СИСТЕМА СЕПАРАЦИИ ВОДОГАЗОНЕФТЯНОЙ СМЕСИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к установкам сепарации водогазонефтяной смеси, и направлено на повышение степени утилизации попутного нефтяного газа.

Известна классическая установка подготовки нефти (УПН). На ее вход поступает, в общем случае, водогазонефтяная смесь, которая в зависимости от степени текущей обводненности и суммарного газового фактора (по нефти) в системе содержит переменное количество жидкости и свободного газа во входном потоке, поступающем на первую ступень сепарации, находящуюся под высоким давлением. В зависимости от текущих термо-барических условий и свойств нефтей на первой ступени выделяется основное количество газа в потоке, от 60-80% общего объема газа сепарации. Характерным рабочим давлением сепарации первой ступени являются значения порядка 6 атм. Остаточные объемы растворенного газа выделяются на концевых ступенях при меньших давлениях. Наименьшее давление, равное 0.05 атм, устанавливается на последней концевой ступени. В условиях требований 95% уровня утилизации попутного нефтяного газа происходит улавливание и ступенчатое компримирование всех потоков газа сепарации до общего давления утилизации внешнего транспорта. Существование концевых ступеней требует наличия, по крайней мере, двух дополнительных компрессорных блоков для получения общего потока газа сепарации с давлением, равным первой ступени. Это приводит к удорожанию процесса утилизации попутного нефтяного газа и снижению надежности установки.

Известна установка подготовки нефти (патент РФ №2283681, МПК B01D 19/00, опубликовано 20.09.2006 г), содержащая последовательно соединенные фильтр грубой очистки, газовый сепаратор первой ступени, газовый сепаратор второй ступени, деэмульсатор и блок горячей сепарации. Она снабжена эжекторами первой, второй и концевой ступеней. У эжектора концевой ступени сопло соединено газопроводом с патрубком выхода газа деэмульсатора, камера смешения соединена газопроводом с блоком горячей сепарации, а выход эжектора соединен газопроводом с камерой смешения эжектора второй ступени, у которого сопло соединено газопроводом с патрубком выхода газа газового сепаратора второй ступени. Выход эжектора соединен газопроводом с камерой смешения эжектора первой ступени, сопло которого соединено газопроводом с патрубком выхода газа газового сепаратора первой ступени, а выход эжектора соединен с магистральным газопроводом.

Недостатком данной установки является то, что общее давление выходного потока газа сепарации оказывается кратно ниже давления газового сепаратора первой ступени. При этом подхват газа концевых ступеней при близких объемах газа сепарации второй ступени, деэмульсатора и блока горячей сепарации возможен только в условиях кратного понижения давления прямого потока эжектора. Кроме того, в случае если давление прямого потока более чем в 2 раза превышает давление потока газа подхвата, режим работы эжектора - сверхзвуковой, с ожидаемо низким коэффициентом восстановления давления.

Известна установка утилизации попутного нефтяного газа (патент РФ №2523315, МПК B01D 53/00, опубликовано 20.07.2014 г), включающая трубопровод подачи сырья, блок сепарации, состоящий из двух ступеней сепарации, каждая из которых имеет вход для сырья и отводы попутного нефтяного газа и углеводородной смеси с водой, и имеющий отвод водонефтяной эмульсии, не менее чем две ступени компримирования газа с отводами газа и углеводородного компрессата, при этом отводы попутного нефтяного газа ступеней сепарации соединены с соответствующими по давлению ступенями компримирования, а отвод газа каждой ступени компримирования соединен с отводом попутного нефтяного газа предыдущей ступени сепарации, блок мембранного разделения газа с отводами подготовленного газа и пермеата, соединенный с отводом газа первой ступени компримирования, и блок стабилизации углеводородов с отводами газа стабилизации и жидких углеводородов, соединенный с отводом углеводородного компрессата со ступеней компримирования. Данная установка выбрана в качестве прототипа.

Недостатком данной установки является высокая стоимость и сложность технической реализации.

Задачей изобретения является повышение производительности и надежности работы системы сепарации с высокой экономической эффективностью.

Техническим результатом изобретения является обеспечение стабильной работы системы при достижении максимальных объемов выхода газа сепарации высокого давления и легких углеводородных фракций в товарной нефти.

Указанный технический результат достигается системой сепарации водогазонефтяной смеси, включающей трубопровод подачи сырья, соединенный с блоком сепарации сырья, имеющим отвод водонефтяной эмульсии и содержащим не менее двух ступеней сепарации, каждая из которых имеет вход для сырья и отводы попутного нефтяного газа, соединенные с газовым сепаратором, имеющим отвод газа потребителю, которая в отличие от прототипа дополнительно содержит струйное устройство сепарации потока, расположенное на входе трубопровода подачи сырья, выполненное в виде конфузорно-диффузорного перехода, имеющего профиль Вентури, с двумя щелями эжекции: одна - в области сужения, которая сообщается с входным патрубком подачи газа среднего давления, соединенным с отводом попутного нефтяного газа второй ступени сепарации, другая - на образующей диффузора, которая сообщается с входным патрубком подвода газа низкого давления, соединенным с отводом попутного нефтяного газа концевой ступени сепарации.

Согласно изобретению в систему сепарации в целях отвода попутного нефтяного газа второй и концевой ступеней сепарации установлены промежуточные газовые сепараторы.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлена принципиальная схема системы сепарации водогазонефтяной смеси, на фиг. 2 - принципиальная схема струйного устройства сепарации потока.

Система сепарации водогазонефтяной смеси (фиг. 1) включает трубопровод подачи сырья 1, соединенный через струйное устройство сепарации потока (СУСП) 2 с блоком сепарации сырья 3, содержащим первую, вторую и третью (концевую) ступени сепарации, соответственно 4, 5 и 6. Каждая ступень имеет входы для сырья, соответственно 7, 8, 9, и отводы попутного нефтяного газа, соответственно 10, 11, 12. Отвод 10 попутного нефтяного газа первой ступени сепарации 4 соединен с газовым сепаратором 13, имеющим отвод газа потребителю. Отвод 11 попутного нефтяного газа второй ступени сепарации 5 соединен с промежуточным газовым сепаратором 14. Отвод 12 попутного нефтяного газа третьей ступени сепарации 6 соединен с промежуточным газовым сепаратором 15. Газовые сепараторы 14 и 15 имеют отводы газа потребителю и отводы соответственно 16 и 17, соединенные с входными патрубками 18, 19 подачи газа в СУ СП 2. Блок сепарации сырья 3 соединен с трубопроводом 20 транспорта нефти.

СУСП 2 (фиг. 2) выполнено в виде профиля Вентури, состоящего из конфузора 21, перехода 22, диффузора 23 и имеющего две щели эжекции, одна из которых 24 расположена в области сужения профиля и сообщается с входным патрубком 18 подачи газа среднего давления от отвода 16 газового сепаратора 14 второй ступени сепарации 5, а вторая щель эжекции 25 расположена на образующей диффузора 23 и сообщается с входным патрубком 19 подачи газа низкого давления от отвода 17 газового сепаратора 15 третьей, концевой ступени сепарации 6.

Система работает следующим образом.

Продукция нефтяных скважин, представляющая собой газожидкостную смесь (ГЖС), поступает по трубопроводу 1 в СУСП 2, где происходит впрыск газа, выделившегося на второй 5 и третьей 6 ступенях сепарации. После СУСП водогазонефтяная смесь по трубопроводу 7 поступает на первую ступень сепарации 4, где происходит сепарация жидкости и газа. Газ сепарации по газовому отводу 10 поступает в газовый сепаратор 13, а водонефтяная смесь направляется через вход 8 на вторую ступень сепарации 5, где в результате дальнейшего понижения давления из жидкой фазы происходит выделение растворенного газа, который по газовому отводу 11 направляется в промежуточный газовый сепаратор 14, и далее поступает потребителю газа, а излишки газа по отводу 16 поступают в камеру смешения СУСП 2 через входной патрубок 18. ГЖС из второй ступени сепарации 5 направляется через вход 9 на третью ступень сепарации 6, где в результате понижения давления до атмосферного из жидкой фазы отделяется остаточный газ, который по газовому отводу 12 направляется в промежуточный газовый сепаратор 15, и далее поступает потребителю газа, а излишки по отводу 17 - в камеру смешения СУСП 2 через входной патрубок 19. Нефть (товарная/сырьевая) из блока сепарации сырья 3 направляется в трубопровод 20 внешнего транспорта. При этом газ сепарации второй ступени 5 по отводу 16, через входной патрубок 18, поступает в область смешения СУСП 2 и через щель эжекции 24 впрыскивается в поток ГЖС, поступающей на вход СУСП 2 по трубопроводу 1. Газ третьей ступени сепарации 6 по отводу 17 через входной патрубок 19 поступает в область смешения СУСП и через щель эжекции 25 впрыскивается в поток ГЖС, поступающей на вход СУСП по трубопроводу 1. Из СУСП 2 ГЖС по трубопроводу 7 направляется на вход первой ступени сепарации 4 блока сепарации сырья 3.

Размещение на входе системы дополнительно струйного устройства сепарации потока позволяет минимизировать объем газа сепарации низкого давления без использования установок компримирования газа нижних ступеней за счет использования избыточной объемной энергии высокого давления водогазонефтяной смеси в системе нефтесбора, увеличивая тем самым уровень использования попутного нефтяного газа, включая газ нижних ступеней сепарации, энергоэффективность системы сепарации, кроме того, это позволяет повысить надежность работы системы.

Таким образом, предложенное изобретение обеспечивает стабильную, надежную работу системы сепарации водогазонефтяной смеси при минимальных объемах газа сепарации низкого давления и максимальном выходе легких углеводородных фракций в выходном потоке товарной нефти.