Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефти в условиях нефтепромысла.

Известен способ сбора и подготовки продукции скважин, включающий сепарацию и выдержку в буферной сепарационной емкости (Патент РФ №2473374, опубл. 27.01.2013).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ подготовки нефти, включающий подачу нефтяной эмульсии, поступающей с нефтепромыслов, в аппарат предварительного сброса воды, отделение части воды из нефтяной эмульсии в аппарате предварительного сброса воды и сброс части воды на очистные сооружения, холодную сепарацию газа из нефтяной эмульсии в буферных емкостях, нагрев нефтяной эмульсии, горячее обезвоживание нефтяной эмульсии на ступенях горячего отстоя, обессоливание нефтяной эмульсии в электродегидраторах с подачей в электродегидраторы через диспергатор пресной воды, подачу дренажной воды после горячего отстоя и электродегидраторов в начало процесса на аппараты предварительного сброса воды, подачу из электродегидраторов готовой нефти через теплообменники в буферные емкости готовой нефти, горячую сепарацию газа в буферных емкостях готовой нефти и откачку нефти потребителю (Тронов В.П. «Системы нефтесбора и гидродинамика основных технологических процессов». Фэн. Казань, 2002, с. 335-337 - прототип).

Недостатком известных способов является сбой в работе установки подготовки нефти при неравномерном поступлении водогазонефтяной эмульсии (продукции скважин).

В предложенном изобретении решается задача обеспечения равномерного поступления продукции скважин на установку подготовки нефти и предотвращения сбоев ее работы.

Задача решается тем, что в способе подготовки нефти, включающем подачу нефтяной эмульсии в аппарат предварительного сброса воды, отделение части воды из нефтяной эмульсии в аппарате предварительного сброса воды и сброс части воды на очистные сооружения, дальнейшую подачу нефтяной эмульсии в буферные сепарационные емкости, сепарацию газа и воды из нефтяной эмульсии в буферных сепарационных емкостях, нагрев нефтяной эмульсии, горячее обезвоживание и обессоливание нефтяной эмульсии и откачку нефти потребителю, согласно изобретению после аппарата предварительного сброса воды перед подачей в буферные сепарационные емкости нефтяную эмульсию подают в коллектор, где производят частичное отделение газа, при этом за счет коллектора образуют гидрозатвор на пути нефтяной эмульсии из аппарата предварительного сброса воды в буферные сепарационные емкости, трубопроводы для отвода жидкости и газа из буферных сепарационных емкостей выполняют обеспечивающими равенство гидравлических сопротивлений в трубопроводах, буферные сепарационные емкости заполняют на 40-60% по объему и располагают на самой большой высоте всего технологического процесса, после буферных сепарационных емкостей перед нагревом нефтяную эмульсию подают в вертикальный резервуар и производят выдержку и сепарацию нефтяной эмульсии в вертикальном резервуаре, при увеличении давления в коллекторе часть водонефтяной эмульсии направляют из коллектора в дополнительную емкость, а при снижении давления в коллекторе водонефтяную эмульсию из дополнительной емкости направляют на вход аппарата предварительного сброса воды.

Сущность изобретения

При совпадении циклов откачки и остановок с цехов добычи нефти и газа происходят максимальные колебания поступления сырья на установку подготовки нефти. Такое положение дел снижает эффективность работы отстойников установки предварительного сброса воды, а также ступени сепарации перед технологическими резервуарами, увеличивая риск попадания нефти и газа в резервуары для очистки сточной воды, нередко приводя к сбоям в работе установки. В предложенном изобретении решается задача обеспечения равномерного поступления продукции скважин на установку подготовки нефти и предотвращения сбоев ее работы. Задача решается следующим образом.

На фиг.1 и 2 представлена установка для подготовки нефти, включающая аппарат предварительного сброса воды 1, коллектор 2, буферные сепарационные емкости 3, вертикальный резервуар 4, сырьевой насос 5, печь 6, аппарат горячего обезвоживания 7, аппарат горячего обессоливания 8, дополнительнаую емкость 9 и насос 10.

Подвод в коллектор 2 и отвод нефтяной эмульсии из коллектора 2 организуют в нижней части коллектора 2, за счет чего образуют гидрозатвор на пути нефтяной эмульсии из аппарата предварительного сброса воды 1 в буферные сепарационные емкости 3, предотвращающий прорыв газа при возможных колебаниях давления.

Коллектор 2 выполнен из трубы большого диаметра порядка 500 мм. Диаметр коллектора 2 подобран таким образом, чтобы в нем было создано раздельное течение жидкости и газа. Коллектор 2 смонтирован горизонтально перед параллельно работающими буферными сепарационными емкостями 3. Для отвода газа смонтирован трубопровод с плечом длиной от коллектора 2, достаточной чтобы не допустить попадание жидкости в буферную сепарационную емкость 3 при колебаниях уровня в коллекторе 2. Трубопроводы для отвода жидкости и газа из буферных сепарационных емкостей 3 выполняют обеспечивающими равенство гидравлических сопротивлений в трубопроводах, делая тем самым систему саморегулирующейся. Буферные сепарационные емкости 3 заполняют на 40-60% по объему и располагают на самой большой высоте всего технологического процесса.

Устройство работает следующим образом.

Нефтяную эмульсию с нефтепромыслов направляют в аппарат предварительного сброса воды 1, там производят отделение из нефтяной эмульсии части воды и газа и сброс части воды на очистные сооружения, а газа в газовую линию. Затем нефтяную эмульсию подают в коллектор 2, где происходит отделение газа от нефтяной эмульсии. Из коллектора 2 нефтяную эмульсию подают в буферные сепарационные емкости 3, где выполняют сепарацию нефтяной эмульсии. После этого нефтяную эмульсию выдерживают в вертикальных резервуарах 4 для разделения на нефть, воду и газ. Вслед за этим нефтяную эмульсию сырьевым насосом 5 подают на нагрев в печи 6, нагревают и проводят горячее обезвоживание и обессоливание в аппаратах 7 и 8 и откачивают потребителю. За счет коллектора 2 образуют гидрозатвор на пути нефтяной эмульсии из аппарата предварительного сброса воды 1 в буферные сепарационные емкости 3.

При увеличении количества поступающей жидкости и при течении ее из коллектора 2 через трубопровод отвода жидкости увеличиваются гидравлические потери в последнем. Вследствие чего жидкость не успевает истекать в буферную сепарационную емкость 3, а в коллекторе 2 повышается уровень жидкости. С повышением уровня (максимально. допустимое увеличение уровня в коллекторе 0,2 м над уровнем входа в буферную сепарационную емкость) увеличивается давление столба жидкости (максимальное увеличение 2 кПа), определяемое разницей уровня жидкости в коллекторе 2 и уровнем входа жидкости в буферную сепарационную емкость 3. В связи с тем, что диаметры коллектора 2 и трубопровода отвода жидкости достаточно большие, гидравлические потери в них, даже при максимальном расходе жидкости, не превышают 2 кПа. Следовательно, при изменениях расхода жидкости увеличение уровня в коллекторе 2 будет уравновешивать гидравлическое сопротивление в трубопроводе отвода жидкости (саморегулирование), а сам уровень при этом будет всего лишь незначительно колебаться, оставляя в коллекторе 2 газовую прослойку, предотвращая попадание жидкости в газовую линию и обеспечивая равномерность поступления газовой и жидкой фаз.

При совпадении циклов откачки с цехов добычи нефти и газа давление в коллекторе 2 увеличивается и часть водонефтяной эмульсии направляется в дополнительную емкость 9. При совпадении циклов остановки подачи нефтяной эмульсии с цехов добычи нефти и газа нефтяную эмульсию из дополнительной емкости 9 направляют насосом 10 на вход аппарата предварительного сброса воды 1. Набранный уровень жидкости в дополнительной емкости 9 позволяет решить проблему с равномерностью загрузки установки и отсепарировать попутный нефтяной газ.

Размещение буферных сепарационных емкостей 3 в наивысшей точке процесса обеспечивает выделение всего газа из нефтяной эмульсии.

Площадь зеркала в буферных сепарационных емкостях 3 устанавливают в пределах от 70 до 90 м², а сами емкости заполняют на 40-60% по объему и располагают на высоте 16 м, что является необходимым для выделения газа из всего объема нефтяной эмульсии.

Пример конкретного выполнения

Опытно-промышленные испытания способа проводились на установке подготовки высокосернистой нефти Минибаевского ЦПС НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть». Технологическая схема представлена на фиг.1. Нефтяную эмульсию с цехов добычи нефти и газа с расходом 200÷280 м³/ч и давлением 0,4÷0,6 МПа с обводненностью до 80% подают параллельными потоками в два горизонтальных аппарата предварительного сброса воды 1 объемом по 200 м³ каждый, где при давлении 0,6 МПа и температуре 5°C происходит гравитационный отстой нефти и воды. Затем нефть поступает в коллектор 2 с расходом 260÷280 м³/ч. под избыточным давлением системы нефтесбора 0,4-0,8 МПа. Коллектор 2 выполнен из трубы диаметром 500 мм и длиной 1500 мм, расположен горизонтально на высоте 16,5 м от земли. Трубопровод для отвода жидкости из коллектора 2 смонтирован таким образом, чтобы между буферной сепарационной емкостью 3 и коллектором 2 образовался гидрозатвор, предотвращающий прорыв газа при возможных колебаниях давления. Для отвода газа из коллектора 2 смонтирован трубопровод с плечом длиной 2 м от коллектора 2, чтобы не допустить попадание жидкости в буферную сепарационную емкость 3 при колебаниях уровня жидкости в коллекторе 2.

Из коллектора 2 нефтяная эмульсия поступает на прием буферных сепарационных емкостей 3, где увеличивается глубина сепарации, и далее в вертикальные резервуары 4. Вода сбрасывается на очистные сооружения. Площадь зеркала в буферных сепарационных емкостях устанавливают в пределах от 70 до 90 м², а сами емкости заполняют на 40-60% по объему и располагают на высоте 16 м, что является необходимым для выделения газа из всего объема нефти. Отделение газа из водонефтяной эмульсии, направляемой в вертикальные резервуары 4, осуществляется в приемном коллекторе 2 и буферных сепарационных емкостях 3 при давлении 0,01÷0,15 МПа.

При увеличении давления в коллекторе 2 более 0,5 МПа часть водонефтяной эмульсии направляют в дополнительную емкость 9 и при снижении давления нефтяную эмульсию из дополнительной емкости 9 направляют насосом 10 на вход аппарата предварительного сброса воды 1.

Таким образом, удается обеспечить равномерность поступления нефтяной эмульсии на установку подготовки нефти, повысить степень разделения нефтяной эмульсии на нефть, воду и газ.

Применение предложенного способа позволит решить задачу обеспечения равномерного поступления продукции скважин на установку подготовки нефти и предотвращение сбоев ее работы.