Способ стабилизации газонасыщенной нефти
Владельцы патента RU 2465304:
Курочкин Андрей Владиславович (RU)
Курочкин Андрей Андреевич (RU)
Крюков Александр Викторович (RU)
Исмагилов Фоат Ришатович (RU)
Крюков Виктор Александрович (RU)
Изобретение относится к стабилизации обезвоженной и обессоленной газонасыщенной нефти и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности, в частности на промыслах или головных перекачивающих станциях. Изобретение касается способа стабилизации газонасыщенной нефти, в котором стабилизацию нефти проводят двухступенчатой сепарацией при температуре 20-80°С с отделением газа на I-ой ступени сепарации при давлении 0,11-0,16 МПа и последующей сепарацией дегазированной нефти на II-ой ступени сепарации при давлении 0,01-0,06 МПа с получением отсепарированной нефти и газа, отсасываемого вакуумсоздающим устройством, например эжектором, рабочим агентом которого является попутный газ с промысловой ступени сепарации, выделенный при этом газ смешивают с газом I-ой ступени сепарации, полученную газовую смесь разделяют фракционированием на стабильный конденсат и сухой газ, далее стабильный конденсат смешивают с отсепарированной нефтью, полученную стабилизированную нефть и сухой газ направляют потребителю. Технический результат - повышение выхода товарной нефти. 3 пр., 1 табл.
Изобретение относится к способам стабилизации обезвоженной и обессоленной газонасыщенной нефти и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности, в частности на промыслах или головных перекачивающих станциях.
Известен способ стабилизации обессоленной нефти путем ректификации в стабилизационной колонне при повышенном давлении с получением газовой головки и кубового остатка и испарением последнего в емкости при давлении, более низком, чем давление в колонне с последующей конденсацией, нагревом ее и возвратом в виде парового орошения в низ колонны [Авторское свидетельство №652017, кл. C10G 7/00, опубл. 05.03.79. Бюл. №9].
Недостатком способа является невысокая эффективность процесса, а именно невысокий выход товарной нефти вследствие значительных потерь легких углеводородных фракций.
Наиболее близким к заявляемому является способ стабилизации газонасыщенной нефти, включающий нагрев нефти, горячую сепарацию, фракционирующую конденсацию образующегося газового остатка, при этом горячую сепарацию и фракционирующую конденсацию ведут при 80-120°С и давлении 0,3-0,5 МПа. Процесс проводят следующим образом. Предварительно обезвоженную и обессоленную нефть, прошедшую промысловые ступени сепарации при 0,7 и 0,4 МПа, забирают насосом и в газонасыщенном состоянии подают через теплообменник в печь и сепаратор, связанный с фракционирующим конденсатором, работающие при давлении 0,3-0,5 МПа и температуре 80-120°С. Из сепаратора выходит стабильная нефть, а из фракционирующего конденсатора газ и конденсат (ШФЛУ). Стабильная нефть насосом через теплообменники подается в резервуары товарной продукции. Газ из фракционирующего конденсатора направляется на ГПЗ или другим потребителям, а образовавшийся конденсат возвращают в товарную нефть [Авторское свидетельство №1587059, кл. C10G 7/00, опубл. 23.08.90. Бюл. №31].
Недостатком способа является недостаточно высокий выход товарной нефти вследствие значительного уноса легких фракций нефти вместе с газом и ШФЛУ, а также значительные затраты электроэнергии, вследствие необходимости предварительного нагрева нефти, проведения сепарации при 80-120°С, а также проведения стабилизации при высоком давлении - 0,3-0,5 МПа.
Способ характеризуется также повышенным расходом тепла, поскольку фракционирующую конденсацию проводят также при 80-120С.
Недостатком способа является также высокая металлоемкость процесса и, как следствие, значительные капитальные затраты, вследствие наличия значительного числа насосов, печей и теплообменников, а их использование приводит к дополнительным затратам электроэнергии.
Технический результат - повышение выхода товарной нефти и снижение потерь нефти за счет возвращения в нефть стабильного конденсата, содержащего легкие фракции, а также снижение энергопотребления и металлоемкости.
Указанный технический результат достигается тем, что в предлагаемом способе стабилизации газонасыщенной нефти, включающем сепарацию нефти с выделением газа и последующее его фракционирование с выделением конденсата и газа, особенность заключается в том, что стабилизацию нефти проводят двухступенчатой сепарацией при температуре 20-80°С с отделением газа на I-ой ступени сепарации при давлении 0,11-0,16 МПа и последующей сепарацией дегазированной нефти на II-ой ступени сепарации при давлении 0,01-0,06 МПа с получением отсепарированной нефти и газа, отсасываемого вакуумсоздающим устройством, например эжектором, рабочим агентом которого является попутный газ с промысловой ступени сепарации, затем этот газ смешивают с газом, выделенным на I-ой ступени сепарации, полученную газовую смесь разделяют фракционированием на стабильный конденсат и сухой газ, далее стабильный конденсат смешивают с отсепарированной нефтью, полученную стабилизированную нефть и сухой газ направляют потребителю.
Проведение стабилизации нефти путем двухступенчатой сепарации при температуре 20-80°С и давлении на I-ой ступени сепарации 0,11-0,16 МПа (абс), т.е. выше атмосферного, способствует уменьшению потерь нефтяных фракций с газами сепарации за счет сохранения углеводородов С4+ - потенциальных компонентов нефти.
Сепарация дегазированной нефти на II-ой ступени сепарации при температуре 20-80°С и давлении 0,01-0,06 МПа (абс), т.е. ниже атмосферного, способствует более глубокой стабилизации нефти.
Проведение двухступенчатой стабилизации нефти при вышеуказанных давлениях на каждой ступени обеспечивает возможность проведения процесса стабилизации при более низкой температуре - 20-80°С и также обеспечивает сохранение значительного количества легких фракций в отсепарированной нефти.
Использование в качестве рабочего агента вакуумсоздающего устройства - попутного газа с промысловой ступени сепарации - обеспечивает снижение затрат электроэнергии на проведение процесса стабилизации.
Сущность способа заключается в следующем.
Обезвоженную и обессоленную нефть Вынгаяхинского месторождения, прошедшую промысловые ступени сепарации, в газонасыщенном состоянии подают на стабилизацию, которую проводят двухступенчатой сепарацией при 20-80°С с отделением газа на I-ой ступени сепарации при давлении 0,11-0,16 МПа (абс) и последующей сепарацией дегазированной нефти на II-ой ступени сепарации при давлении 0,01-0,06 МПа (абс) с получением отсепарированной нефти и газа, отсасываемого вакууумсоздающим устройством, например эжектором, рабочим агентом которого является попутный газ с промысловой ступени сепарации. Газ, выделенный на этой ступени сепарации, смешивают с газом, выделенным на I-ой ступени сепарации. Полученную газовую смесь разделяют фракционированием на стабильный конденсат и сухой газ, далее стабильный конденсат смешивают с отсепарированной нефтью, полученную стабилизированную нефть и сухой газ направляют потребителю.
Способ осуществляют следующим образом.
Пример 1
Обезвоженную и обессоленную нефть, прошедшую промысловые ступени сепарации, в количестве 1000 т/час забирают насосом и в газонасыщенном состоянии подают на стабилизацию, которую проводят двухступенчатой сепарацией при температуре 20°С с отделением газа на I-ой ступени сепарации при давлении 0,11 МПа (абс), при этом газожидкостная смесь разделяется на I-ой ступени при заданном давлении с выделением дегазированной нефти и газа. Дегазированную нефть подвергают последующей сепарации на II-ой ступени сепарации при давлении 0,01 МПа с получением отсепарированной нефти и газа. Выделенный газ отсасывают вакуумсоздающим устройством, например эжектором, рабочим агентом которого является попутный газ с промысловой ступени сепарации. Затем выделенный газ смешивают с газом I-ой ступени сепарации. Полученную газовую смесь разделяют фракционированием на стабильный конденсат и сухой газ. Далее стабильный конденсат смешивают с отсепарированной нефтью, полученную стабилизированную нефть и сухой газ направляют потребителю. Выход стабилизированной нефти при вышеназванных условиях проведения стабилизации составляет 992, т/час, а давление насыщенных паров стабилизированной нефти сохраняется на нормируемом уровне - 66,7 кПа.
Пример 2. Аналогично примеру 1 проводят двухступенчатую сепарацию при температуре 40°С с отделением газа на I-ой ступени сепарации при давлении 0,14 МПа (абс). Сепарацию дегазированной нефти на II-ой ступени сепарации проводят при давлении 0,04 МПа с получением отсепарированной нефти и газа. Выход стабилизированной нефти при вышеназванных условиях проведения стабилизации составляет 975,30 т/час, а давление насыщенных паров стабилизированной нефти сохраняется на нормируемом уровне - 66,7 кПа.
Пример 3. Аналогично примеру 1 проводят двухступенчатую сепарацию при температуре 80°С с отделением газа на I-ой ступени сепарации при давлении 0,16 МПа (абс). Сепарацию дегазированной нефти на II-ой ступени сепарации проводят при давлении 0,06 МПа с получением отсепарированной нефти и газа. Выход стабилизированной нефти при вышеназванных условиях проведения стабилизации составляет 987,0 т/час, а давление насыщенных паров стабилизированной нефти сохраняется на нормируемом уровне - 66,7 кПа.
В таблице сведены технологические параметры и показатели предлагаемого и известного способов.
| Таблица | |||||
| № п/п | Параметры | Показатели для способа | |||
| Прототипа а.с. 1587059 | Предлагаемого способа | Показатели, % | |||
| в % | Примечание | ||||
| 1. | Количество поступающей газонасыщенной нефти, т/час | 1000 | 1000 | 100 | |
| 2. | Выход стабилизированной нефти, т/час - среднее значение | 958,10 | 988,10 | 3 | |
| 3. | Давление стабилизации МПа (абс), на I-ой ступени сепарации | 0,3-0,5 | 0,11-0,16 | Снижение давления стабилизации в 2-4 раза | |
| 4. | Давление стабилизации МПа (абс), на II-ой ступени сепарации | 0,01-0,06 | |||
| 5. | Температура стабилизации, °С | 80-120°С | 20-80°С | Снижение температуры на 40-60°С | |
| 6. | Эксплуатационные (энергетические) затраты, МДж | 1 | 0,3 | Используется энергия давления газов промысловой ступени сепарации | Снижение затрат в 3 раза |
| 7. | Капитальные вложения, тыс. руб. | 1 | 0,2 | Снижение капвложений в 5 раз. |
При проведении процесса стабилизации снижаются эксплуатационные (энергетические) затраты за счет проведения предлагаемого процесса стабилизации при более низких давлениях и температуре, а также за счет использования рабочего агента - попутного газа с промысловой ступени сепарации.
Капитальные затраты предлагаемого процесса стабилизации снижаются примерно в 5 раз за счет исключения затрат на конструирование, изготовление и эксплуатацию печей, насосов и теплообменников.
Предлагаемое изобретение находит промышленное применение в нефтедобывающей промышленности, в частности на Вынгаяхинском месторождении нефти.
Способ стабилизации газонасыщенной нефти, включающий сепарацию нефти с выделением газа и последующее его фракционирование с выделением конденсата и газа, отличающийся тем, что стабилизацию нефти проводят двухступенчатой сепарацией при температуре 20-80°С с отделением газа на I-й ступени сепарации при давлении 0,11-0,16 МПа и последующей сепарацией дегазированной нефти на II-й ступени сепарации при давлении 0,01-0,06 МПа с получением отсепарированной нефти и газа, отсасываемого вакуумсоздающим устройством, например эжектором, рабочим агентом которого является попутный газ с промысловой ступени сепарации, выделенный при этом газ смешивают с газом I-й ступени сепарации, полученную газовую смесь разделяют фракционированием на стабильный конденсат и сухой газ, далее стабильный конденсат смешивают с отсепарированной нефтью, полученную стабилизированную нефть и сухой газ направляют потребителю.
