SU1493280A1 - Method of preparing oil - Google Patents
Method of preparing oil Download PDFInfo
- Publication number
- SU1493280A1 SU1493280A1 SU874313303A SU4313303A SU1493280A1 SU 1493280 A1 SU1493280 A1 SU 1493280A1 SU 874313303 A SU874313303 A SU 874313303A SU 4313303 A SU4313303 A SU 4313303A SU 1493280 A1 SU1493280 A1 SU 1493280A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- oil
- gas
- pipeline
- hydrogen sulfide
- content
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к способам подготовки нефти и может использоватьс в нефт ной промышленности. Целью изобретени вл етс повышение эффективности извлечени из нефти газообразных компонентов, включа сероводород. Способ заключаетс в подаче газа по газопроводу 6 в начало вертикального участка нефтепровода 5 перед сепаратором низкого давлени 3. При смешении нефти с газом в нефтепроводе 5 происходит десорбци легких углеводородных компонентов и сероводорода, в результате чего получаетс более стабильна товарна нефть, с меньшим содержанием сероводорода. Смешение нефти с газом происходит в восход щем газожидкостном потоке при истинном объемном газосодержании последнего 3-30. Врем взаимодействи определ ют по формуле Τ=К 0,112+α-°,48е/D.(0,888-Α-°,48E), где Τ - врем воздействи нефти с газомThis invention relates to methods for treating petroleum and may be used in the petroleum industry. The aim of the invention is to increase the efficiency of extraction of gaseous components from oil, including hydrogen sulfide. The method consists in supplying gas through pipeline 6 to the beginning of the vertical section of pipeline 5 before low-pressure separator 3. When oil is mixed with gas in pipeline 5, desorption of light hydrocarbon components and hydrogen sulfide occurs, resulting in a more stable commercial oil, with a lower content of hydrogen sulfide. The oil is mixed with gas in an upward gas-liquid flow with a true volumetric gas content of the latter 3-30. Reaction time is determined by the formula K Τ = 0,112 + α - °, 48e / D. (0.888-Α - ° , 48E ), where Τ is the time of oil exposure with gas
К - эмпирический коэффициент (К=4,2-7,8)K - empirical coefficient (K = 4.2-7.8)
Д - диаметр потокаD is the diameter of the stream
α - истинное объемное газосоджержаниеα - true volumetric gas content
е - основание натурального логарифма. 1 з.п.ф-лы, 1 табл., 3 ил.e is the base of the natural logarithm. 1 hp ff, 1 tab., 3 ill.
Description
((
4;four;
QOQO
0000
NdNd
0000
Фие.ЗFi.Z
Изобретение относитс к нефт ной промышленности, а именно к технологии промысловой подготовки нефти, и может быть использовано дл сепарации и очистки нефти от сероводорода.The invention relates to the petroleum industry, in particular to the technology of field oil treatment, and can be used for the separation and purification of oil from hydrogen sulfide.
Цель изобретени - повышение эффективности извлечени из нефти газообразных компонентов, включа сероводород .The purpose of the invention is to increase the efficiency of extracting gaseous components from oil, including hydrogen sulfide.
Способ осуществл ют следующим образом.The method is carried out as follows.
Провод т многоступенчатую сепарацию нефти и подачу газ а на смешение с нефтью в восход щем гаэожидкостном потоке при истинном объемном газосодержании нефти 3-30 и времени взаимодействи , не менее определ емого по формулеA multi-stage separation of oil and gas supply are carried out for mixing with oil in an upward gaseous-liquid flow with a true gas content of oil of 3-30 and interaction time not less determined by the formula
,-к °ai2.i..L , , ° ai2.i..L,
D (0,888 -о(-о,49е) D (0.888 -o (-o, 49e)
где с - врем взаимодействи нефти с газом; К 4,2-7,8 - эмпирический коэф- where c is the time of interaction of oil with gas; K 4,2-7,8 - empirical coefficient
фициент)ficient)
D - диаметр потока (дл гладких труб внутренний диаметр трубопровода ) ; 0 - истинное объемное газосодерD is the diameter of the flow (for smooth pipes the internal diameter of the pipeline); 0 - true volumetric gas soder
жание;living;
е - основание натурального логарифма .e is the base of the natural logarithm.
Перед смешением нефти с газом целесообразно подавать в нефть реагент деэмульгатор,Before mixing the oil with the gas, it is advisable to feed the reagent demulsifier into the oil,
При подготовке обводненной нефти подача в нефть реагента-деэмульгато- ра перед смешением ее с газом интенсифицирует массообмен за счет сниже- НИН в зкости и коэффициента поверхностного нат жени нефти и, следовательно , повышает эффективность способа ,In the preparation of flooded oil, the supply of the demulsifier reagent to the oil, prior to its mixing with the gas, intensifies the mass exchange by reducing the NIN viscosity and the surface tension coefficient of the oil and, consequently, increases the efficiency of the method
В технологических трубопроводах установок подготовки нефти при истинном объемном газосодержании более 3 преобладает снар дный режим движени газожидкостной смеси. На горизонтальных участках он характеризуетс нали чием относительно стабильных несмешивающихс объемов нефти и газа. Эффективность массообмена при этом мал Восход щий снар дный поток характеризуетс интенсивным перемешиванием фаз. Движущиес вверх жидкостные проки посто нно тер ют часть жидкости. Отстающа жидкость под действием сил гравитации стекает вдоль стенокIn technological pipelines of oil treatment plants with a true volumetric gas content of more than 3, the projectile mode of movement of the gas-liquid mixture prevails. In horizontal areas, it is characterized by the presence of relatively stable immiscible volumes of oil and gas. The efficiency of mass transfer in this case is low. The ascending flow of the sludge is characterized by intensive mixing of the phases. Moving up the fluid props constantly lose some liquid. The lagging liquid under the action of gravitational forces flows along the walls
труб, что увеличивает врем контакт газа с жидкостью, В точке столкновени отставшей жидкости с началом следующей пробки возникает вихрь, который диспергирует газовую фазу и вовлекает ее в пробку жидкой фазы. Этот же вихрь способствует перемешиванию отставшей жидкости с жид- костью пробки.tubes, which increases the time the gas contacts the liquid. At the point of collision of the trapped liquid, a vortex appears at the beginning of the next plug, which disperses the gas phase and draws it into the plug of the liquid phase. The same vortex promotes mixing the trapped liquid with the slug liquid.
Таким образом, повышение эффективности массообмена а следовательн дегазации нефти в восход щем газожидкостном потоке, по сравнению с горизонтальным достигаетс за счет увеличени времени контакта нефти с газом и удельной межфазной поверхности при снар дном движении потокаThus, increasing the efficiency of mass transfer and consequent degassing of oil in the ascending gas-liquid flow, as compared with the horizontal flow, is achieved by increasing the time of oil contact with gas and the specific interfacial surface during the projectile flow
Под истинным объемным газосодержанием двухфазного потока понимают отношение объема газовой фазы при данных термодинамических услови х к объему жидкой фазы. Этот показатель поддерживают в заданных пределах путем изменени количества газа , подаваемого в нефтепровод перед ступен ми сепарации нефти.The true volumetric gas content of a two-phase flow is understood as the ratio of the volume of the gas phase under given thermodynamic conditions to the volume of the liquid phase. This indicator is maintained within the prescribed limits by changing the amount of gas supplied to the pipeline before the stages of oil separation.
При истинном объемном газосодержании менее 3 снар дный режим движени газонефт ной смеси переходит в пузырьковый, что сопровождаетс снижением эффективности массообмена а следовательно, дегазации нефти и очистки от сероводорода.With a true volumetric gas content of less than 3, the projectile mode of movement of the gas-oil mixture turns into a bubble, which is accompanied by a decrease in the efficiency of mass transfer and, therefore, degassing of oil and purification from hydrogen sulfide.
Увеличение истинног о объемного газосодержани вьш1е 30 нецелесообразно , так как не приводит к существенному увеличению степени извлечени газообразных компонентов, IThe increase in the true volumetric gas content above 30 is impractical because it does not lead to a significant increase in the degree of extraction of gaseous components, I
На фиг, 1 представлена структура снар дного потока: горизонтального а и восход щего 5; на фиг,2 - экспериментальна зависимость эффективности извлечени газообразных компонентов ( I/) от истинного объемного газосодержани ( о) дл горизонтального а и восход щего S двухфазных ПОТОКОВ; на фиг, 3 - принципиальна технологическа схема установки , реализующа предлагаемый способ.Fig. 1 shows the structure of the projectile flow: horizontal a and upward 5; Fig. 2 shows the experimental dependence of the efficiency of extraction of gaseous components (I /) on the true volumetric gas content (o) for horizontal a and upstream S of two-phase FLOWS; Fig. 3 is a process flow diagram of an installation implementing the proposed method.
Технологическа схема включает сепараторы высокого 1, среднего 2 и низкого 3 давлени , установку 4 сероочистки и технологические газо- и нефтепроводы. Сепаратор 3 установлен на постаменте и соединен с вертикальным участком подвод щего нефтепровода 5, нижн часть которогоThe technological scheme includes separators of high 1, medium 2 and low 3 pressure, installation 4 desulfurization and technological gas and oil pipelines. Separator 3 is mounted on a pedestal and connected to a vertical section of the inlet pipeline 5, the lower part of which
соединена с газопроводом 6, обеспечивающим подачу газа первой ступени сепарации, нефть отводитс с установки по линии 7.connected to a gas pipeline 6, which supplies the gas of the first separation stage; oil is withdrawn from the installation via line 7.
Размеры вертикального участка нефтепровода рассчитываютс по следующей схеме,The dimensions of the vertical section of the pipeline are calculated as follows.
По известным значени м внутреннего диаметра D нефтепровода, истинного объемного газосодержани / (при давлении сепарации 0,105 мПа принимаетс равным удельному расходу газа ) и эмпирического коэффициента К (при отсутствии экспериментального значени коэффициента К принимаетс равным максимальному - 7,8) рассчитываетс минимальное врем взаимодействи С, Значение d рассчитываетс , как отношение свободного объема газа в трубопроводе к объему нефти при давлении сепарации (с учетом собственного газового фактора сепарируемой нефти). По величине о( производительности по нефти и газу с учетом задержки жидкости в трубопроводе рассчитыва етс длина вертикального участка нефтепровода, обеспечивающа минимальное врем взаимодействи f. В случае, когда расчетна длина вертикального участка нефтепровода не может быть достигнута на практике, увеличивают диаметр нефтепровода и расчет повтор ют.By the known values of the internal diameter D of the pipeline, the true volumetric gas content / (at a separation pressure of 0.105 MPa is assumed to be equal to the specific gas flow) and an empirical coefficient K (in the absence of experimental value of the coefficient K is assumed to be maximum - 7.8) The value of d is calculated as the ratio of the free volume of gas in the pipeline to the volume of oil at separation pressure (taking into account the intrinsic gas factor of the separated oil). The value of (the oil and gas performance with regard to the fluid delay in the pipeline calculates the length of the vertical section of the pipeline, ensuring the minimum interaction time f. In the case when the calculated length of the vertical section of the pipeline cannot be achieved in practice, the diameter of the pipeline increases and the calculation is repeated yut.
Пример, 1, Исходные данные: L 200 - производительность установки, D 0,5 MJ К 7,8, так как первоначальный расчет выполнен без предварительных экспериментальных исследований и согласно описанию изобретени эмпирический коэффициент принимаетс равным максимальному , е 2,72; с/ 3, тогдаExample 1, Initial data: L 200 — plant capacity, D 0.5 MJ K 7.8, since the initial calculation was performed without preliminary experimental studies and, according to the description of the invention, the empirical coefficient is assumed to be equal to the maximum, e 2.72; s / 3 then
-0,8 2,71-0,8 2,71
, 7,8-°-I12-i-3 --, 0,5 (0,888 - ) 8,4 с,, 7.8 - ° -I12-i-3 -, 0.5 (0.888 -) 8.4 s,
d 30d 30
-0,4в. 1,71-0.4v. 1.71
78 78
-0,4. 1,71. -0.4. 1.71.
0,5(0,888 - 30 ) 2,2 с,0.5 (0.888 - 30) 2.2 s,
Далее по найденной величине минимально необходимого времени взаимодействи С , величине о( , производительности установки и диаметруThen, based on the found value of the minimum required interaction time C, the value of about (, the plant performance and the diameter
трубопровода рассчитываем минимальную длину вертикального участка нефтепровода Н по уравнениюpipeline calculate the minimum length of the vertical section of the pipeline N by the equation
н - 3600 гг52 лn - 3600 biennium 52 l
где (ь- задержка жидкости в вертикальном участке нефтепровода по сравнению с временем движени газожидкостного потока в равновеликом участке трубопровода в режиме идеального вытеснени .where (l is the liquid delay in the vertical section of the pipeline compared to the time of the gas-liquid flow in an equal-sized section of the pipeline in the mode of ideal displacement.
Задержка жидкости имеет местоFluid retention takes place
вследствие непрерывного перетока части жидкости из вышерасположенных жидкостных пробок Б пробки, расположенные ниже. Задержка увеличивает врем пребывани жидкости в трубопроводе .due to the continuous flow part of the liquid from the upstream liquid plugs B, the plugs located below. The delay increases the residence time of the fluid in the pipeline.
Задержка рассчитываетс , как отношение газосодержани потока «/ к относительной длине пробки газа (l n/lfl) и составл ет:The delay is calculated as the ratio of the gas content of the stream "/ to the relative length of the gas plug (l n / lfl) and is:
при / 3 1,7at / 3 1.7
с/ ЪО /3 5,3 при величине критери F г 0,01-0,1,c / oO / 3 5.3 when the value of the criterion F g is 0.01-0.1,
ТогдаThen
Н, H,
))
3600 -3,14-0,52 1,73600 -3.14-0.52 1.7
5,6 м; 5.6 m;
2gO 4j -|-30) 3,6 м . 3600-3,14-0,52-5,32gO 4j - | -30) 3.6 m. 3600-3.14-0.52-5.3
3535
Способ осуществл етс следующим образом.The method is carried out as follows.
Нефть со скважины проходит последовательно три ступени сепарацииOil from the well goes through three stages of separation
1-3, в сепараторе 3 разгазируетс до атмосферного давлени и по линии 7 отводитс с установки. Перед сепаратором 3 третьей ступени в начале вертикального участка нефтепровода 1-3, in the separator 3, it is degassed to atmospheric pressure and through line 7 is removed from the plant. Before the separator 3 of the third stage at the beginning of the vertical section of the pipeline
5 по газопроводу 6 в нефть подают 5 through pipeline 6 into the oil serves
газ первой ступени сепарации, очищенный от сероводорода на установке 4 сероочистки, В трубопроводе при смешении нефти с газом происходит де50 сорбци легких углеводородных компонентов и сероводорода. При последующем разделении нефтегазовой смеси в сепараторе получают товарную нефть с пониженньв4 содержанием легкихgas of the first stage of separation, purified from hydrogen sulphide in a desulfurization unit 4, sorption of light hydrocarbon components and hydrogen sulphide occurs in the pipeline when oil is mixed with gas. In the subsequent separation of the oil and gas mixture in the separator, commercial oil is produced with a reduced lung content.
55 углеводородных компонентов и сероводорода .55 hydrocarbon components and hydrogen sulfide.
Нагл дным подтверждением возможности достижени положительного эффекта лишь при предложенном значенииA plausible confirmation of the possibility of achieving a positive effect only with the proposed value
объемного газосодержани вл ютс результаты лабораторных испытаний процесса на модельной смеси, представленные на фиг. 2 (крива S ). Логарифмическа зависимость степени извлечени газообразного компонента (if) от газосодержани потока иллюстрирует высокую неустойчивость процесса в интервале газосодержани 0-3, в котором эффективность процесса измен етс более, чем в 30 раз. В этом интервале процесс практически не может быть реализован при промысловой подготовке нефти, поскольку поддер- жание посто нной эффективности при неизбежных изменени х расхода нефти, поступающей со скважин, становитс задачей сложной и с помощью современных КИП и автоматики просто невоз- можной. Из графика следует также.volumetric gas content are the results of laboratory tests of the process on the model mixture shown in FIG. 2 (curve S). The logarithmic dependence of the degree of extraction of the gaseous component (if) on the gas content of the stream illustrates the high volatility of the process in the gas content interval of 0-3, in which the process efficiency varies more than 30 times. In this interval, the process practically cannot be implemented in the field preparation of oil, since maintaining constant efficiency with unavoidable changes in oil consumption coming from wells, becomes a difficult task and with the help of modern instrumentation and automation is simply impossible. From the graph should also.
что при газосодержании .более 30 степень извлечени газообразного компонента посто нна и не зависит от величины истинного объемного газосодержани . Следовательно, в этом интервале процесс становитс неупрал емым и как способ примен тьс не может. Положительный эффект может быть достигнут только в интервале газосодержани 3-30, в котором эффективность процесса измен етс в 2 раза, что при изменении расходных и термодинамических параметров дает возможность поддерживать требуемую степень извлечени компонента путем изменени расхода подаваемого газа, а следовательно, и о( ,that with a gas content of more than 30, the degree of extraction of the gaseous component is constant and does not depend on the value of the true volumetric gas content. Consequently, in this interval the process becomes non-refillable and, as a method, cannot be applied. A positive effect can be achieved only in the gas content interval 3-30, in which the process efficiency changes by a factor of 2, which, when changing the flow and thermodynamic parameters, makes it possible to maintain the required degree of component recovery by changing the flow rate of the feed gas, and, consequently, o (,
В таблице представлены результаты промьшленных испытаний процесса на установке сепарации нефти.The table presents the results of industrial tests of the oil separation plant.
Сопоставительньш анализ полученных результатов по глубине очистки нефти от сероводорода известным и предложенным способами показал, что при смешении нефти с газом в восход щем газожидкостном потоке эффективность извлечени газообразных компонентов из нефти может быть увеличена на 27-33% по сравнению с вариантом смешени в горизонтальном трубопроводе,A comparative analysis of the results obtained for the depth of oil purification from hydrogen sulphide using known and proposed methods showed that when oil is mixed with gas in an upward gas-liquid flow, the efficiency of extracting gaseous components from oil can be increased by 27-33% compared to the option of mixing in a horizontal pipeline,
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU874313303A SU1493280A1 (en) | 1987-07-27 | 1987-07-27 | Method of preparing oil |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU874313303A SU1493280A1 (en) | 1987-07-27 | 1987-07-27 | Method of preparing oil |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1493280A1 true SU1493280A1 (en) | 1989-07-15 |
Family
ID=21330527
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU874313303A SU1493280A1 (en) | 1987-07-27 | 1987-07-27 | Method of preparing oil |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1493280A1 (en) |
-
1987
- 1987-07-27 SU SU874313303A patent/SU1493280A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР 592425, кл. В 01 D 19/00, 1978. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4596586A (en) | Separator for oil and gas, and separation process | |
US8486338B2 (en) | Gas-liquid contactor | |
CN109135819B (en) | System and method for treating crude oil of oil well | |
CN111040805B (en) | Crude oil pre-dehydration, deep dehydration and sewage oil removal integrated device and method | |
SU1493280A1 (en) | Method of preparing oil | |
CN114074995B (en) | Gas-liquid separation device and gas-liquid separation method for carbon dioxide flooding produced liquid | |
RU2309002C2 (en) | Oil refining installation (versions) | |
RU2135886C1 (en) | Method of device for preliminary disposal of water in gathering systems of oil production wells | |
EA015894B1 (en) | Flotation device | |
US3390963A (en) | Countercurrent mass transfer between two phases at least one of which is a fluid | |
SU1431798A1 (en) | Method of preparing petroleum | |
RU55631U1 (en) | INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS) | |
SU1526739A1 (en) | Installation for preparing oil | |
RU2456053C2 (en) | Plant to clean oil from hydrogen sulphide and mercaptans | |
RU2800096C1 (en) | Method for stabilizing gas condensate | |
SU1526740A1 (en) | Installation for preparing oil | |
SU1095932A1 (en) | Separator | |
RU2805077C1 (en) | Pipe plant for discharge of production water | |
SU1350456A1 (en) | Method of separating natural gas from moisture and heavy hydrocarbons | |
SU1140818A1 (en) | Separation unit | |
SU1581976A1 (en) | Installation for pretreating oil and gas to transportation | |
SU1731742A1 (en) | Apparatus for treating liquids with gas | |
RU2596259C2 (en) | Plant for produced stratum water preparation | |
SU1612242A1 (en) | Arrangement for measuring components of gas-liquid mixture | |
RU33515U1 (en) | Oil Separation Unit |