УСТАНОВКА УТИЛИЗАЦИИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА (ВАРИАНТЫ)

Изобретение относится к технологии утилизации попутного нефтяного газа и может быть использовано на существующих и вновь проектируемых установках сепарации и подготовки нефти, на промысловых объектах подготовки и переработки нефтяного газа, компрессорных станциях в газовой, нефтяной, нефтеперерабатывающей, нефтехимической и химической отраслях промышленности.

Известна установка переработки попутного газа, описанная в статье Соловьева С.А. и Полякова A.M. «Перспективы применения процессов мембранного газоразделения для подготовки и переработки природного и попутного газов» (см. информационно-аналитический журнал «Серия. Критические технологии. Мембраны», - 2006. - №4(32) - с.14), содержащая трубопровод подачи сырой нефти, блок сепарации нефти, включающий первую, вторую и третью ступени сепарации с отводами попутного газа и нефти после каждой ступени сепарации, блок компримирования газа с отводами газа и углеводородного компрессата и мембранный аппарат с отводами подготовленного газа и пермеата, при этом отводы попутного газа с каждой ступени сепарации соединены с блоком компримирования газа, отвод углеводородного компрессата с блока компримирования газа соединен с отводом нефти с третьей ступени сепарации, отвод пермеата с блока мембранного разделения соединен с входом третьей ступени сепарации, а отвод подготовленного газа с блока мембранного разделения соединен с отводом попутного газа со второй ступени сепарации.

Общими признаками известной и предлагаемой установок являются:

- трубопровод подачи сырья;

- блок сепарации, соединенный с трубопроводом подачи сырья и включающий не менее двух ступеней сепарации, каждая из которых снабжена входом сырья и отводами попутного нефтяного газа и углеводородной смеси;

- отвод попутного нефтяного газа с блока сепарации соединен с блоком компримирования газа;

- блок компримирования газа, включающий две ступени компримирования и снабженный выходами газа и углеводородного компрессата;

- блок компримирования газа соединен с блоком мембранного разделения газа;

- блок мембранного разделения газа снабжен отводами подготовленного газа и пермеата.

Недостатком известной установки является нерациональное использование углеводородного компрессата (возврат в нефть и несомненные потери в процессе ее подготовки), содержащего ценные фракции углеводородов C₃-C₈, являющиеся основным сырьем для нефтегазохимии. Кроме того, недостатком известной установки является нерациональное использование мембранного аппарата, обладающего осушающими способностями, вследствие его расположения только после ступени компримирования газов третьей (низшей) ступени сепарации. Это приводит к тому, что на данной установке происходит осушка только газов третьей ступени сепарации, причем вследствие последующего объединения этого потока осушенного газа с потоками неосушенного газа первой и второй ступени сепарации в магистральный газопровод поступает поток неосушенного газа. Таким образом, известная установка не позволяет обеспечить подготовку газа по температурам точки росы ни по воде, ни по углеводородам.

Наиболее близкой по технической сущности и заявляемому результату является установка многостадийной очистки газовой смеси до параметров ее потребления (см. патент РФ на ПМ №107964, B01D53/22, опуб. 10.09.2011), включающая трубопровод подачи сырья, ступень компримирования газа с отводами газа и углеводородного компрессата, фильтр, блок мембранного разделения газа с отводами подготовленного газа и пермеата, блок стабилизации углеводородов, снабженный отводами газа стабилизации, газовой смеси, стабильного углеводородного конденсата и водного конденсата, и вакуум-компрессоры, при этом отвод пермеата с блока мембранного разделения газа соединен с вакуум-компрессором и далее со ступенью компримирования газа, отвод углеводородного компрессата со ступени компримирования газа соединен с блоком стабилизации углеводородов, а отвод газа стабилизации соединен со ступенью компримирования.

Общими признаками известной и предлагаемой установок являются:

- трубопровод подачи сырья;

- ступень компримирования газа с отводами газа и углеводородного компрессата;

- блок мембранного разделения газа с отводами подготовленного газа и пермеата;

- блок стабилизации углеводородов с отводами газа стабилизации и жидких углеводородов,

- отвод углеводородного компрессата со ступени компримирования газа соединен с блоком стабилизации углеводородов.

Недостатком известной установки является невозможность переработки попутного нефтяного газа, на практике поступающего в составе нефтегазоводной смеси с нефтяных скважин. Кроме того, данная установка не позволяет осуществлять комплексную утилизацию попутного нефтяного газа, т.к. на установке имеются не утилизируемые потоки газов и углеводородного конденсата, требующие дополнительных условий для их подготовки и, как следствие, дополнительных затрат на дальнейшую переработку данных потоков. Также недостатком известной установки является нерациональное использование стабильного конденсата, содержащего ценные углеводороды C₃-C₈, который не является продуктом, а закачивается в нефть или направляется на переработку. Кроме этого, значительно усложняет и удорожает известную установку использование вакуум-компрессоров, которые приводят к высоким капитальным и эксплуатационным затратам.

Технический результат заключается в полной утилизации попутного нефтяного газа, поступающего в составе нефтегазоводной смеси, с подготовкой и переработкой углеводородного компрессата с получением товарной продукции, а также в оптимизации технологической схемы установки и снижении удельных капитальных и эксплуатационных затрат.

Указанный технический результат достигается тем, что в установке утилизации попутного нефтяного газа по первому варианту, включающей трубопровод подачи сырья, ступень компримирования газа с отводами газа и углеводородного компрессата, соединенную с блоком мембранного разделения газа, снабженным отводами подготовленного газа и пермеата, и блок стабилизации углеводородов с отводами газа стабилизации и жидких углеводородов, соединенный с отводом углеводородного компрессата со ступени компримирования, согласно изобретению установка имеет не менее двух ступеней компримирования и дополнительно снабжена блоком сепарации, соединенным с трубопроводом подачи сырья от нефтяных скважин в виде нефтегазоводной смеси и имеющим отвод водонефтяной эмульсии, а также включающим не менее двух ступеней сепарации, каждая из которых имеет вход для сырья и отводы попутного нефтяного газа и углеводородной смеси с водой, при этом отвод попутного нефтяного газа с каждой ступени сепарации соединен с соответствующей по давлению ступенью компримирования, кроме того, отвод газа с каждой ступени компримирования соединен с отводом попутного нефтяного газа предыдущей ступени сепарации, а блок мембранного разделения газа соединен с отводом газа первой ступени компримирования.

Указанный технический результат также достигается тем, что в установке утилизации попутного нефтяного газа по второму варианту, включающей трубопровод подачи сырья, ступень компримирования газа с отводами газа и углеводородного компрессата, соединенную с блоком мембранного разделения газа, снабженным отводами подготовленного газа и пермеата, и блок стабилизации углеводородов с отводами газа стабилизации и жидких углеводородов, соединенный с отводом углеводородного компрессата со ступени компримирования, согласно изобретению установка имеет две ступени компримирования и дополнительно снабжена блоком сепарации, соединенным с трубопроводом подачи сырья от нефтяных скважин в виде нефтегазоводной смеси и имеющим отвод водонефтяной эмульсии, а также включающим две ступени сепарации, каждая из которых имеет вход для сырья и отводы попутного нефтяного газа и углеводородной смеси с водой, при этом отвод попутного нефтяного газа с первой ступени сепарации соединен с отводом подготовленного газа с блока мембранного разделения газа и/или с отводом газа первой ступени компримирования, а отвод попутного нефтяного газа со второй ступени сепарации соединен со второй ступенью компримирования, кроме того, отвод газа со второй ступени компримирования соединен с входом первой ступени компримирования, а блок мембранного разделения газа соединен с отводом газа первой ступени компримирования.

Указанный технический результат также достигается тем, что в установке утилизации попутного нефтяного газа по третьему варианту, включающей трубопровод подачи сырья, ступень компримирования газа с отводами газа и углеводородного компрессата, соединенную с блоком мембранного разделения газа, снабженным отводами подготовленного газа и пермеата, и блок стабилизации углеводородов с отводами газа стабилизации и жидких углеводородов, соединенный с отводом углеводородного компрессата со ступени компримирования, согласно изобретению установка имеет не менее трех ступеней компримирования и дополнительно снабжена блоком сепарации, соединенным с трубопроводом подачи сырья от нефтяных скважин в виде нефтегазоводной смеси и имеющим отвод водонефтяной эмульсии, а также включающим не менее трех ступеней сепарации, каждая из которых имеет вход для сырья и отводы попутного нефтяного газа и углеводородной смеси с водой, при этом блок мембранного разделения газа соединен с отводом газа первой ступени компримирования, отвод попутного нефтяного газа с первой ступени сепарации соединен с отводом подготовленного газа с блока мембранного разделения газа и/или с отводом газа первой ступени компримирования, а отвод попутного нефтяного газа с каждой последующей ступени сепарации соединен с соответствующей по давлению ступенью компримирования, кроме того, отвод газа со второй ступени компримирования соединен с входом первой ступени компримирования, а отвод газа с каждой последующей ступени компримирования соединен с отводом попутного нефтяного газа предыдущей ступени сепарации.

Кроме того, по всем вариантам установки:

Отвод пермеата с блока мембранного разделения газа соединен с отводом попутного нефтяного газа последней ступени сепарации.

Отвод газа стабилизации с блока стабилизации углеводородов соединен с отводом попутного нефтяного газа с соответствующей по давлению ступенью сепарации.

С блоком стабилизации углеводородов соединены отводы углеводородного компрессата с каждой ступени компримирования.

Блок стабилизации углеводородов имеет дополнительный отвод тяжелых углеводородов, соединенный с отводом водонефтяной эмульсии с блока сепарации.

Отвод газа стабилизации с блока стабилизации углеводородов снабжен дополнительным отводом газа стабилизации на собственные нужды.

Каждая ступень компримирования имеет дополнительный отвод воды, соединенный с отводом водонефтяной эмульсии с блока сепарации.

Блок мембранного разделения газа дополнительно соединен с дожимной компрессорной станцией.

Кроме этого, отвод жидких углеводородов с блока стабилизации углеводородов дополнительно соединен с блоком переработки углеводородов, снабженным отводами газа и готовой продукции, при этом отвод газа соединен с отводом попутного нефтяного газа последней ступени сепарации или с источниками собственного потребления.

Заявляемая совокупность признаков установки по всем вариантам выполнения позволяет обеспечить полное использование всего количества попутного нефтяного газа, поступающего в составе нефтегазоводной смеси с нефтяных скважин, со всех ступеней сепарации дополнительно установленного блока сепарации, в том числе и с его концевых ступеней сепарации, а также осуществить комплексную утилизацию попутного нефтяного газа и квалифицированное использование полученных на установке нецелевых продуктов (углеводородного компрессата, пермеата, газа стабилизации, тяжелых углеводородов, водонефтяной эмульсии, воды). Таким образом, на предлагаемой установке полностью отсутствуют неутилизированные или неподготовленные потоки, требующие дополнительных затрат для их дальнейшей утилизации или переработки.

Заявляемая совокупность признаков установки по первому варианту позволяет в зависимости от требований потребителя (по давлению на выходе или приеме, по температуре точки росы по воде и углеводородам и т.п.) подготовить и полностью утилизировать попутный нефтяной газ любого состава и качества с двух и более ступеней сепарации, а также обеспечивает на выходе установки целевую продукцию (подготовленный газ и ШФЛУ) требуемого качества. Кроме того, предлагаемая установка по первому варианту позволяет снизить удельные капитальные и эксплуатационные затраты (в первую очередь, энергетические) за счет оптимизации технологической схемы, полной утилизации всех углеводородных потоков, при этом исключается потребность в капитало- и энергоемком компрессорном оборудовании на потоках пермеата.

Заявляемая совокупность признаков установки по второму варианту позволяет при отсутствии конкретных требований потребителя по осушке газа и содержанию тяжелых углеводородов подготовить и полностью утилизировать попутный нефтяной газ с двух ступеней сепарации и при этом значительно уменьшить габариты блока мембранного разделения газа, а также снизить нагрузку на ступени компримирования, тем самым сократив удельные капитальные и эксплуатационные затраты. Кроме того, предлагаемая установка позволяет обеспечить на выходе с блока стабилизации углеводородов поток жидких углеводородов (ШФЛУ) требуемого качества. Также данная установка обладает гибкостью по удельным капитальным и эксплуатационным затратам (в первую очередь, энергетическим), что позволяет значительно снизить данные виды затрат по требованию потребителя.

Заявляемая совокупность признаков установки по третьему варианту позволяет в зависимости от конкретных требований потребителей (по давлению, степени осушки и содержанию тяжелых углеводородов) подготовить и полностью утилизировать попутный нефтяной газ с трех и более ступеней сепарации и при этом уменьшить габариты блока мембранного разделения газа, а также сократить нагрузку на ступени компримирования, тем самым снизив удельные капитальные и эксплуатационные затраты. Кроме того, данная установка позволяет получить на выходе целевую продукцию (подготовленный газ и ШФЛУ) требуемого качества.

Установка по второму и третьему варианту обладает большой гибкостью по возможности подготовки газа по температурам точки росы по воде и углеводородам за счет возможности изменения соотношения потоков попутного нефтяного газа с первой ступени сепарации (потока попутного нефтяного газа, направляемого в поток подготовленного газа, и потока попутного нефтяного газа, направляемого в поток газа первой ступени компримирования), а также за счет изменения соотношения потоков подготовленного газа и пермеата на блоке мембранного разделения. Кроме того, предлагаемая по данным вариантам установка обладает гибкостью по удельным капитальным и эксплуатационным затратам (в первую очередь, энергетическим), что позволяет значительно снизить данные виды затрат по требованию потребителя.

Соединение отвода пермеата с блока мембранного разделения газа с отводом попутного нефтяного газа последней ступени сепарации позволяет извлечь из потока пермеата дополнительное количество углеводородного компрессата и затем направить его на стабилизацию для получения целевых жидких продуктов, тем самым исключив неквалифицированное использование пермеата. Кроме того, возврат пермеата, обогащенного углеводородами C_3+выше, на компримирование позволяет на всех стадиях сжатия увеличить выход углеводородного компрессата, облегчить нагрузку по этим компонентам на мембранный блок и в итоге решить задачу утилизации данного потока для всех вариантов установки.

Соединение отвода газа стабилизации с отводом попутного нефтяного газа с соответствующей по давлению ступенью сепарации позволяет возвращать полученные газы стабилизации в процесс на дальнейшую переработку, тем самым исключив неквалифицированное использование полученного потока газа.

Соединение с блоком стабилизации углеводородов отводов углеводородного компрессата с каждой ступени компримирования позволяет переработать весь полученный на установке углеводородный компрессат и предотвратить, тем самым, потерю целевых жидких углеводородов, являющихся сырьем для выработки ШФЛУ и других продуктов переработки.

Снабжение блока стабилизации углеводородов дополнительным отводом тяжелых углеводородов позволяет при наличии в углеводородном компрессате большого количества тяжелых углеводородов, ухудшающих качество ШФЛУ и других продуктов переработки, извлекать эти углеводороды и затем их утилизировать, за счет подачи в поток водонефтяной эмульсии с блока сепарации, направляемой на установку подготовки нефти или в подготовленную нефть. Кроме того, это позволяет повысить качество получаемых в блоке стабилизации жидких углеводородов, направляемых по назначению на дальнейшую переработку.

Снабжение отвода газа стабилизации дополнительным отводом позволяет использовать часть потока газа стабилизации для собственных нужд завода (топливо для котельной и печей, выработка электроэнергии на ГПЭС или ГТЭС), тем самым снизив эксплуатационные затраты.

Снабжение каждой ступени компримирования отводом воды позволяет повысить эффективность работы блока мембранного разделения газа и блока стабилизации углеводородов и, как следствие, повысить качество отводимых целевых продуктов - подготовленного газа и жидких углеводородов. Кроме того, соединение отвода воды с отводом водонефтяной эмульсии с блока сепарации позволяет утилизировать данный поток, направив его на установку подготовки нефти или в подготовленную нефть.

Соединение блока мембранного разделения газа с дополнительно установленной дожимной компрессорной станцией позволяет в соответствии с требованиями потребителя направить газ с требуемым давлением.

Соединение блока стабилизации углеводородов с дополнительно установленным блоком переработки углеводородов позволяет из полученных жидких углеводородов (ШФЛУ) при необходимости получить готовую целевую продукцию: пропановую фракцию, пропан-бутановую фракцию, авиационное сконденсированное топливо (АСКТ), бензин газовый стабильный (БГС) и др. При этом полученный в блоке переработки углеводородов газ утилизируется за счет подачи в поток попутного нефтяного газа последней ступени сепарации либо за счет подачи на собственное потребление (в качестве топлива для котельной и печей, для выработки электроэнергии на ГПЭС или ГТЭС и т.п.).

Сущность изобретения поясняется чертежами, на которых:

на фиг.1 представлен вариант установки по п.1 формулы изобретения с тремя ступенями сепарации и компримирования газа;

на фиг.2 представлен вариант установки по п.2 формулы изобретения с двумя ступенями сепарации и компримирования газа;

на фиг.3 представлен вариант установки по п.3 формулы изобретения с тремя ступенями сепарации и компримирования газа.

Установка по первому варианту включает трубопровод I подачи сырья (нефтегазоводной смеси), соединенный с блоком сепарации 1, состоящим из последовательно установленных сепараторов и имеющим не менее двух ступеней сепарации, при этом (см. фиг.1):

- первая ступень сепарации имеет вход 2 для сырья - нефтегазоводной смеси, поступающей с промысла, отвод 3 попутного нефтяного газа первой ступени сепарации и отвод углеводородной смеси с водой (на фиг. позиция не обозначена),

- вторая ступень сепарации имеет вход 4 для сырья - углеводородной смеси с водой, поступающей с первой ступени сепарации, отвод 5 попутного нефтяного газа второй ступени сепарации и отвод углеводородной смеси с водой (на фиг. позиция не обозначена),

- третья ступень сепарации имеет вход 6 для сырья - углеводородной смеси с водой, поступающей со второй ступени сепарации, отвод 7 попутного нефтяного газа третьей ступени сепарации и отвод 8 углеводородной смеси с водой (водонефтяной эмульсии), направляемой (в зависимости от количества) на установку подготовки нефти или в подготовленную нефть.

Каждая последующая ступень сепарации имеет более низкое давление, чем предыдущая ступень сепарации.

При наличии более трех ступеней сепарации (не показаны) каждая последующая ступень сепарации снабжена входом для сырья - углеводородной смеси с водой, поступающей с предыдущей ступени сепарации, отводом попутного нефтяного газа и отводом углеводородной смеси с водой соответствующей ступени сепарации.

Установка имеет не менее двух ступеней компримирования, при этом (см. фиг.1):

- отвод 3 попутного нефтяного газа первой ступени сепарации соединен с первой ступенью компримирования 9;

- отвод 5 попутного нефтяного газа второй ступени сепарации соединен со второй ступенью компримирования 10;

- отвод 7 попутного нефтяного газа третьей ступени сепарации соединен с третьей ступенью компримирования 11.

При наличии более трех ступеней сепарации (не показаны) отвод попутного нефтяного газа с каждой последующей ступени сепарации соединен с соответствующей по давлению ступенью компримирования.

Каждая ступень компримирования включает последовательно установленные компрессор, воздушный холодильник и сепаратор, при этом:

- первая ступень компримирования 9 снабжена отводом 12 газа, отводом 13 углеводородного компрессата и отводом 14 воды;

- вторая ступень компримирования 10 снабжена отводом 15 газа, отводом 16 углеводородного компрессата и отводом 17 воды;

- третья ступень компримирования 11 снабжена отводом 18 газа, отводом 19 углеводородного компрессата и отводом 20 воды.

Отвод 12 газа с первой ступени компримирования 9 соединен с блоком 21 мембранного разделения газа, а отвод газа с каждой последующей ступени компримирования соединен:

- отвод 15 газа со второй ступени компримирования 10 соединен с отводом 3 попутного нефтяного газа первой ступени сепарации;

- отвод 18 газа с третьей ступени компримирования 11 соединен с отводом 5 попутного нефтяного газа второй ступени сепарации.

При наличии более трех ступеней компримирования (не показаны) отвод газа с каждой последующей ступени компримирования соединен с отводом попутного нефтяного газа предыдущей ступени сепарации.

Блок 21 мембранного разделения газа имеет отвод 22 подготовленного газа (ретентата) и отвод 23 пермеата. В зависимости от состава газа и требований, предъявляемых потребителем к подготовленному газу, блок 21 (для всех вариантов установки) состоит из одного или двух, расположенных последовательно или параллельно, мембранных модулей (установок). Мембраны в данных модулях (установках) используются отечественного или зарубежного производства и обладают высокой селективностью по выделению (извлечению) из углеводородных газов компонентов C_3+выше и воды.

Отвод 23 пермеата (в зависимости от количества ступеней сепарации) соединен:

- при наличии двух ступеней сепарации - с отводом 5 попутного нефтяного газа второй ступени сепарации;

- при наличии трех ступеней сепарации - с отводом 7 попутного нефтяного газа третьей ступени сепарации;

- при наличии более трех ступеней сепарации - с отводом попутного нефтяного газа последней ступени сепарации.

Отводы 13, 16, 19 углеводородного компрессата с первой, второй и третьей ступеней компримирования 9-11 соединены с блоком 24 стабилизации углеводородов.

Отводы 14, 17, 20 воды с первой, второй и третьей ступеней компримирования 9-11 соединены с отводом 8 водонефтяной эмульсии, направляемой на установку подготовки нефти или в подготовленную нефть.

Блок 24 стабилизации углеводородов имеет отвод 25 газа стабилизации, отвод 26 жидких углеводородов (ШФЛУ) и отвод 27 тяжелых углеводородов (при необходимости).

В зависимости от производственной необходимости блок 24 стабилизации углеводородов (для всех вариантов установки) может быть выполнен в виде блока стабилизации C_3+выше или блока стабилизации C_5+выше. В качестве блока стабилизации C_3+выше или блока стабилизации C_5+выше может быть применена любая известная схема стабилизации.

Отвод 25 газа стабилизации в зависимости от давления может быть соединен с отводом попутного нефтяного газа любой ступени сепарации: или с отводом 3, или с отводом 5, или с отводом 7, или (при наличии более трех ступеней сепарации) с другим имеющимся отводом.

Отвод 25 газа стабилизации может быть снабжен дополнительным отводом 28 для использования газа на собственные нужды.

Отвод 26 жидких углеводородов может быть соединен с блоком 29 переработки углеводородов, снабженным отводом 30 газа и отводом 31 готовой продукции (пропановой фракции, пропан-бутановой фракции, авиационного сконденсированного топлива (АСКТ), бензина газового стабильного (БГС) и др.).

Отвод 30 газа соединен (при необходимости) или с отводом попутного нефтяного газа последней ступени сепарации (поток 32):

- при наличии трех ступеней сепарации соединен с отводом 7,

- при наличии двух ступеней сепарации - с отводом 5,

- при наличии более трех ступеней сепарации - с последним отводом попутного нефтяного газа,

или с отводом 28 газа стабилизации, направляемого на собственные нужды.

Отвод 27 тяжелых углеводородов с блока 24 стабилизации углеводородов соединен с отводом 8 водонефтяной эмульсии с блока сепарации, направляемой на установку подготовки нефти или в подготовленную нефть.

Отвод 22 подготовленного газа с блока 21 мембранного разделения газа может быть соединен с дополнительно установленной дожимной компрессорной станцией 33.

Установка по второму варианту (см. фиг.2) включает трубопровод I подачи сырья (нефтегазоводной смеси), соединенный с блоком сепарации 1, состоящим из последовательно установленных сепараторов и имеющим две ступени сепарации, при этом:

- первая ступень сепарации (более высокого давления) имеет вход 2 для сырья - нефтегазоводной смеси, поступающей с промысла, отвод 3 попутного нефтяного газа первой ступени сепарации и отвод углеводородной смеси с водой (на фиг. позиция не обозначена),

- вторая ступень сепарации (более низкого давления) имеет вход 4 для сырья - углеводородной смеси с водой, поступающей с первой ступени сепарации, отвод 5 попутного нефтяного газа второй ступени сепарации и отвод 8 углеводородной смеси с водой (водонефтяной эмульсии), направляемой (в зависимости от количества) на установку подготовки нефти или в подготовленную нефть.

Установка имеет две ступени компримирования 9, 10, при этом отвод 5 попутного нефтяного газа второй ступени сепарации соединен со второй ступенью компримирования 10.

Каждая ступень компримирования 9, 10 включает последовательно установленные компрессор, воздушный холодильник и сепаратор, при этом:

- первая ступень компримирования 9 снабжена отводом 12 газа, отводом 13 углеводородного компрессата и отводом 14 воды;

- вторая ступень компримирования 10 снабжена отводом 15 газа, отводом 16 углеводородного компрессата и отводом 17 воды.

Отвод 12 газа с первой ступени компримирования 9 соединен с блоком 21 мембранного разделения газа.

Отвод 15 газа со второй ступени компримирования 10 соединен с входом первой ступени компримирования 9.

Блок 21 мембранного разделения газа имеет отвод 22 подготовленного газа (ретентата) и отвод 23 пермеата.

Отвод 3 попутного нефтяного газа первой ступени сепарации соединен с отводом 22 подготовленного газа (поток 34) и/или с отводом 12 газа с первой ступени компримирования 9 (поток 35).

Отвод 23 пермеата соединен с отводом 5 попутного нефтяного газа.

Отводы 13, 16 углеводородного компрессата с первой и второй ступеней компримирования 9, 10 соединены с блоком 24 стабилизации углеводородов.

Отводы 14, 17 воды с первой и второй ступеней компримирования 9, 10 соединены с отводом 8 водонефтяной эмульсии.

Блок 24 стабилизации углеводородов имеет отвод 25 газа стабилизации, отвод 26 жидких углеводородов (ШФЛУ) и отвод 27 тяжелых углеводородов (при необходимости).

Отвод 25 газа стабилизации в зависимости от давления может быть соединен или с отводом 3, или с отводом 5 попутного нефтяного газа с блока сепарации.

Отвод 25 газа стабилизации может быть снабжен дополнительным отводом 28 для использования газа на собственные нужды.

Отвод 26 жидких углеводородов может быть соединен с блоком 29 переработки углеводородов, снабженным отводом 30 газа и отводом 31 готовой продукции (пропановой фракции, пропан-бутановой фракции, авиационного сконденсированного топлива (АСКТ), бензина газового стабильного (БГС) и др.).

Отвод 30 газа соединен (при необходимости) или с отводом 5 попутного нефтяного газа (поток 32), или с отводом 28 газа стабилизации, направляемого на собственные нужды.

Отвод 27 тяжелых углеводородов соединен с отводом 8 водонефтяной эмульсии с блока сепарации.

Отвод 22 подготовленного газа с блока 21 мембранного разделения газа может быть соединен с дополнительно установленной дожимной компрессорной станцией 33.

Установка по третьему варианту включает трубопровод I подачи сырья (нефтегазоводной смеси), соединенный с блоком сепарации 1, состоящим из последовательно установленных сепараторов и имеющим не менее трех ступеней сепарации, при этом (см. фиг.3):

- первая ступень сепарации имеет вход 2 для сырья - нефтегазоводной смеси, поступающей с промысла, отвод 3 попутного нефтяного газа первой ступени сепарации и отвод углеводородной смеси с водой (на фиг. позиция не обозначена),

- вторая ступень сепарации имеет вход 4 для сырья - углеводородной смеси с водой, поступающей с первой ступени сепарации, отвод 5 попутного нефтяного газа второй ступени сепарации и отвод углеводородной смеси с водой (на фиг. позиция не обозначена),

- третья ступень сепарации имеет вход 6 для сырья - углеводородной смеси с водой, поступающей со второй ступени сепарации, отвод 7 попутного нефтяного газа третьей ступени сепарации и отвод 8 углеводородной смеси с водой (водонефтяной эмульсии), направляемой на установку подготовки нефти или в подготовленную нефть.

Каждая последующая ступень сепарации имеет более низкое давление, чем предыдущая ступень сепарации.

При наличии более трех ступеней сепарации (не показаны) каждая последующая ступень сепарации снабжена входом для сырья - углеводородной смеси с водой, поступающей с предыдущей ступени сепарации, отводом попутного нефтяного газа и отводом углеводородной смеси с водой соответствующей ступени сепарации.

Установка имеет не менее двух ступеней компримирования, каждая из которых включает последовательно установленные компрессор, воздушный холодильник и сепаратор, при этом (см. фиг.3):

- первая ступень компримирования 9 снабжена отводом 12 газа, отводом 13 углеводородного компрессата и отводом 14 воды;

- вторая ступень компримирования 10 снабжена отводом 15 газа, отводом 16 углеводородного компрессата и отводом 17 воды;

- третья ступень компримирования 11 снабжена отводом 18 газа, отводом 19 углеводородного компрессата и отводом 20 воды.

Отводы 5, 7 попутного нефтяного газа соединены с соответствующими по давлению ступенями компримирования:

- отвод 5 попутного нефтяного газа второй ступени сепарации соединен со второй ступенью компримирования 10;

- отвод 7 попутного нефтяного газа третьей ступени сепарации соединен с третьей ступенью компримирования 11.

При наличии более трех ступеней сепарации (не показаны) отвод попутного нефтяного газа с каждой последующей ступени сепарации соединен с соответствующей по давлению ступенью компримирования.

Отводы 12, 15, 18 газа с первой, второй и третьей ступеней компримирования 9-11 соединены:

- отвод 12 газа с первой ступени компримирования 9 соединен с блоком 21 мембранного разделения газа;

- отвод 15 газа со второй ступени компримирования 10 соединен с входом первой ступени компримирования 9;

- отвод 18 газа с третьей ступени компримирования 11 соединен с отводом 5 попутного нефтяного газа второй ступени сепарации.

При наличии более трех ступеней компримирования (не показано) отвод газа с каждой последующей ступени компримирования соединен с отводом попутного нефтяного газа предыдущей ступени сепарации.

Блок 21 мембранного разделения газа имеет отвод 22 подготовленного газа (ретентата) и отвод 23 пермеата.

Отвод 3 попутного нефтяного газа первой ступени сепарации соединен с отводом 22 подготовленного газа (поток 34) и/или с отводом 12 газа с первой ступени компримирования 9 (поток 35).

Отвод 23 пермеата соединен с отводом попутного нефтяного газа с последней ступени сепарации:

- при наличии трех ступеней сепарации - с отводом 7,

- при наличии двух ступеней сепарации - с отводом 5,

- при наличии более трех ступеней сепарации - с последним имеющимся отводом попутного нефтяного газа.

Отводы 13, 16, 19 углеводородного компрессата с первой, второй и третьей ступеней компримирования 9-11 соединены с блоком 24 стабилизации углеводородов.

Отводы 14, 17, 20 воды с первой, второй и третьей ступеней компримирования 9-11 соединены с отводом 8 водонефтяной эмульсии.

Блок 24 стабилизации углеводородов имеет отвод 25 газа стабилизации, отвод 26 жидких углеводородов (ШФЛУ) и отвод 27 тяжелых углеводородов (при необходимости).

Отвод 25 газа стабилизации в зависимости от давления может быть соединен, или с отводом 3, или с отводом 5, или с отводом 7 попутного нефтяного газа с блока сепарации, или (при наличии более трех ступеней сепарации) с другим имеющимся отводом попутного нефтяного газа.

Отвод 25 газа стабилизации может быть снабжен дополнительным отводом 28 для использования газа на собственные нужды.

Отвод 26 жидких углеводородов может быть соединен с блоком 29 переработки углеводородов, снабженным отводом 30 газа и отводом 31 готовой продукции (пропановой фракции, пропан-бутановой фракции, авиационного сконденсированного топлива (АСКТ), бензина газового стабильного (БГС) и др.).

Отвод 30 газа соединен (при необходимости) или с отводом попутного нефтяного газа последней ступени сепарации (см. поток 32):

- при наличии трех ступеней сепарации - с отводом 7,

- при наличии двух ступеней сепарации - с отводом 5,

- при наличии более трех ступеней сепарации - с последним имеющимся отводом попутного нефтяного газа,

или с отводом 28 газа стабилизации, направляемого на собственные нужды.

Отвод 27 тяжелых углеводородов с блока 24 стабилизации углеводородов соединен с отводом 8 водонефтяной эмульсии с блока сепарации, направляемой на установку подготовки нефти или в подготовленную нефть.

Отвод 22 подготовленного газа с блока 21 мембранного разделения газа может быть соединен с дополнительно установленной дожимной компрессорной станцией 33.

Установка (по всем вариантам) снабжена необходимой запорно-регулирующей арматурой.

Установка работает следующим образом.

По первому варианту установки нефтегазоводная смесь (см. фиг.1) с месторождения поступает по трубопроводу I в блок сепарации 1, в котором проходит ступенчатое отделение попутного нефтяного газа от нефти и пластовой воды при разных давлениях (I, II…n-я ступени сепарации).

В сепараторе первой ступени блока сепарации 1 происходит разделение нефтегазоводной смеси на углеводородную смесь с водой и попутный нефтяной газ первой ступени сепарации. Углеводородная смесь с водой вместе с оставшейся частью газа поступает в сепаратор второй ступени блока сепарации 1, а полученный попутный нефтяной газ первой ступени сепарации поступает на вход первой ступени компримирования 9.

В сепараторе второй ступени при более низком давлении, чем в сепараторе первой ступени, происходит разделение углеводородной смеси с водой и попутного нефтяного газа второй ступени сепарации. Углеводородная смесь с водой и остатками газа поступает в сепаратор третьей ступени блока сепарации 1, а полученный попутный нефтяной газ второй ступени сепарации поступает на вход второй ступени компримирования 10.

В сепараторе третьей ступени при более низком давлении, чем в сепараторе второй ступени, происходит разделение углеводородной смеси с водой и попутного нефтяного газа третьей ступени сепарации. Полученная углеводородная смесь с водой (водонефтяная эмульсия) выводится с установки и направляется на установку подготовки нефти или в подготовленную нефть, а попутный нефтяной газ третьей ступени сепарации поступает на вход третьей ступени компримирования 11.

Поступивший на соответствующие ступени компримирования 9-11 попутный нефтяной газ сжимается, охлаждается и конденсируется, а затем разделяется на газ, углеводородный компрессат и воду.

Газ первой ступени компримирования 9 (отвод 12) направляется в блок 21 мембранного разделения газа.

Газ второй ступени компримирования 10 (отвод 15) поступает в поток попутного нефтяного газа (отвод 3), выходящий с первой ступени сепарации, и вместе с ним направляется на первую ступень компримирования 9.

Газ третьей ступени компримирования 11 (отвод 18) поступает в поток попутного нефтяного газа (отвод 5), выходящий со второй ступени сепарации, и вместе с ним направляется на вторую ступень компримирования 10.

Давление потока газа (отвод 12) первой ступени компримирования 9, подаваемого на блок 21 мембранного разделения газа, выбирается в каждом конкретном случае и составляет 0,8 МПа (изб.) и более.

В блоке 21 мембранного разделения газа происходит выделение подготовленного газа (отвод 22) в соответствии с требованиями потребителя и пермеата (отвод 23). Степень подготовки газа (осушка, выделение углеводородов C_3+выше с пермеатом) полностью зависит от селективных свойств мембран, исходного давления газа, разницы давления исходного газа и пермеата, соотношения потоков исходного газа и пермеата, температуры разделения.

Подготовленный газ с давлением не менее 0,6 МПа (изб.) выходит с блока 21 и направляется потребителю. При необходимости перед отправкой потребителю подготовленный газ может направляться на дожимную компрессорную станцию 33.

Пермеат (отвод 23) направляется на последнюю ступень компримирования 11.

Углеводородный компрессат (отводы 13, 16, 19) после всех ступеней компримирования направляется на блок 24 стабилизации углеводородов, в котором из него вырабатывается ШФЛУ (отвод 26), являющаяся товарной продукцией, и газы стабилизации (отвод 25). Кроме того, при наличии в углеводородном компрессате тяжелых углеводородов, которые могут приводить к ухудшению качества ШФЛУ, в блоке 24 стабилизации углеводородов также происходит выделение тяжелых углеводородов (отвод 27).

ШФЛУ (при необходимости) может направляться на дальнейшую переработку в блок 29 переработки углеводородов с получением (по требованию потребителя) пропановой фракции, пропан-бутановой фракции, авиационного сконденсированного топлива (АСКТ), бензина газового стабильного (БГС) и др. продукции.

Газы стабилизации (отвод 25) направляются либо на соответствующую по давлению ступень компримирования, либо (при необходимости) на собственные нужды.

Тяжелые углеводороды (отвод 27) и вода (отводы 14, 17, 20) со ступеней компримирования 9-11 направляются в поток водонефтяной эмульсии, направляемой на установку подготовки нефти или в подготовленную нефть.

По второму варианту установки нефтегазоводная смесь (см. фиг.2) с месторождения поступает по трубопроводу I в сепаратор первой ступени блока сепарации 1, в котором происходит разделение этой смеси на углеводородную смесь с водой и попутный нефтяной газ первой ступени сепарации. Углеводородная смесь с водой и остатками неотсепарированного газа поступает в сепаратор второй ступени блока сепарации 1, а полученный попутный нефтяной газ первой ступени сепарации направляется в поток подготовленного газа (отвод 22), выходящего с блока 21 мембранного разделения газа (см. поток 34), и/или в поток газа первой ступени компримирования (см. поток 35)

В сепараторе второй ступени при более низком давлении, чем в сепараторе первой ступени, происходит разделение углеводородной смеси с водой и оставшегося попутного нефтяного газа второй ступени сепарации. Полученная углеводородная смесь с водой (водонефтяная эмульсия) выводится с установки и направляется на установку подготовки нефти или в подготовленную нефть, а попутный нефтяной газ второй ступени сепарации поступает на вход второй ступени компримирования 10.

На второй ступени компримирования 10 попутный нефтяной газ второй ступени сепарации сжимается, охлаждается и конденсируется, а затем разделяется на газ (отвод 15), углеводородный компрессат (отвод 16) и воду (отвод 17).

Полученный на второй ступени компримирования газ (отвод 15) направляется на первую ступень компримирования 9, на которой сжимается, охлаждается и конденсируется, а затем разделяется на газ (отвод 12), углеводородный компрессат (отвод 13) и воду (отвод 14).

Полученный на первой ступени компримирования газ (отвод 12) направляется в блок 21 мембранного разделения газа.

Давление потока газа (отвод 12) первой ступени компримирования 9, подаваемого в блок 21 мембранного разделения газа, выбирается в каждом конкретном случае и составляет 0,8 МПа (изб.) и более. При этом давление в потоке подготовленного газа (отвод 22) должно быть не меньше давления в потоке попутного нефтяного газа первой ступени сепарации (поток 34).

В блоке 21 мембранного разделения газа происходит выделение подготовленного газа (отвод 22) и пермеата (отвод 23).

Подготовленный газ (осушенный и частично отбензиненный за счет удаления углеводородов C_3+выше) с давлением не менее 0,6 МПа (изб.) выходит с блока 21, соединяется с потоком попутного нефтяного газа первой ступени сепарации (поток 34) и направляется потребителю. При работе по этому варианту потребителю не требуется осушка газа, а содержание углеводородов C_3+выше должно обеспечивать однофазный (без жидкостных пробок) транспорт газа по трубопроводу. При необходимости перед отправкой потребителю подготовленный газ может направляться на дожимную компрессорную станцию 33.

Пермеат (отвод 23) направляется на последнюю ступень компримирования 10.

Углеводородный компрессат (отводы 13, 16) после ступеней компримирования 9, 10 направляется в блок 24 стабилизации углеводородов, в котором вырабатывается ШФЛУ (отвод 26), являющаяся товарной продукцией, и газы стабилизации (отвод 25), а также (при наличии в углеводородном компрессате тяжелых углеводородов, которые могут приводить к ухудшению качества ШФЛУ) выделяются тяжелые углеводороды (отвод 27).

ШФЛУ (при необходимости) может направляться на дальнейшую переработку в блок 29 переработки углеводородов с получением (по требованию потребителя) пропановой фракции, пропан-бутановой фракции, авиационного сконденсированного топлива (АСКТ), бензина газового стабильного (БГС) и др. продукции.

Газы стабилизации (отвод 25) направляются либо на соответствующую по давлению ступень компримирования 9, 10, либо (при необходимости) на собственные нужды.

Тяжелые углеводороды (отвод 27) и вода (отводы 14, 17) со ступеней компримирования 9, 10 направляются в поток водонефтяной эмульсии (отвод 8), подаваемой на установку подготовки нефти или в подготовленную нефть.

По третьему варианту установки нефтегазоводная смесь (см. фиг.3) с месторождения поступает по трубопроводу I в блок сепарации 1, в котором происходит ступенчатое отделение попутного нефтяного газа от нефти и пластовой воды при разных давлениях (I, II…n-я ступени сепарации).

В сепараторе первой ступени блока сепарации 1 происходит разделение нефтегазоводной смеси на углеводородную смесь с водой и попутный нефтяной газ первой ступени сепарации. Углеводородная смесь с водой и частью неотсепарированного газа поступает в сепаратор второй ступени блока сепарации 1, а полученный попутный нефтяной газ первой ступени сепарации поступает в поток подготовленного газа (отвод 22), выходящего с блока 21 мембранного разделения газа (см. поток 34), и/или (при необходимости) в поток газа первой ступени компримирования (см. поток 35).

В сепараторе второй ступени при более низком давлении, чем в сепараторе первой ступени, происходит разделение углеводородной смеси с водой и попутного нефтяного газа второй ступени сепарации. Углеводородная смесь с водой и остатками неотсепарированного газа поступает в сепаратор третьей ступени блока сепарации 1, а полученный попутный нефтяной газ второй ступени сепарации поступает на вход второй ступени компримирования.

В сепараторе третьей ступени при более низком давлении, чем в сепараторе второй ступени, происходит разделение углеводородной смеси с водой и попутного нефтяного газа третьей ступени сепарации. Полученная углеводородная смесь с водой (водонефтяная эмульсия) выводится с установки и направляется на установку подготовки нефти или в подготовленную нефть, а попутный нефтяной газ третьей ступени сепарации поступает на вход третьей ступени компримирования.

Поступивший на вторую ступень компримирования 10 попутный нефтяной газ второй ступени сепарации сжимается, охлаждается и конденсируется, а затем разделяется на газ (отвод 15), углеводородный компрессат (отвод 16) и воду (отвод 17). Полученный на второй ступени компримирования газ (отвод 15) направляется на первую ступень компримирования 9, на которой сжимается, охлаждается, конденсируется и затем разделяется на газ (отвод 12), углеводородный компрессат (отвод 13) и воду (отвод 14).

Поступивший на третью ступень компримирования 11 попутный нефтяной газ третьей ступени сепарации сжимается, охлаждается и конденсируется, а затем разделяется на газ (отвод 18), углеводородный компрессат (отвод 19) и воду (отвод 20). Полученный газ (отвод 18) направляется в поток попутного нефтяного газа второй ступени сепарации (отвод 5) и вместе с ним поступает на вторую ступень компримирования 10.

Полученный на первой ступени компримирования 9 газ (отвод 12) направляется в блок 21 мембранного разделения газа. Давление потока газа, подаваемого на блок 21 мембранного разделения газа, выбирается в каждом конкретном случае и составляет 0,8 МПа (изб.) и более. При этом давление в потоке подготовленного газа (отвод 22) должно быть не ниже давления в потоке попутного нефтяного газа первой ступени сепарации (поток 34).

В блоке 21 мембранного разделения газа происходит разделение подготовленного газа (отвод 22) и пермеата (отвод 23).

Подготовленный газ с давлением не менее 0,6 МПа (изб.) выходит с блока 21, соединяется с частью потока 34 попутного нефтяного газа первой ступени сепарации и направляется потребителю. При необходимости перед отправкой потребителю подготовленный газ может направляться на дожимную компрессорную станцию 33.

Пермеат (отвод 23) направляется на последнюю ступень компримирования 11.

Углеводородный компрессат (отводы 13, 16, 19) после всех ступеней компримирования направляется на блок 24 стабилизации углеводородов, в котором вырабатывается ШФЛУ (отвод 26), являющаяся товарной продукцией, и газы стабилизации (отвод 25), а также (при наличии в углеводородном компрессате тяжелых углеводородов, которые могут приводить к ухудшению качества ШФЛУ) выделяются тяжелые углеводороды (отвод 27).

ШФЛУ (при необходимости) может направляться на дальнейшую переработку в блок 29 переработки углеводородов с получением (по требованию потребителя) пропановой фракции, пропан-бутановой фракции, авиационного сконденсированного топлива (АСКТ), бензина газового стабильного (БГС) и др. продукции.

Газы стабилизации (отвод 25) направляются либо на соответствующую по давлению ступень компримирования, либо (при необходимости) на собственные нужды.

Тяжелые углеводороды (отвод 27) и вода (отводы 14, 17, 20) со ступеней компримирования 9-11 направляются в поток водонефтяной эмульсии (отвод 8), направляемой на установку подготовки нефти или в подготовленную нефть.

При соответствующем подборе оборудования и его трубопроводной обвязке, оснащении средствами контроля и автоматики установка может работать по всем вариантам, обеспечивающим большую гибкость по подготовке и переработке нефтяного газа при изменении в период ее эксплуатации количества и состава подаваемого газа, что имеет место при изменении добычи нефти в период эксплуатации месторождения.