RU2019256C1

RU2019256C1 - Plant for preparation of petroleum gas for conveyance

Info

Publication number: RU2019256C1
Authority: RU
Inventors: Р.Б. Фаттахов; В.П. Тронов; Р.З. Сахабутдинов
Original assignee: Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности
Priority date: 1992-01-10
Filing date: 1992-01-10
Publication date: 1994-09-15

Abstract

FIELD: petroleum refining industry. SUBSTANCE: device uses: delivery petroleum pipeline 1, hydrodynamic phase divider 2, separators 3 and 4 of the first and second stages, respectively, service tank 5, compressor 6, circulation gas conduit 7 connecting compressor 6 to hydrodynamic phase divider 2 through a mass transfer apparatus using chute 8 and chute 9 located at the end part of the hydrodynamic phase divider stepwise relative to each other, chute 9 is installed in overlap above chute 8 and connected through gas conduit 10 to gas conduit 11 of first stage separator 3, gas conduit 22 connecting the gas zone of hydrodynamic phase divider 2 to gas conduit 11 of first stage separator 3, flow governors 13 and 14 installed in gas conduits 10 and 12 respectively, gas conduit 15 with flow governor 16 connecting gas conduit 12 to separator 3, pipeline 17 connecting the liquid zone of hydrodynamic phase separator 2 to separator 3, conveying gas conduit 18 with hot wells 19. EFFECT: enhanced effectiveness. 3 dwg, 1 tbl

Description

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к объектам сбора и подготовки нефти, и может быть использовано при сборе и подготовке газового конденсата. The invention relates to the field of oil industry, in particular to objects for the collection and preparation of oil, and can be used in the collection and preparation of gas condensate.

Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемой является установка для подготовки нефтяного газа к транспоpту, включающая сепараторы, конденсатосборники, компрессор, гидродинамический делитель фаз (ГДФ), циркуляционный газопровод, запорную арматуру, массообменное устройство. The closest in technical essence and the achieved result to the proposed one is an installation for preparing oil gas for transport, including separators, condensate collectors, a compressor, a hydrodynamic phase divider (HDF), a circulation gas pipeline, shutoff valves, and a mass transfer device.

Установка позволяет проводить рециркуляцию газа второй (и последующих) ступеней, насыщенного тяжелыми углеводородами, в гидродинамический делитель фаз, где осуществляется абсорбционное перераспределение тяжелых углеводородных компонентов (С_з+в) из газовой фазы в жидкую, что обеспечивает дополнительное уменьшение выпадения конденсата в транспортном газопроводе и сокращение его потерь при продувках конденсатосборников.The installation allows recirculation of the gas of the second (and subsequent) stages, saturated with heavy hydrocarbons, to the hydrodynamic phase divider, where the absorption redistribution of heavy hydrocarbon components (C 3 _{+ c} ) from the gas phase into the liquid phase is carried out, which provides an additional reduction of condensation in the transport gas pipeline and reduction of its losses when purging condensate collectors.

Недостатком установки является недостаточная эффективность процесса перехода тяжелых компонентов в жидкую фазу и соответственно повышение потерь углеводородов при транспортировании, что обусловлено следующим. The disadvantage of the installation is the lack of efficiency of the process of the transition of heavy components to the liquid phase and, accordingly, an increase in the loss of hydrocarbons during transportation, which is due to the following.

На начальном участке ГДФ образуется слой динамической пены из-за интенсивного разгазирования поступающей продукции скважин - газоводонефтяной эмульсии, и введения диспергированного газа рециркуляции. В результате гидродинамического перемешивания двух потоков каждый пенный пузырек содержит, кроме газа рециркуляции, насыщенного тяжелыми компонентами, также и более легкий газ, выделяющийся из нефти, что уменьшает количество тяжелых компонентов, абсорбируемых из газа. Кроме того, при разгазировании обводненной продукции скважин пенные ячейки могут быть образованы не нефтью, а пластовой водой или эмульсией типа "нефть в воде", что ухудшает массообмен между газом и нефтью. A dynamic foam layer is formed in the initial section of the HDF due to the intense degassing of the incoming well products - gas-oil emulsion, and the introduction of dispersed recirculation gas. As a result of hydrodynamic mixing of the two flows, each foam bubble contains, in addition to the recirculation gas saturated with heavy components, also a lighter gas released from oil, which reduces the amount of heavy components absorbed from the gas. In addition, when degassing waterlogged well products, foam cells may not be formed by oil, but by formation water or an oil-in-water emulsion, which impairs mass transfer between gas and oil.

Поскольку газ рециркуляции после компрессора имеет температуру 50-70^оС, то в пенной ячейке происходит локальный нагрев пленки жидкости, и процесс массообмена протекает при повышенной (на 5-15^оС) температуре, что приводит к испарению тяжелых углеводородных компонентов пленки нефти в газовый пузырек. После выхода газового пузырька из жидкой фазы в газовую обратный процесс перехода тяжелых компонентов затруднен из-за менее развитой поверхности контакта газ-нефть. В результате газ, поступающий в транспоpтный газопровод, содержит значительное количество тяжелых углеводородов (С_з+в), которые конденсируются в условиях транспортирования в газопроводе, собираются в конденсатосборниках и безвозвратно выбрасываются в атмосферу при продувках последних.Since gas recirculation after the compressor has a temperature of 50-70 ^{° C,} the foam cell occurs locally heating the liquid film, and mass transfer process proceeds at elevated (at 5-15 ^o C) temperature, which leads to evaporation of heavy hydrocarbon components in the gas oil film bubble. After the exit of the gas bubble from the liquid phase into the gas phase, the reverse process of the transition of heavy components is difficult due to the less developed gas-oil contact surface. As a result, the gas entering the transport gas pipeline contains a significant amount of heavy hydrocarbons (С _{З + в} ), which condense during transportation in the gas pipeline, are collected in condensate collectors and irrevocably released into the atmosphere when the latter is purged.

Целью изобретения является сокращение потерь углеводородов, конденсирующихся в транспортном газопроводе и выбрасываемых в атмосферу при продувках конденсатосборников, за счет снижения содержания тяжелых компонентов в транспоpтируемом газе. The aim of the invention is to reduce the loss of hydrocarbons that condense in the transport gas pipeline and released into the atmosphere when purging the condensate collectors, by reducing the content of heavy components in the transported gas.

Указанная цель достигается описываемой установкой, включающей ГДФ, сепараторы, циркуляционный газопровод, компрессор газа, конденсатосборники, резервуары нефти, массообменное устройство, трубопроводы, запорную арматуру. This goal is achieved by the described installation, including HDF, separators, circulating gas pipeline, gas compressor, condensate collectors, oil tanks, mass transfer device, pipelines, valves.

Новым является то, что массообменное устройство выполнено в виде перевернутых лотков, размещенных в концевой части ГДФ ступенчатого и внахлест относительно друг друга, причем верхний лоток соединен трубопроводом с газопроводом сепаратора первой ступени. New is that the mass transfer device is made in the form of inverted trays placed in the end part of the GDF stepwise and overlapping relative to each other, and the upper tray is connected by a pipeline to the gas pipeline of the first stage separator.

На фиг. 1 изображена принципиальная технологическая схема установки для подготовки нефтяного газа к транспорту; на фиг. 2 - узел I на фиг. 1, продольный разрез; на фиг. 3 - разрез по А-А на фиг. 2. In FIG. 1 shows a schematic flow diagram of an installation for the preparation of oil gas for transport; in FIG. 2 - node I in FIG. 1, a longitudinal section; in FIG. 3 is a section along AA in FIG. 2.

Установка содержит подводящий нефтепровод 1, гидродинамический делитель фаз (ГДФ) 2, сепараторы 3 и 4 соответственно первой и второй ступеней, технологический резервуар 5, компрессор 6, циркуляционный газопровод 7, соединяющий компрессор 6 с ГДФ 2 через массообменное устройство, содержащее лоток 8 и лоток 9, размещенные в концевой части ГДФ ступенчато относительно друг друга, причем лоток 9 установлен внахлест над лотком 8 и соединен газопроводом 10 с газопроводом 11 сепаратора 3 первой ступени, газопровод 12 соединяющий газовую зону ГДФ 2 с газопроводом 11 сепаратора 3 первой ступени, регуляторы расхода 13 и 14, установленные на газопроводах 10 и 12 соответственно, газопровод 15 с регулятором расхода 16 , соединяющий газопровод 12 с сепаратором 3, трубопровод 17, соединяющий жидкостную зону ГДФ 2 с сепаратором 3, транспортный газопровод 18 с конденсатосборниками 19. The installation comprises an oil supply pipe 1, a hydrodynamic phase divider (HDF) 2, separators 3 and 4, respectively, of the first and second stages, a process tank 5, a compressor 6, a circulation gas pipeline 7 connecting the compressor 6 to the HDF 2 through a mass transfer device comprising a tray 8 and a tray 9, placed in the end part of the HDF stepwise relative to each other, and the tray 9 is lapped over the tray 8 and connected by a gas pipeline 10 to a gas pipeline 11 of the separator 3 of the first stage, a gas pipeline 12 connecting the gas zone of the gas-turbine 2 with gas house 11 of separator 3 of the first stage, flow regulators 13 and 14 installed on gas pipelines 10 and 12, respectively, gas pipeline 15 with a flow regulator 16 connecting gas pipeline 12 to separator 3, pipeline 17 connecting the liquid zone of HDF 2 to separator 3, transport gas pipeline 18 with condensate traps 19.

Установка работает следующим образом. Installation works as follows.

Газоводонефтяная смесь обводненностью 80% с газовым фактором 45 м³/м³ с расходом 15700 м³/сут и температурой 18^оС поступает в трубопровод 1 в ГДФ 2, разгазируется и расслаивается на конечном участке на 3 слоя: газ, нефть и воду. В ГДФ поддерживается давление 0,55 МПа, в сепараторе 3-0,52 МПа, в сепараторе 4 второй ступени - 0,14 МПа. По циркуляционному газопроводу 7 в ГДФ 2 под лоток 8, расположенный в водном слое, подается газ рециркуляции - газ второй ступени сепарации 4 и из резервуара 5 в количестве 27810 м³/сут с температурой 60^оС. Газ рециркуляции охлаждается до температуры 18^оС в водной среде, не контактируя с нефтью, собирается в верхней части лотка 8 и далее, по мере продвижения с водой, поступает под лоток 9, расположенный в нефтяном слое. Под лотком 9 охлажденный газ рециркуляции контактирует с ранее разгазированной нефтью, обладающей более высокой абсорбционной способностью, чем исходная газонасыщенная нефть, в результате чего тяжелые компоненты переходят из газа рециркуляции в нефть. Обработанный газ рециркуляции с пониженным содержанием тяжелых углеводородов (18,5 мол.%) против 53,6 мол.% в газе рециркуляции) собирается в верхней части под лотком 9 и по газопроводу 10 выводится из-под лотка 9 в газопровод 11 сепаратора первой ступени 3. Газ, который выделился из исходной газоводонефтяной смеси, выводят из газовой зоны ГДФ 2 по трубопроводу 12 в газопровод 11. Расход газа по газопроводам 10 и 12 устанавливают регуляторами 13 и 14. Часть газа из газопровода 12 подают в сепаратор 3 по газопроводу 15 с регулятором расхода газа 16 для достижения более устойчивой работы сепаратора 3.Gazovodoneftyanaya mixture water content of 80% with a GOR of 45 m ³ / m ³ at a rate of 15700 m ³ / day and a temperature of 18 ^{° C} arrives in a pipeline 1 to GDF 2 razgaziruetsya and stratifies on the end portion on the layer 3: natural gas, oil and water. In HDF, the pressure is maintained at 0.55 MPa, in the separator 3-0.52 MPa, in the separator 4 of the second stage - 0.14 MPa. Through the circulation pipeline 7 in GDF 2 under the tray 8 disposed in the water layer is supplied to the recirculation gas - the second gas separation stage 4 and 5 from the reservoir in an amount of 27810 m ³ / day at 60 ° ^C. The gas recirculation is cooled to 18 ^C. in the aquatic environment, without contacting with oil, it collects in the upper part of the tray 8 and then, as it moves with water, it enters under the tray 9 located in the oil layer. Under tray 9, the cooled recirculation gas is in contact with previously degassed oil, which has a higher absorption capacity than the original gas-saturated oil, as a result of which heavy components are transferred from the recirculation gas to oil. Treated recirculation gas with a low content of heavy hydrocarbons (18.5 mol.%) Versus 53.6 mol.% In the recirculation gas) is collected in the upper part under the tray 9 and through the gas pipeline 10 is discharged from under the tray 9 into the gas pipeline 11 of the first stage separator 3. The gas that has been released from the initial gas-oil mixture is removed from the gas zone of the gas-condensate 2 by pipeline 12 to gas pipeline 11. The gas flow rate through gas pipelines 10 and 12 is set by regulators 13 and 14. A portion of the gas from gas pipeline 12 is supplied to the separator 3 via gas pipeline 15 s gas flow control 16 to achieve more stable operation of the separator 3.

Нефть из ГДФ 2 по трубопроводу 17 поступает в сепаратор 3 и далее в сепаратор второй ступени 4 и резервуар 5. Газ из сепаратора 4 и резервуара 5 отбирают компрессором 6 и по циркуляционному газопроводу 7 подают на рециркуляцию под лоток 8. Oil from the HDF 2 through a pipe 17 enters the separator 3 and then into the second stage separator 4 and the reservoir 5. Gas from the separator 4 and the reservoir 5 is taken off by the compressor 6 and fed through the circulation gas pipeline 7 for recirculation under the tray 8.

Газ из сепаратора 3, газ из газовой зоны ГДФ 2 и обработанный газ рециркуляции из - под лотка 9 собирается в газопроводе 11 и направляется по нему в транспортный газопровод 17 в количестве 87,9 тыс.м³/сут. Благодаря пониженному содержанию в транспортируемом газе тяжелых фракций, за счет их перехода в нефть в ГДФ 2, сокращается количество выпадающего в конденсатосборниках 18 углеводородного конденсата.Gas from the separator 3, gas from the gas zone GDF 2 and the processed recirculation gas from under the tray 9 is collected in the gas pipeline 11 and sent through it to the transport gas pipeline 17 in the amount of 87.9 thousand m ³ / day. Due to the reduced content of heavy fractions in the transported gas, due to their conversion to oil in HDF 2, the amount of hydrocarbon condensate deposited in the condensate collectors 18 is reduced.

Результаты, полученные при испытании известной и предлагаемой установок, приведены в таблице. The results obtained by testing the known and proposed installations are shown in the table.

Как видно из таблицы, содержание тяжелых компонентов в транспортируемом газе снижается с 19,0 до 17,6 мол.% при этом количество транспортируемого газа снижается с 32,4 до 32,1 млн.м³ в год, что в итоге приводит к снижению потерь углеводородов от конденсации с 1633,0 до 1150,0 т/год, т.е. на 483,0 т/год или на 29,6%.As can be seen from the table, the content of heavy components in the transported gas is reduced from 19.0 to 17.6 mol.% While the amount of transported gas is reduced from 32.4 to 32.1 million m ³ per year, which ultimately leads to a decrease hydrocarbon losses from condensation from 1633.0 to 1150.0 t / year, i.e. by 483.0 t / year or by 29.6%.

Технико-экономическая эффективность предлагаемой установки для подготовки нефтяного газа к транспорту складывается за счет сокращения потерь углеводородного конденсата, достигающего 30%, а также за счет сокращения вредных выбросов в окружающую среду. The technical and economic efficiency of the proposed installation for the preparation of oil gas for transport is formed by reducing the loss of hydrocarbon condensate, reaching 30%, as well as by reducing harmful emissions into the environment.

Claims

INSTALLATION FOR PREPARING OIL GAS FOR TRANSPORT, including a hydrodynamic phase divider (HDF), separators, a circulation gas pipeline, a gas compressor, condensate collectors, oil tanks, a mass transfer device, pipelines, shutoff valves, characterized in that the mass transfer device is designed as inverted trays in the end part of the HDF stepwise overlap relative to each other, and the upper tray is connected by a pipeline to the gas pipeline of the first stage separator.