Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
Патент на изобретение №2465304

(19)

RU

(11)

2465304

(13)

C1

(51) МПК C10G53/02 (2006.01)

C07C7/09 (2006.01)

(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ Статус: по данным на 17.10.2012 - нет данных Пошлина:

(21), (22) Заявка: 2011134124/04, 12.08.2011

(24) Дата начала отсчета срока действия патента:

12.08.2011

Приоритет(ы):

(22) Дата подачи заявки: 12.08.2011

(45) Опубликовано: 27.10.2012

(56) Список документов, цитированных в отчете о

поиске: SU 1587059 A1, 23.08.1990. SU 1544790 A1, 23.02.1990. Теляшев Г.Р., Теляшева М.Р., Теляшев Г.Г., Арсланов Ф.А. Способ стабилизации и очистки сероводород- и меркаптансодержащей нефти. - Электронный научный журнал Нефтегазовое дело, 2010, http://www.ogbus.ru/authors/TelyashevGR/ TelyashevGR2.pdf. размещено в Интернет: 01.06.2010. найдено из Интернет: 12.03.2012. US 5645692 А, 08.07.1997.

Адрес для переписки:

450097, г.Уфа, ул. Заводская, 15/1, ЗАО НТК "МНГК", Д.А. Янборисовой

(72) Автор(ы):

Крюков Виктор Александрович (RU),

Крюков Александр Викторович (RU),

Курочкин Андрей Владиславович (RU),

Исмагилов Фоат Ришатович (RU),

Курочкин Андрей Андреевич (RU)

(73) Патентообладатель(и):

Крюков Виктор Александрович (RU),

Крюков Александр Викторович (RU),

Курочкин Андрей Владиславович (RU),

Исмагилов Фоат Ришатович (RU),

Курочкин Андрей Андреевич (RU)

(54) СПОСОБ СТАБИЛИЗАЦИИ ГАЗОНАСЫЩЕННОЙ НЕФТИ

(57) Реферат:

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 С 4+ - 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.

Формула изобретения

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.