, предназначенный для удаления остатков щелочи и поступают в приемную емкость 61. Из приемной In the separator 50, bubbling of light hydrocarbons and an alkaline solution with cold gas flowing into the separator 50 via line 52 from the tube space of the heat exchanger 37 takes place. To increase the efficiency of cleaning light hydrocarbons, gas is supplied to the separator 50 through a distribution grid (not shown in the drawing). After the time of contacting the alkali solution and light hydrocarbons in the separator 50, the sludge of the contacted reagents is sedimented. The settled alkali solution from the bottom of the separator 50 is sent to the tank 57 along line 54. Light hydrocarbons from the separator 50, separated from the alkali solution, pass through a sand filter 60 designed to remove alkali residues and enter the receiving tank 61. From the receiving
емкости 61 легкие углеводороды через систему отгрузки 62 направляются потребителям.tanks 61 light hydrocarbons are sent to consumers through a shipping system 62.
Холодный газ отводится из сепаратора 50 отводится на печь подогрева теплоносителя 33 по линии 55, снабженной клапаном-регулятором давления 56.Cold gas is discharged from the separator 50 is discharged to the heating medium heating furnace 33 via line 55, equipped with a pressure control valve 56.
Предварительные испытания предлагаемой полезной модели, проведенные на Нагумановском НГКМ, показывают высокую эффективность по улавливанию легких фракций углеводородов. Количество улавливаемых легких фракций жидких углеводородов составляет 5-7% от количества жидких углеводородов, подготавливаемых на установке исследования скважин. Легкие фракции на 75-85% состоят из углеводородов C5-C7, выкипают в пределах 40-180°С. Улавливаемые легкие углеводороды являются эффективным растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах, системе сбора и призабойной зоне продуктивного пласта.Preliminary tests of the proposed utility model carried out at Nagumanovsky oil and gas condensate field show high efficiency in trapping light fractions of hydrocarbons. The amount of trapped light fractions of liquid hydrocarbons is 5-7% of the amount of liquid hydrocarbons produced at the well research installation. Light fractions are 75-85% composed of hydrocarbons C 5 -C 7 , boil away within 40-180 ° C. Captured light hydrocarbons are an effective solvent for asphalt-resin-paraffin deposits in wells, a collection system and a bottomhole formation zone.
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:
- обеспечивает снижение технологических потерь легких углеводородов, содержащихся в газе стабилизации;- provides a reduction in technological losses of light hydrocarbons contained in the stabilization gas;
- обеспечивает получение товарного продукта - легких углеводородов и отгрузку их потребителю, что расширяет функциональные возможности установки;- ensures the receipt of a marketable product - light hydrocarbons and their shipment to the consumer, which expands the functionality of the installation;
- снижает риск загрязнения окружающей среды выбросами токсичных соединений, что улучшает экологическую обстановку. Предлагаемая установка за счет расширения функциональных возможностей позволяет повысить экономичность и экологичность процесса исследования скважин.- reduces the risk of environmental pollution by emissions of toxic compounds, which improves the ecological situation. The proposed installation by expanding the functionality allows you to increase the efficiency and environmental friendliness of the process of research wells.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005110209/22U RU47966U1 (en) | 2005-04-07 | 2005-04-07 | INSTALLING A WELL RESEARCH |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005110209/22U RU47966U1 (en) | 2005-04-07 | 2005-04-07 | INSTALLING A WELL RESEARCH |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU47966U1 true RU47966U1 (en) | 2005-09-10 |
Family
ID=35848405
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005110209/22U RU47966U1 (en) | 2005-04-07 | 2005-04-07 | INSTALLING A WELL RESEARCH |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU47966U1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2799684C1 (en) * | 2022-09-30 | 2023-07-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Геопластинжиниринг" | Unit for measuring production rates of gas condensate and oil wells and method for its operation |
-
2005
- 2005-04-07 RU RU2005110209/22U patent/RU47966U1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2799684C1 (en) * | 2022-09-30 | 2023-07-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Геопластинжиниринг" | Unit for measuring production rates of gas condensate and oil wells and method for its operation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105604535B (en) | A kind of offshore oilfield oil gas water gathering system and method | |
| CN103370493A (en) | Modular transportable system for sagd process | |
| CN103611377A (en) | Gas purification pretreatment method and device | |
| CN103244824A (en) | Pressurizing and heating oil-gas mixed transportation system and method | |
| RU119389U1 (en) | INSTALLATION FOR PREPARATION OF GAS OIL AND GAS-CONDENSATE DEPOSITS FOR TRANSPORT | |
| CN114074995B (en) | Gas-liquid separation device and gas-liquid separation method for carbon dioxide flooding produced liquid | |
| RU138474U1 (en) | INSTALLATION OF METHANOL REGENERATION WITH THERMAL DISPOSAL OF COMBUSTIBLE WASTE | |
| RU47966U1 (en) | INSTALLING A WELL RESEARCH | |
| RU47965U1 (en) | INSTALLING A WELL RESEARCH | |
| RU2422630C1 (en) | Method and system of collection, preparation of low-head gas-carbon methane and use of thermal potential of formation fluid (versions) | |
| RU99347U1 (en) | APPARATUS FOR PREPARATION OF ASSOCIATED OIL GAS | |
| RU87102U1 (en) | INSTALLATION OF COMPREHENSIVE PREPARATION OF HYDROCARBON RAW MATERIALS | |
| WO2023240756A1 (en) | Oilfield crude oil dehydration desalination collection and transportation process package | |
| RU2656771C1 (en) | Unit of integrated cleaning of natural gas | |
| RU2349365C1 (en) | Installation of purifying oil from hydrogen sulphide and mercaptans (versions) | |
| RU2411409C1 (en) | Procedure for collection and transporting multi-phase mixture from remote clusters of wells | |
| RU2747899C1 (en) | Flue gas heat recovery unit | |
| CN109652154B (en) | Skid-mounted type integrated device and method for deoiling and dewatering natural gas | |
| RU149634U1 (en) | SYSTEM OF ADDITIONAL DRYING AND PURIFICATION OF ASSOCIATED OIL GAS WITH HYDROGEN HYDROGEN FOR ITS FURTHER USE AS FUEL IN GAS-GENERATING INSTALLATIONS | |
| RU75461U1 (en) | HYDROCARBON GAS PREPARATION INSTALLATION BY LOW-TEMPERATURE SEPARATION | |
| RU13910U1 (en) | INSTALLING A WELL RESEARCH | |
| RU99600U1 (en) | INSTALLATION FOR PREPARATION OF LOW PRESSURE ASSOCIATED OIL GAS | |
| CN206553374U (en) | Organic sludge thermal cracking gasification electricity generation system | |
| RU2696983C2 (en) | Unit for complex preparation of hydrocarbon condensate | |
| US20130186809A1 (en) | Clarifier and launder systems |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20100408 |