Способ подготовки нефтяного газа к транспорту

 

Сущность изобретения: способ подготовки включает многоступенчатую сепарацию , отделение газожидкостной смеси, компримирование и подачу газа концевой ступени на первую ступень, при этом газ концевой ступени компримируют до давления , составляющего 1,3-1,4 от давления сепарации первой ступени, получаемую газожидкостную смесь разделяют на жидкую и газовую фазы и первую из них подают в нефтяную зону сепаратора первой ступени , а вторую - в газовую зону этого сепаратора . 1 ил.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (51)5 F 25 J 3/00

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР О !2

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4707294/26 (22) 19.06,89 (46) 30.03.92, Бюл. ¹ 12 (71) Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) И.И.Амерханов (53) 66.074.3 (088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

¹ 923567, кл. В 01 D 19/00, 1982. (54) СПОСОБ ПОДГОТОВКИ НЕФТЯНОГО

ГАЗА К ТРАНСПОРТУ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть ис-пользовано при подготовке нефтяного газа к транспорту на нефтепромысловых объектах, Целью изобретения является сокращение потерь газа.

Способ включает многоступенчатую сепарацию, отделение газожидкостной смеси, компримирование и подачу газа концевой ступени на первую ступень. Особенностью способа являтся то, что газ концевой ступени сепарации компримируют до давления, составляющего 1,3-1,4 от давления сепарации первой ступени, получаемую газожидкостную смесь разделяют на жидкую и газовую фазы, первую из них подают в нефтяную зону сепаратора первой ступени, а вторую — в газовую зону этого сепаратора.

На чертеже дана принципиальная технологическая схема осуществления предлагаемого способа, Схема содержит подводящий трубопровод 1, сепаратор 2 первой ступени, который

„„5U „„1723421 А1 (57) Сущность изобретения: способ подготовки включает многоступенчатую сепарацию, отделение газожидкостной смеси, компримирование и подачу газа концевой ступени на первую ступень, при этом газ концевой ступени компримируют до давления, составляющего 1,3-1,4 от давления сепарации первой ступени, получаемую газожидкостную смесь разделяют на жидкую и газовую фазы и первую из них подают в нефтяную зону сепаратора первой ступени, а вторую — в газовую зону этого сепаратора. 1 ил. соединен с сепаратором 3 концевой ступени, а последний — с сырьевым резервуаром

4; газовую линию 5, соединяющую сепаратор 3 концевой ступени через компрессор 6 с буферной емкостью 7, которая в свою очередь линиями 8 и 9 соединена с сепаратором первой ступени, и газовую линию 10.

Способ осуществляют следующим образом,.

Газожидкостную смесь по трубопроводу 1 подают в сепаратор 2, где она частично дегазируется и подается на концевую ступень сепарации 3, где окончательно дегазируется и направляется в сырьевой резервуар 4. Газ, выделившийся в сепараторе 3, компримируют до величины 1,3 — 1,4 от давления сепарации на первой ступени компрессором 6 и подают в буферную емкость

7, где он разделяется на жидкую и газообразную фазы, которые по линиям 8 и 9 соответственно поступают в сепаратор 2, откуда газ по линии 10 поступает в напорный газспровод, а жидкая фаза вместе с нефтью че1723421

Составитель И. Амерханов

Редактор А, Маковская Техред М.Моргентал Корректор М. Кучерявая

Заказ 1057 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101 рез сепаратор концевой ступени 3 — в сырьевой резервуар 4, Исследованиями установлено, что компримирование газа концевой ступени сепарации до величины 1,3 — 1,4 от давления сепарации на первой ступени регламентируется тем, что полученный в этом интервале сжатый гэз имеет незначительное различие по содержанию компонентов Се+в с газом, выделившимся в сепараторе первой ступени.

Компримирование газа менее 1,3 увеличивает содержание в нем ценных компонентов Сэ+в, что ведет к повышению потерь газа, Превышение верхнего предела приводит к увеличению энергетических затрат и требует установки более мощного компрессора.

Пример. Газожидкостная смесь с плотностью 865 кгс/см, вязкостью 0,0163 г

Па с, обводненностью . 19% и газосодержанием 22м /т в количестве 2150 т/сут поз ступала по трубопроводу 1 в сепаратор 2 первой ступени, где частично дегазировалэсь при давлении О,39 МПа и направлялась в сепаратор 3 концевой ступени, где окончательно дегазировалась nðè давлении

0,107 МПа, а затем подавалась в сырьевой резервуар 4, Газ, выделившийся в сепараторе 3 концевой ступени, в количестве 8,6 т, с /сут, с содержанием компонентов Се+в

1,33 мол,% компримировался компрессором 6 до давления 0,5 MRa и подавался в буферную емкость 7, где происходило разделение на жидкую и газообразную фазы, Далее газообразная фаза с содержанием компонентов Св+в 0,41 мол.% подавалась по линии 9 в газовую зону сепаратора 2, где смешивалась с газом первой ступени, выделившимся в количестве 38,7 т м /сут, с содержанием компонентов C6+B 0,47 мол.% и

5 по газовой линии 10 со средним содержанием Св+в 0,43% направлялась в напорный газопровод (no прототипу 0,68%). Жидкая фаза из буферной емкости 7 по линии 8 направлялась в нефтяную зону сепаратора

10 в количестве 0,92 т/сут (по прототипу в нефти остается 0,47 т/сут конденсата) и далее— через сепаратор концевой ступени — в сырьевой резервуар 4.

Предлагаемый способ позволяет сокра15 тить содержание компонентов Се+в в подготавливаемом газе в 1,5 раза (0,43 Moil,% по предлагаемому против 0,68 мол,% по прототипу), вследствие чего потери нефтяного газа сокращаются на 0,2 — 0,35% от общих

20 потерь газа (по прототипу 0,12-0,16%), Формула изобретения

Способ подготовки нефтяного газа к транспорту, включающий многоступенча25 тую сепарацию, отделение газожидкостной смеси, компримирование и подачу газа концевой ступени на первую ступень, о т л ич а ю шийся тем, что, с целью сокращения потерь газа, газ концевой ступени компри30 мируютдодавления, составляющего 1,3 — 1,4 от давления сепарации первой ступени, получаемую газожидкостную смесь разделяют на жидкую и газовую фазы, первую из них подают в нефтяную зону сепаратора

35 первой ступени и вторую — в газовую зону этого сепаратора.