Способ подготовки нефти

 

Изобретение относится к способам подготовки нефти и может использоваться в нефтяной промышленности. Целью изобретения является повышение эффективности извлечения из нефти газообразных компонентов, включая сероводород. Способ заключается в подаче газа по газопроводу 6 в начало вертикального участка нефтепровода 5 перед сепаратором низкого давления 3. При смешении нефти с газом в нефтепроводе 5 происходит десорбция легких углеводородных компонентов и сероводорода, в результате чего получается более стабильная товарная нефть, с меньшим содержанием сероводорода. Смешение нефти с газом происходит в восходящем газожидкостном потоке при истинном объемном газосодержании последнего 3-30. Время взаимодействия определяют по формуле Τ=К 0,112+α<SP POS="POST">-</SP>°<SP POS="POST">,48е</SP>/D<SP POS="POST">.</SP>(0,888-Α<SP POS="POST">-</SP>°<SP POS="POST">,48E</SP>), где Τ - время воздействия нефти с газом

К - эмпирический коэффициент (К=4,2-7,8)

Д - диаметр потока

α - истинное объемное газосоджержание

е - основание натурального логарифма. 1 з.п.ф-лы, 1 табл., 3 ил.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИН

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ flEHT СССР (21) 4313303/23-26 (22) 27.07.87 (46) 15.07,89. Бюл. М 26 (71) Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности

Гипровостокнефть (72) Г.Н.Поздньппев, А.П.Соколов, С.П.Лесухин, К.В.Кузин и P.Ê.Êàñïàðüÿíö (53) 66,069.84(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

Ф 592425, кл, В 01 D 19/00, 1978. (54) СПОСОБ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ (57) Изобретение относится к способам подготовки нефти и может использоваться в нефтяной промышленности.

Целью изобретения является повьппение эффективности извлечения из нефти газообразных компонентов, включая сероводород. Способ заключается в подаче газа по газопроводу 6 в нача„„SU„, 1493280 A 1 (51) 4 В 01 D 19/00

2 ло вертикального участка нефтепровода 5 перед сепаратором 3 низкого давления. При смешении нефти с газом в нефтепроводе 5 происходит десорбция легких углеводородных компонентов и сероводорода, в результате чего получается более стабильная товарная нефть с меньшим содержанием сероводорода. Смешение нефти с газом происходит в восходящем гаэожидкостном потоке при истинном объемном газосодержании последнего 3-30. Время взаимодействия определяют по формуле — 0,48е л ОТ!12 +

D (О 888 е -О,4в е) время взаимодействия нефти с газом;

К вЂ” эмпирический коэффициент (К =

4, 2-7,8); D — диаметр потока; o(— истинное объемное газосодержание; е — основание натурального логарифма. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 3 ил.

149 3280

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к технологии промысловой подготовки нефти, и может быть использовано для сепарации и очистки нефти от сероводорода.

Цель изобретения — повышение эффективности извлечения из нефти газообразных компонентов, включая сероводород.

Способ осуществляют следующим образом.

Проводят многоступенчатую сепарацию нефти и подачу газа на смешение с нефтью в восходящем газожидкостном потоке при истинном объемном газосодержании нефти 3-30 и времени взаимодействия, не менее определяемого по формуле

0,4В Е

О 112+ а( (О 888 -,(— о4ве) 1О

20 где с — время взаимодействия нефти с газом;

К = 4,2-7,8 — эмпирический коэф25 фициент

D — диаметр потока (для гладких труб внутренний диаметр трубопровода); истинное объемное газосодер- ЗО жание; е — основание натурального логарифма.

Перед смешением нефти с газом целесообразно подавать в нефть реагент- 35 деэмульгатор.

При подготовке обводненной нефти подача в нефть реагента-деэмульгатора перед смешением ее с газом интенсифицирует массообмен за счет сниже- 40 ния вязкости и коэффициента поверхностного натяжения нефти и, следовательно, повышает эффективность способа, В технологических трубопроводах 45 установок подготовки нефти при истинном объемном газосодержании более 3 преобладает снарядный режим движения газожидкостной смеси, На горизонтальных участках он характеризуется нали- 50 чием относительно стабильных несмешивающихся объемов нефти и газа. Эффективность массообмена при этом мала.

Восходящий снарядный поток характеризуется интенсивным перемешиванием фаз. Движущиеся вверх жидкостные пробки постоянно теряют часть жидкости, Отстающая жидкость под действием сил гравитации стекает вдоль стенок труб, что увеличивает время контакта газа с жидкостью, В точке столкновения отставшей жидкости с началом следующей пробки возникает вихрь, который диспергирует газовую фазу и вовлекает ее в пробку жидкой фазы, Этот же вихрь споr.обствует перемешиванию отставшей жидкости с жидкостью пробки.

Таким образом, повышение эффективности массообмена а следовательно, дегазации нефти в восходящем газожидкостном потоке, по сравнению с горизонтальным достигается за счет увеличения времени контакта нефти с газом и удельной межфазной поверхности при снарядном движении потока.

Под истинным объемным газосодержанием двухфазного потока понимают отношение объема газовой фазы при данных термодинамических условиях к объему жидкой фазы, Этот показатель поддерживают в заданных пределах путем изменения количества газа, подаваемого в нефтепровод перед ступенями сепарации нефти, При истинном объемном газосодержании менее 3 снарядный режим движения газонефтяной смеси переходит в пузырьковый, что сопровождается снижением эффективности массообмена, а следовательно, дегазации нефти и очистки от сероводорода.

Увеличение истинного объемного гаэосодержания выше 30 нецелесообразно, так как не приводит к существенному увеличению степени извлечения газообразных компонентов, !

На фиг. 1 представлена структура снарядного потока: горизонтального а и восходящего 6; на фиг,2 экспериментальная зависимость эффективности извлечения газообразных компонентов (4) от истинного объемного гаэосодержания (Ы ) для горизонтального а и восходящего 6 двухфазных потоков; на фиг, 3 — принципиальная технологическая схема установки, реализующая предлагаемый способ, Технологическая схема включает сепараторы высокого 1, среднего 2 и низкого 3 давления, установку 4 сероочистки и технологические газон нефтепроводы. Сепаратор 3 установлен на постаменте и соединен с вертикальным участком подводящего нефтепровода 5, нижняя часть которого — 0,48. 2,72

0 112+ 3

2. л

7,8

0,5 (0,888 — 3 ) 8,4 с.

a(= 30 — 0,48 2,72

0 122 + 30

7,8

0,5(0,888 — 30 ) и

2,2 с.

Далее по найденной величине минимально необходимого времени взаимодействия с, величине с, производительности установки и диаметру

1 соединена с газопроводом 6, обеспечиг.ающим подачу газа первой ступени сепарации, нефть отводится с установки по линии

Размеры вертикального участка нефтепровода рассчитываются по следующей схеме, По известным значениям внутреннего диаметра D нефтепровода, истинно— го объемного газосодержания ((при давлении сепарации 0,105 мПа принимается равным удельному расходу газа) и эмпирического коэффициента К (при отсутствии экспериментального значения коэффициента К принимается равным максимальному — 7,8) рассчитывается минимальное время взаимодействия С . Значение e(рассчитывается, как отношение свободного объема газа в трубопроводе к объему нефти при давлении сепарации (с учетом собственного газового фактора сепарируемой нефти). По величине a( производительности по нефти и газу с учетом задержки жидкости в трубопроводе рассчитывается длина вертикального участка нефтепровода, обеспечивающая минимальное время взаимодействия С. В случае, когда расчетная длина вертикального участка нефтепровода не может быть достигну— та на практике, увеличивают диаметр нефтепровода и расчет повторяют, Пример, 1. Нсходные данные:

L = 200 м /ч — производительность установки, D = 0,5 и, К = 7,8, так как первоначальный расчет выполнен без предварительных экспериментальных исследований и согласно описанию изобретения эмпирический коэффициент принимается равным максимальному, е = 2,72 o(= 3, тогда

493280 трубопровода рассчитываем минимальную длину вертикального участка нефтепровода Н по уравнению

L (!+с() 4а

3600 1ГВ где р- задержка жидкости в вертикальном участке нефтепровода по сравнению с временем движения гаэожидкостного потока в равновеликом участке трубопровода в режиме идеального вытеснения.

Задержка жидкости имеет место вследствие непрерывного перетока части жидкости иэ вышерасположенны жидкостных пробок в пробки, расположенные ниже. Задержка увеличивает время пребывания жидкости в трубоZ0 проводе.

Задержка рассчитывается, как отношение газосодержания потока J к относительной длине пробки газа (1сp/1 ) и составляет:

Z5 при 8= 3 p = 1,7 о = 30 р= 5,3 при величине критерия F r = 0,01-0,1.

Тогда

200 (1+3) . 4 8 4

3600 3,14 0,52 1,7

200 (1+30) 4 2 2 = 3 6 м

Н

2.—

3600.3,14 0,52 " 5,3

Способ осуще ствляе тся следующим образом, Нефть со скважины проходит последовательно три ступени сепарации

40 1-3, в сепараторе 3 разгазируется до атмосферного давления и по линии

7 отводится с установки. Перед сепаратором 3 третьей ступени в начале вертикального участка нефтепровода

45 5 по газопроводу 6 в нефть подают газ первой ступени сепарации, очищенный от сероводорода на установке 4 сероочистки. В трубопроводе при смешении нефти с газом происходит де50 сорбция легких углеводородных компонентов и сероводорода. При последующем разделении нефтегазовой смеси в сепараторе получают товарную нефть с пониженньм содержанием легких

55 углеводородных компонентов и сероводорода.

Наглядным подтверждением возможности достижения положительного эффекта лишь при предложенном значении

1493280 объемного газосодержания являются результаты лабораторных испытаний процесса на модельной смеси, представленные на фиг. 2 (кривая Е ). Ло5 гарифмическая зависимость степени извлечения газообразного компонента (tg) от газосодержания потока иллюстрирует высокую неустойчивость процесса в интервале газосодержания 0-3, в котором эффективность процесса изменяется более, чем в 30 раз. В этом интервале процесс практически не может быть реализован при промысловой подготовке нефти, поскольку поддержание постоянной эффективности при неизбежных изменениях расхода нефти, поступающей со скважин, становится задачей сложной и с помощью современных КИП и автоматики просто невозможной. Из графика следует также, Остаточное содержание сероводорода в товарной нефти мг/л, при истинном объемном газосодержании потока

Способ

1 Г !

0 3 5 9 14 21 24

1025 859

1025 870

825 756

862 840

Предлагаемый

Известный

697 680

809 793

670

781 смешение нефти с газом производят в восходящем газожидкостном потоке при истинном объемном газосодержании

35 нефти 3-30 и времени взаимодействия, не менее определяемого по формуле

-o,oâ е

0 112+

D . (0,888,(-о, ВЕ) 40 где 7

45 D

О жанне; е — основание натурального логарифма.

50 2, Способ по п. 1, о т л и ч аю шийся тем, что перед смешением нефти с газом в нефть подают реагент-деэмульгатор.

Сопоставительный анализ полученных результатов по глубине очистки нефти от сероводорода известным и предложенным способами показал, что при смешении нефти с газом в восходящем газожидкостном потоке эффективность извлечения газообразных компонентов из нефти может быть увеличена на 27-337. по сравнению с вариантом смешения в горизонтальном трубопроводе.

Формула изобретения

1, Способ подготовки нефти путем ее многоступенчатой сепарации, включающий подачу газа на смешение с неф rbe s ступени сепарации низкого давления, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности извлечения из нефти газообразных компонентов, включая сероводород, что при газосодержании,более 30 степень извлечения газообразного компонента постоянна и не зависит от величины истинного объемного газосодержания. Следовательно, в этом интервале процесс становится неуправляемым и как способ применяться не может, Положительный эффект может быть достигнут только в интервале газосодержания 3-30, в котором эффективность процесса изменяется в

2 раза, что при изменении расходных и термодинамических параметров дает возможность поддерживать требуемую степень извлечения компонента путем изменения расхода подаваемого газа, а следовательно, и a(, В таблице представлены результаты промышленных испытаний процесса на установке сепарации нефти. — время взаимодействия нефти с газом, К = 4,2-7,8 — эмпирический коэффициент; — диаметр потока, — истинное объемное газосодер149 3280

Составитель О.Калякина

Редактор М.Келемеш Техред М.,,яндык Корректор О.Кравцова

Заказ 3916/9 Тираж 600 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. ужгород, ул. Гагарина, 101