Способ стабилизации газонасыщенной нефти

Способ стабилизации газонасыщенной нефти

Реферат

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.