Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ГАЗА
СПОСОБ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ГАЗА

СПОСОБ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ГАЗА

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам подготовки нефти и газа, и может быть использовано при многоступенчатой сепарации углеводородных жидкостей. Сущность способа заключается в том, что давление на второй ступени сепарации определяют по формуле P2=(0.231-0.251)·P(10.35-0.38) , где P1 - давление на первой ступени, МПа; P2 - давление на второй ступени, МПа. 2 ил.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2009689
Класс(ы) патента: B01D19/00
Номер заявки: 5026950/26
Дата подачи заявки: 10.02.1992
Дата публикации: 30.03.1994
Заявитель(и): Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности
Автор(ы): Фаттахов Р.Б.; Сахабутдинов Р.З.; Тронов В.П.; Метельков В.П.
Патентообладатель(и): Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам подготовки нефти и газа, и может быть использовано при многоступенчатой сепарации углеводородных жидкостей.
Наиболее близким к предлагаемому является способ подготовки нефти и газа, включающий двухступенчатую сепарацию нефти, подачу нефти в резервуар, отбор и рециркуляцию газа второй ступени на первую ступень сепарации.
Способ позволяет снизить потери конденсата при транспортировании газа по сравнению с обычной многоступенчатой сепарацией, поскольку часть тяжелых углеводородов, ранее выпадавшая в виде конденсата, из рециркулируемого газа от второй ступени и от резервуара переходит в нефть, выполняющую роль абсорбента.
Однако некоторая часть тяжелых компонентов, перешедших из рециркулируемого газа в нефть на первой ступени, возвращается обратно из нефти в газ на второй ступени и в резервуарах, что приводит к увеличению требуемой для компримирования увеличившегося объема газа производительности компрессора и повышению энергетических затрат на компримирование увеличившегося объема газа. Например, при сокращении потерь конденсата в транспортном газопроводе с 2,25 до 0,98 кмоль (т. е. в 2,3 раза) объем компримируемого газа возрастает с 48,28 до 61,02 кмоль (т. е. на 26,4% ) соответственно растут энергетические затраты с 1,58 до 2,00 кмоль (энергетические затраты выражены в киломолях углеводородного газа, необходимого для выработки электрической энергии с учетом потерь на преобразование энергии и транспортирование). Если избыточные мощности для компримирования газа отсутствуют, данный способ практически становится неосуществимым, так как требуются установка дополнительного компрессора и изменения в компрессорном хозяйстве. При использовании же резервных компрессорных мощностей для осуществления известного способа снижается надежность перекачки газа.
Целью предлагаемого способа является снижение производительности компрессора для компримирования газа, сокращение энергетических затрат на компримирование газа и потерь углеводородов от конденсации при транспортировании газа.
Поставленная цель достигается описываемым способом подготовки нефти и газа, включающим двухступенчатую сепарацию нефти, подачу нефти в резервуар, отбор и рециркуляцию газа из резервуара и со второй ступени на первую ступень.
Новым является то, что процесс ведут в режиме регулирования давления при отборе газа со второй ступени в пределах, определяемых по формуле
P2= (0.231-0.251)·P(10.35-0.38), где Р1 - давление на первой ступени сепарации, МПа;
Р2 - давление на второй ступени сепарации, МПа.
На фиг. 1 показана схема осуществления предлагаемого способа подготовки нефти и газа.
Способ осуществляется в следующей последовательности.
Нефть поступает по нефтепроводу 1 в сепаратор первой ступени 2, где сепарируется при давлении Р1. Газ сепарации отводится в транспортный газопровод 3 потребителю, а нефть - далее на вторую ступень сепарации 4, давление на которой поддерживается равным
P2= (0.231-0.251)·P(10.35-0.38), где Р1 и Р2 - выражены в МПа. После второй ступени сепарации нефть поступает в резервуар 5, где давлением поддерживается равным 0,1-0,102 МПа. Газ со второй ступени 4 и из резервуара 5 сжимается компрессором 6 и подается по газопроводу 7 на рециркуляцию в нефтепровод 1 перед первой ступенью сепарации 2. В результате рециркуляции наиболее тяжелые компоненты из газа переходят в нефть, поэтому в транспортный газопровод 3 поступает газ с пониженным содержанием тяжелых компонентов, что позволяет снизить потери газа от конденсации при транспортировании. Поддержание на второй ступени сепарации 4 давления, рассчитанного по приведенной формуле, позволяет снизить требуемую производительность компрессора для компримирования газа, сократить энергетические затраты на компримирование и снизить потери газа от конденсации в транспортном газопроводе.
Были проведены исследования по изучению влияния изменения давления второй ступени Р2 при заданном давлении первой ступени сепарации Р1 на потери от конденсации в транспортном газопроводе и энергетические затраты (см. табл. 1). Из табл. 1 видно, что как потери от конденсации в транспортном газопроводе Пк, так и энергетические затраты на компримирование Пз (соответственно и требуемая для компримирования газа производительность компрессора) при изменении давления 2-й ступени Р2 от 0,101 МПа до давления, равного давлению 1-й ступени Р1, вначале снижаются до некоторого минимального значения, затем вновь растут. Такая же зависимость наблюдается и для суммарных потерь Пс = Пк+ Пэ.
Из табл. 1 также видно, что при любых давлениях 1-й ступени достигается минимальное значение потерь Пс. Причем при заданном Р1минимальное значение потерь Пс достигается при определенном Р2. Например, если Р1 = 0,62 МПа, то минимальные потери Пс наблюдаются при Р2 = 0,2 МПа (Пс = 2.564 кмоль), а если Р1 = 0,32 МПа, то минимальные потери Пс наблюдаются при Р2 = 0,16 МПа (Пс = 2,036 кмоль). Отсюда следует, что поддержание давления на второй ступени близким к 0,1 МПа не является наилучшим и существует некоторое оптимальное значение давления второй ступени, зависящее от давления на первой ступени сепарации.
На фиг. 2 показана графическая зависимость давления второй ступени, при котором достигаются минимальные значения потерь от конденсации при транспортировании газа и энергетических затрат от давления, поддерживаемого на первой ступени сепарации, то есть зависимость Р2 = f(P1). Пунктирные линии на фиг. 2 ограничивают область кривых Р2 = f(P1), характерных для нефтей различных месторождений, а также для различных условий сепарации нефти и конденсации газа в транспортном газопроводе. Все эти зависимости описываются формулой
P2= (0.231-0.251)·P(10.35-0.38), где Р1 - давление на первой ступени, МПа;
Р2 - давление на второй ступени, при котором достигается минимальное значение Пк, Пэ и Пс = Пк + Пэ, МПа.
Таким образом, поддержание на второй ступени давления, рассчитанного по указанной формуле, позволяет снизить потери углеводородов от конденсации в транспортном газопроводе, уменьшить или исключить дополнительные мощности для компримирования газа за счет сокращения объема газа второй ступени и резервуарного газа и, следовательно, снизить энергетические затраты на компримирование.
Пример конкретного выполнения.
Нефть в количестве 100 кмоль/ч поступает по трубопроводу 1 в сепаратор первой ступени, где поддерживают давление 0,42 МПа. Газ сепарации отводится в транспортный газопровод 3 потребителю, а нефть - далее на вторую ступень сепарации 4, где поддерживают давление, рассчитанное по формуле - 0,17 МПа. Далее нефть поступает в резервуар 5, где поддерживается давление 0,1 МПа. Газ со второй ступени 4 и из резервуара 5 отбирается компрессором 6 и в количестве 27,31 кмоль/ч подается по газопроводу 7 на рециркуляцию в нефтепровод 1 перед первой ступенью 2. На компримирование этого количества газа расходуется энергия (углеводородный эквивалент) 0,9 кмоль/ч. Обработанный нефтью газ рециркуляции совместно с газом первой ступени сепарации в количестве 280,2 кмоль/ч поступает в транспортный газопровод потребителю. При транспортировании часть газа теряется из-за конденсации в газопроводе при давлении и температуре транспортирования 0,42 МПа и 0оС; потери из-за конденсации составляют 1,21 кмоль на 100 кмоль исходной нефти.
Результаты, полученные при исследовании известных и предлагаемого способов, приведены в табл. 2.
Из табл. 2 следует, что по предлагаемому способу нагрузка на компрессор снижается до 27,31 кмоль/ч и следовательно отпадает необходимость в дополнительных мощностях для компримирования. При этом энергетические затраты на компримирование по предлагаемому способу по сравнению с известным способом - прототипом снижаются с 1,08 до 0,9 кмоль/ч или на 17% . Одновременно наблюдается сокращение потерь углеводородов от конденсации в транспортном газопроводе с 1,23 до 1,21 кмоль/ч, что в итоге приводит к сокращению суммарных потерь с 2,31 кмоль/ч по прототипу до 2,11 кмоль/ч по предлагаемому или на 8,7% .
Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа подготовки нефти и газа складывается за счет сокращения потерь ценного нефтехимического сырья и энергетических затрат на компримирование, а также за счет сокращения необходимых мощностей для компримирования газа. (56) Авторское свидетельство N 1581342, кл. В 01 D 19/00, 1990.
Формула изобретения: СПОСОБ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ГАЗА , включающий двухступенчатую сепаpацию, подачу нефти в pезеpвуаp, отбоp и pециpкуляцию газа с втоpой ступени сепаpации на пеpвую ступень, отличающийся тем, что давление во втоpой ступени P2 поддеpживают в пpеделах, опpеделяемых соотношением
P2= (0.231-0.251)·P(10.35-0.38),
где P1 - давление на первой ступени сепарации, МПа.