SU1611369A1

SU1611369A1 - Установка сбора и подготовки нефти и газа

Info

Publication number: SU1611369A1
Application number: SU884454461A
Authority: SU
Inventors: Петр Иванович Кулаков; Людмила Петровна Дженгазиева; Григорий Борисович Соловьев; Сергей Александрович Заруцкий; Евгений Александрович Ревенков
Original assignee: Северо-Кавказский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности
Priority date: 1988-07-04
Filing date: 1988-07-04
Publication date: 1990-12-07

Abstract

Изобретение касаетс сбора и подготовки нефти и газа на промыслах, в том числе на месторождени х с высокими давлени ми. Целью изобретени вл етс снижение энергетических затрат на компримирование газа и повышение степени использовани естественной энергии пласта на месторождени х с высокими давлени ми. Установка содержит замерную установку 1, нефтегазовые сепараторы, отстойник 4, подогреватель 3, концевой сепаратор 7, резервуар 8 товарной нефти, трубопровод 11 рециркул ции нефти, газовый трубопровод 14, газожидкостный эжектор 13 и насос 12, дополнительный сепаратор 6 с давлением сепарации 0,08-0,3 МПа, размещенный между предпоследним и концевым сепараторами 5 и 7 на линии трубопровода 11 рециркул ции нефти из концевого сепаратора и соединенный с выходом газожидкостного эжектора 13 и входом газа на нагреватель. Газожидкостный эжектор 13 соединен трубопроводом с выходом отстойника 4. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Description

Изобретение относится к сбору и подготовке нефти и газа на промыслах и в том числе на месторождениях с высокими давлениями, в частности может быть использовано на месторождениях, в продукции которых содержится сероводород.

Целью изобретения является снижение энергетических затрат на компримирование газа и повышение степени использования естественной энергии пласта на месторождениях с высокими давлениями.

На чертеже изображена принципиальная схема установки сбора и подготовки нефти и газа.

Установка состоит из связанных трубопроводами замерной установки 1 (для замера дебита скважин), установленных последовательно нефтегазового сепаратора 2 первой ступени сепарации, подогревателя 3 нефти, отстойника 4, нефтегазового сепаратора 5 второй ступени, дополнительного 6 и концевого 7 сепараторов, резервуара 8 товарной нефти (фиг.1).

По трубопроводу 9 обрабатываемой нефти на установку подается сырая нефть, а товарная нефть отводится по трубопроводу ю.

В трубопроводе 11 рециркуляции нефти, соединяющем нефтяную зону концевого сепаратора 7 с газовой зоной дополнительного сепаратора 6, установлены насос 12 и газожидкостный эжектор 13, на прием которого подключен трубопровод 14 из концевого сепаратора 7. По газовой линии 15 газ из дополнительного сепаратора 6 подается на форсунки огневого подогревателя 3. Избыток этого газа подается на прием газового эжектора 16, размещенного на линии 15, или на компрессорную станцию. Эжектор 16 соединен трубопроводом 17 с первым сепаратором 2. Трубопровод 11 рециркуляции нефти соединен с трубопроводом 9 нефти перед дополнительным сепаратором 6. По газопроводам 18 и 19 газ отводится из сепараторов 2 и 5 потребителям.

На вход сепаратора 2 первой ступени сепарации осуществляется ввод реагентадеэмульгатора с помощью дозаторной установки 20. По трубопроводу 21 часть нефти отводится из отстойника 4 и подается на газожидкостный эжектор 13 в качестве рабочего агента. Вода из отстойника 4 сбрасывается по трубопроводу 22 на установку подготовки сточных вод.

На случай выхода из строя насоса 12 предусмотрен компрессор 23. Давление в дополнительном сепараторе 6 должно составлять 0,08-0,3 МПа. Если давление сепарации в дополнительном сепараторе меньше 0.08 МПа, то возникают затрудне ния с подачей газа на подогреватель, что нежелательно, так как не позволяет использовать газ на собственные нужды. Если давление сепарации в дополнительном сепараторе больше значений 0,3 МПа, то увеличивается количество газа на концевой ступени сепарации, что ведет к возрастанию энергетических затрат на компримирование газа концевой ступени сепарации, а следовательно, нецелесообразно.

Давление на дополнительной ступени сепарации влияет на количество газа, поступающего на концевую ступень сепарации: чем оно выше и чем большее количество нефти поступает на концевую ступень сепарации, тем большее количество газа выделяется на концевой ступени, причем дегазированная нефть, подаваемая на эжектор насосом, также насыщается газом и выносит его на концевую ступень сепарации.

Давление сепарации (Pi) на дополнительной ступени связано с количеством циркулирующей нефти, параметрами эжектора и растворимостью газа в нефти выражением

р. (qi+q2)«' где Кэ - коэффициент эжекции эжекторной установки, м³/ч;

щ - количество дегазированной нефти, подаваемой насосом на эжектор, м³/ч;

q2 - количество дегазированной нефти, поступающей на сепарационную установку с промысла, м³/ч;

а - коэффициент растворимости газа' в нефти.

Коэффициент эжекции зависит от конструкции эжектора и может изменяться в пределах 3,5-8 м³/т.

Установка работает следующим образом.

Газожидкостная смесь из скважин по приемному трубопроводу 9 поступает на групповую замерную установку 1, где осуществляется замер дебита скважин. После замера продукция скважин поступает на центральный пункт промысловых сооружений в сепаратор 2 первой ступени сепарации, где смесь при давлении 1,8-2,0 МПа разделяется на газ и водонефтяную эмульсию.

Газ с давлением 1,8-2,0 МПа. по газопроводу 18 направляется потребителю (на газоперерабатывающий завод) или на газовый эжектор Тб по трубопроводу 17, Газоводонефтяная смесь, поступающая в сепаратор 2 первой ступени сепарации, обрабатывается реагентом-деэмульгатором с помощью дозаторной установки 20. Водо нефтяная эмульсия из сепаратора 2 поступает через подогреватель 3 в отстойник 4, где при давлении 1,6-1,7 МПа осуществля- 5 ется обезвоживание нефти.

Обеспечение оптимального гидродинамического и теплового режима подготовки (40-80°С) и необходимого времени отстоя эмульсии в отстойнике 4 (в зависимости от 10 физико-химических свойств нефти, типа и устойчивости эмульсии) позволит на выходе из отстойника 4 получить обезвоженную нефть и сточную воду высокого качества.

Вода из отстойника 4 по трубопроводу 15 22 направляется на установку подготовки сточных вод, Обезвоженная нефть последовательно разгазируется в сепараторах 5-7 при давлениях соответственно 0,6; 0,8-0,3 и 0,01-0,005 МПа. 20

Газ из сепаратора 5 под давлением 0,6 МПа по газопроводу 19 направляется потребителю (на газоперерабатывающий завод, газораспределительную станцию или компрессорную установку). Газ из сепаратора 6 25 дополнительной ступени с давлением 0,080,3 МПа по линии 15 подается на форсунки огневого подогревателя 3 (при его работе). При отключении подогревателя 3 газ из сепаратора 6 с давлением 0,08-0,3 МПа посту- 30 пает на прием газового эжектора 16, где он газом из сепаратора 2 с давлением 1,8-2,0 МПа дожимается до давления 0,6 МПа и по газопроводу 18 подается потребителю.

Нефть из сепаратора 7 по трубопроводу 35 11 насосом 12 подается в газожидкостный эжектор 13, которым газ низкого давления (близкого к атмосферному) по газопроводу 14 отбирается из сепаратора 7 концевой ступени сепарации и подается на вход сепа- 40 ратора 6 с давлением 0,08-0,3 МПа.

При отключении эжектора 13 предусмотрен компрессор 23, которым газ концевой ступени сепарации компримируется до давления 0,08-0,3 МПа и подается на вход 45 дополнительного сепаратора 6.

На месторождениях с высокими давлениями (1,8-2,0 МПа и выше) с целью повышения степени использования естественной энергии пласта предусмотрен 50 трубопровод 21, по которому обезвоженная газонасыщенная нефть с давлением 1,6-1,7 МПа после отстойника 4 подается на эжектор 13 в качестве рабочего агента.

П р и м е р 1. На месторождении ГойтКорт ПО Грознефть производится трехступенчатая сепарация нефти при давлениях 1,8; 0,8 и 0,05 МПа. Газ концевой ступени сепарации в количестве около 40 тыс.м³ газа ' в сутки сбрасывается на факел.

Применение предлагаемой системы с установкой дополнительной ступени'сепарации, на которой поддерживается давление Pi = у|-у|=1,25 кгс/см² или 0,125 МПа, а газ концевой ступени сепарации компримируется эжектором (Кэ = 4,5) до этого же давления, позволит утилизировать весь газ и использовать его на собственные нужды (для подогрева нефти). При этом потребуется компримировать до давления 0,125 МПа не весь газ (в количестве 40 тыс. м³), а только около 1,5-2,0 тыс.м³/сут, причем для утилизации этого газа потребуется рецеркулировать только 380-500 м³/сут нефти вместо 10000 м³/сут при применении известного способа.

Пример2. На месторождении Махачкала-Тарки ПО Дагнефть производится трехступенчатая сепарация газа при давлениях 1,8; 0,4 и 0,05 МПа. При этом около 10600 м³/сут сжигается на факеле из-за невозможности его использовать(ввиду низкого давления этого газа).

Применение предлагаемой системы с установкой дополнительной ступени сепарации, на которой поддерживается давление Pi =та — 1,218 кгс/см² или 0,122 МПа, позволит утилизировать весь газ на собственные нужды (для подогрева нефти при ее подготовке). При этом потребуется компримировать до давления 0,05 -0,122 МПа около 1000 м³/сут газа (вместо 10600 м³), причем для утилизации этого газа потребуется рециркулировать около 250-300 м³ нефти в сутки вместо 2150-2200 м³/сут.

П р и м е р 3. На ЦППС Брагуны сепарация нефти осуществляется в три ступени при давлениях 3,2; 1,2 и 0,05 МПа. На последней ступени сепарации выделяется 85-87 тыс. м³ газа в сутки. При этом осложняется сепарация нефти и газа и часть аклюдированного газа уносится нефтью в резервуар, что приводит к потерям нефтяного газа.

Применение предлагаемой установки с дополнительной ступенью сепарации с давлением 0,2 МПа позволит улучшить условия сепарации на концевой ступени, утилизировать весь газ при минимальных затратах на компримирование газа концевой ступени о 4,8-1 сепарации до давления Pi = _{+ 2} = =2 кгс/см² или 0,2 МПа. При этом потребуется компримировать до давления 0,05 -0,2 МПа около 22,5 тыс.м³ газа в сутки (вместо 85-87 тыс.м³) с рециркуляцией около 5,6 тыс,м³/сут нефти вместо 16- 18 тыс.м³/сут при применении известного способа.

Таким образом, предлагаемая установка на месторождениях с высокими давлени- 5 ями позволяет снизить энергетические затраты на компримирование газа концевых ступеней сепарации и более рационально использовать естественную энергию пласта. Кроме того, установка сепарации позволяет эффективно использовать нефтяной газ концевых ступеней сепарации, который на многих месторождениях в настоящее время сжигается в факелах. На месторождениях, в продукции которых содержится сероводород, применение предлагаемой системы позволит также обеспечить охрану окружающей среды.

Claims

Формула изобретения

1. Установка сбора и подготовки нефти и газа, содержащая нефтегазовые сепараторы, отстойник, концевой сепаратор, трубопровод обрабатываемой нефти, соединенный с трубопроводом рециркуляции нефти из концевого сепаратора, газожидкостный эжектор и насос, размещенные на трубопроводе рециркуляции нефти, от л и чающая ся тем, что, с целью снижения энергетических затрат на компримирование газа и повышения степени использования естественной энергии пласта на месторождениях с высокими давлениями, установка 10 снабжена дополнительным сепаратором, размещенным на трубопроводе обрабатываемой нефти перед концевым сепаратором, подогревателем, соединенным газовой линией с дополнительным сепаратором и 15 установленным совместно с отстойником между первым и вторым сепараторами и эжектором, установленным на газовой линии и соединенным с первым сепаратором, при этом трубопровод рециркуляции нефти 20 соединен с трубопроводом нефти перед дополнительным сепаратором.
2. Установка по п.1, о т л и ч а ю щ а я с я тем, что газожидкостный эжектор соединен трубопроводом с выходом отстойника.