RU2530029C1

RU2530029C1 - Heavy hydrocarbons recovery from associated petroleum gas

Info

Publication number: RU2530029C1
Application number: RU2013125108/04A
Authority: RU
Inventors: Наиль Габдулбариевич Ибрагимов; Руслан Губделракибович Заббаров; Ягфарь Габдулхакович Минхаеров; Владимир Александрович Любимов; Фарит Закиевич Калимуллин; Алексей Николаевич Чизраков
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2013-05-30
Filing date: 2013-05-30
Publication date: 2014-10-10

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: oil emulsion is used with temperature less than temperature of associated petroleum gas per 15-30°C, associated petroleum gas is introduced into oil emulsion pipeline under pressure bigger per 0.1-0.2 MPa than the pressure in the pipeline, mixture of oil emulsion and associated petroleum gas is transported through the pipeline with a rise of oil transportation path with length not less than 8 m under pressure of 0.25-0.40 MPa at temperature of 4-10°C, thereafter the mixture of oil emulsion and associated petroleum gas is delivered to separation.

EFFECT: increase in quantity of recovered heavy hydrocarbons from associated petroleum gas.

2 dwg, 1 ex

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефти и утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) при добыче, сборе и транспорте продукции нефтяных скважин на месторождениях.The invention relates to the oil industry and may find application in the preparation of oil and the utilization of associated petroleum gas (APG) in the production, collection and transportation of oil well products in the fields.

Известен способ подготовки ПНГ, описанный при работе установки для подготовки ПНГ низкого давления, согласно которому при охлаждении ПНГ происходит конденсация тяжелых фракций углеводородов, выделение их из потока газа производится в нижних камерах теплообменников. Окончательную очистку от конденсата газ проходит после теплообменников в сепараторе основной очистки перед подачей газа в вихревую трубу (Патент РФ на полезную модель №78793, опублик. 10.12.2008).A known method for the preparation of APG, described during operation of the installation for the preparation of low-pressure APG, according to which, when the APG is cooled, heavy hydrocarbon fractions are condensed, they are extracted from the gas stream in the lower chambers of the heat exchangers. The final cleaning of the condensate gas takes place after heat exchangers in the main purification separator before the gas is fed into the vortex tube (RF Patent for Utility Model No. 78793, published. 10.12.2008).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ переработки ПНГ нефтяного сырья, включающий генерацию высокотемпературного теплоносителя путем частичного окисления углеводородного газа кислородом и одновременную подачу потоков высокотемпературного теплоносителя и нефтяного сырья в пиролизную камеру с последующей закалкой и разделением продуктов реакции на фракции. Углеводородные газы С₁-C₄ сжимают вместе с нефтью до растворения в ней фракций С₂-С₄, нерастворенный газ C₁ (метан) направляют на генерацию высокотемпературного теплоносителя с температурой 1000-1500°C, а нефть с растворенными газами C₂-C₄ распыляют в пиролизной камере между потоком теплоносителя и стенками камеры до охлаждения реакционной смеси до температуры 500-800°C. Технический результат заключается в увеличении степени конверсии нефтяных газов в жидкие углеводородные фракции (Патент РФ №2330058, опублик. 27.07.2008 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method for processing APG of petroleum feedstock, comprising generating a high-temperature coolant by partially oxidizing hydrocarbon gas with oxygen and simultaneously supplying high-temperature coolant and petroleum feed streams to the pyrolysis chamber, followed by quenching and separation of the reaction products into fractions. Hydrocarbon gases C ₁ -C _{4 are} compressed together with the oil until the C ₂ -C ₄ fractions are dissolved in it, undissolved C ₁ gas (methane) is sent to generate a high-temperature coolant with a temperature of 1000-1500 ° C, and oil with dissolved C ₂ gases - C _{4 is} sprayed in a pyrolysis chamber between the coolant stream and the chamber walls until the reaction mixture is cooled to a temperature of 500-800 ° C. The technical result consists in increasing the degree of conversion of oil gases into liquid hydrocarbon fractions (RF Patent No. 2330058, published. July 27, 2008 - prototype).

Недостатком известных способов является неполное выделение тяжелых углеводородов из ПНГ.A disadvantage of the known methods is the incomplete separation of heavy hydrocarbons from APG.

В предложенном изобретении решается задача повышения количества выделяемых тяжелых углеводородов из ПНГ.The proposed invention solves the problem of increasing the amount of heavy hydrocarbons emitted from APG.

Задача решается тем, что в способе выделения тяжелых углеводородов из ПНГ, включающем смешение ПНГ и нефтяной эмульсии, направление газа в газопровод, а нефтяной эмульсии на подготовку, согласно изобретению, используют нефтяную эмульсию с температурой менее температуры ПНГ на 15-30°C, ПНГ вводят в трубопровод нефтяной эмульсии под давлением, большим, чем давление в трубопроводе на 0,1-0,2 МПа, смесь нефтяной эмульсии и ПНГ транспортируют по трубопроводу, имеющему подъем по ходу нефти, длиной не менее 8 м под давлением 0,25-040 МПа с температурой 4-10°C, после чего смесь нефтяной эмульсии и ПНГ по трубопроводу подают на сепарацию.The problem is solved in that in a method for separating heavy hydrocarbons from APG, including mixing APG and an oil emulsion, directing gas into a gas pipeline, and preparing an oil emulsion according to the invention, use an oil emulsion with a temperature lower than the APG temperature by 15-30 ° C, APG injected into the pipeline of the oil emulsion under pressure greater than the pressure in the pipeline by 0.1-0.2 MPa, the mixture of oil emulsion and APG is transported through a pipeline having a rise along the oil, at least 8 m long under a pressure of 0.25- 040 MPa with a temperature of 4-10 ° C, after which the mixture of oil emulsion and APG is piped to the separation.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

Содержание в ПНГ тяжелых фракций углеводородов (C_5+выше) достигает 15%. При транспортировке ПНГ по газопроводам вследствие изменения температурного режима происходит конденсация и выпадение из ПНГ тяжелых углеводородов и паров воды, т.е. конденсата. Наибольшее количество конденсата выпадает из ПНГ в приемных и напорных газопроводах, на компрессорных станциях (КС) при транспорте и компримировании нефтяного газа с установок отдувки сероводорода, из нефти - на установках подготовки высокосернистой нефти. Выпадение конденсата приводит к сбоям в работе оборудования, нарушает технологический процесс. Для предотвращения выпадения тяжелых фракций углеводородов из ПНГ в технологическом оборудовании проводят предварительное разделение ПНГ на газ и конденсат. Известные технические решения не в полной мере позволяют выделить из газа тяжелые углеводороды. В предложенном изобретении решается задача повышения количества выделяемых тяжелых углеводородов из попутного нефтяного газа на предварительной стадии. Задача решается следующим образом.The APG content of heavy hydrocarbon fractions (C _{5 + above} ) reaches 15%. When APG is transported through gas pipelines due to a change in temperature, condensation and deposition of heavy hydrocarbons and water vapor occur from the APG, i.e. condensate. The greatest amount of condensate falls out of the associated petroleum gas in the receiving and pressure gas pipelines, at compressor stations (CS) during transportation and compression of oil gas from hydrogen sulfide blow-off plants, and from oil - at high-sulfur oil treatment plants. Condensation leads to equipment malfunctions, disrupts the process. To prevent the loss of heavy fractions of hydrocarbons from APG in technological equipment, preliminary separation of APG into gas and condensate is carried out. Known technical solutions do not fully allow the separation of heavy hydrocarbons from gas. The proposed invention solves the problem of increasing the amount of released heavy hydrocarbons from associated petroleum gas at a preliminary stage. The problem is solved as follows.

Для выделения тяжелых углеводородов из ПНГ выполняют смешение ПНГ и нефтяной эмульсии в трубопроводе, подающем нефтяную эмульсию на сепарацию. Используют нефтяную эмульсию с температурой менее температуры ПНГ на 15-30°C, ПНГ вводят в трубопровод нефтяной эмульсии под давлением, большим, чем давление в трубопроводе на 0,1-0,2 МПа, смесь нефтяной эмульсии и ПНГ транспортируют по трубопроводу длиной не менее 8 м под давлением 0,25-040 МПа с температурой 4-10°C. Кроме того, трубопровод выполняют наклонным с подъемом в сторону сепаратора, т.е. с подъемом по направлению потока нефтяной эмульсии. В основном используют трубопровод с наклоном порядка 40-50°.To isolate heavy hydrocarbons from APG, APG and oil emulsion are mixed in a pipeline supplying the oil emulsion for separation. An oil emulsion with a temperature lower than the APG temperature by 15-30 ° C is used, APG is introduced into the oil emulsion pipeline under a pressure greater than the pressure in the pipeline by 0.1-0.2 MPa, the mixture of oil emulsion and APG is transported through a pipeline with a length of less than 8 m under a pressure of 0.25-040 MPa with a temperature of 4-10 ° C. In addition, the pipeline is inclined with a rise towards the separator, i.e. with the rise in the direction of flow of the oil emulsion. Basically, a pipeline with a slope of about 40-50 ° is used.

При контакте ПНГ с нефтяной эмульсией происходит снижение температуры ПНГ и тяжелые углеводороды при перераспределении фаз остаются в нефти. В результате удается практически полностью выделить тяжелые углеводороды из ПНГ.When APG comes into contact with an oil emulsion, the APG temperature decreases and heavy hydrocarbons remain in the oil during phase redistribution. As a result, it is possible to almost completely isolate heavy hydrocarbons from APG.

После успешной реализации предлагаемого способа происходит уменьшение содержания тяжелых углеводородов в составе компримированного газа, уходящего на установку сероочистки, обеспечивается увеличение объема перекачиваемого и перерабатываемого углеводородного газа - ценного сырья нефтехимии.After the successful implementation of the proposed method, there is a decrease in the content of heavy hydrocarbons in the compressed gas going to the desulfurization unit, and an increase in the volume of pumped and processed hydrocarbon gas, a valuable raw material for petrochemicals, is provided.

Указанные режимы по температуре, давлению, длине трубопровода, наклону установлены как наиболее оптимальные для выделения из ПНГ конденсата. Отклонение от указанных режимов приводит к повышению сохранения конденсата в ПНГ, т.е. к не достижению целей и задач технического решения.The indicated modes in terms of temperature, pressure, pipeline length, and slope are set as the most optimal for condensate extraction from APG. Deviation from these modes leads to an increase in condensate storage in APG, i.e. to not achieve the goals and objectives of the technical solution.

Пример конкретного выполненияConcrete example

Опытно-промышленные испытания заявленного способа проводились на установке подготовки высокосернистой нефти. Технологическая схема представлена на фиг.1 и 2, где 1 - трубопровод нефти, 2 - сепаратор I ступени сепарации, 3 - напорный газопровод, 4 - отстойник, 5 - теплообменник, 6 - сепаратор II ступени сепарации, 7 - компрессорная станция КС. Условные обозначения: → - нефть, --→ - вода, --→ - газ.Pilot tests of the claimed method were carried out on the installation of preparation of sour oil. The technological scheme is presented in figures 1 and 2, where 1 is an oil pipeline, 2 is a separator of the first separation stage, 3 is a pressure gas pipeline, 4 is a settler, 5 is a heat exchanger, 6 is a separator of the second separation stage, 7 is a compressor station KS. Legend: → - oil, - → - water, - → - gas.

Водогазонефтяную эмульсию с цехов добычи нефти и газа с температурой 4÷10°C и давлением от 0,25÷0,4 МПа подают по трубопроводу нефтяной эмульсии 1 диаметром 500 мм на буллиты 2 первой ступени сепарации (горизонтальные аппараты объемом 200 м³), где происходит отделение газа. Отделившийся газ направляют в напорный газопровод 3 на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) с температурой от 5 до 10°C и давлением от 0,13 до 0,16 МПа. Далее нефтяную эмульсию через отстойники 4 и теплообменники 5 направляют на вторую ступень сепарации 6 с давлением 0,005÷0,035 МПа, где происходит дальнейшее отделение газа. Отделившийся газ поступает на прием КС 7 с температурой 10÷30°C, а нефтяная эмульсия с температурой 10÷15°C направляется на установку подготовки нефти.Water-gas-oil emulsion from oil and gas production shops with a temperature of 4 ÷ 10 ° C and pressure from 0.25 ÷ 0.4 MPa is fed through a pipeline of oil emulsion 1 with a diameter of 500 mm to bullets 2 of the first separation stage (horizontal apparatus with a volume of 200 m ³ ), where is the gas separation. The separated gas is sent to a pressure gas pipeline 3 to a gas processing plant (GPP) with a temperature of 5 to 10 ° C and a pressure of 0.13 to 0.16 MPa. Next, the oil emulsion through the settlers 4 and heat exchangers 5 is sent to the second stage of separation 6 with a pressure of 0.005 ÷ 0.035 MPa, where further gas separation takes place. The separated gas is supplied to KS 7 with a temperature of 10 ÷ 30 ° C, and the oil emulsion with a temperature of 10 ÷ 15 ° C is sent to the oil treatment unit.

На КС газ направляют по трубопроводу диаметром 150 мм в трубопровод нефтяной эмульсии 1 перед I ступенью сепарации. ПНГ транспортируют с температурой 20÷40°C и давлением 0,4÷0,55 МПа. ПНГ вводят в трубопровод 1 под давлением, большим, чем давление в трубопроводе на 0,1-0,2 МПа. Смесь нефтяной эмульсии и ПНГ транспортируют по трубопроводу длиной 8 м под давлением 0,25-040 МПа с температурой 4-10°С. Трубопровод имеет подъем 45° по направлению тока нефтяной эмульсии. Смесь нефтяной эмульсии и ПНГ по трубопроводу подают на сепарацию. В трубопроводе 1 при контакте ПНГ с нефтью происходят процессы охлаждения компримированного газа и растворение газового конденсата в нефти.At the compressor station gas is sent through a pipeline with a diameter of 150 mm to the pipeline of oil emulsion 1 before the first separation stage. APG is transported with a temperature of 20 ÷ 40 ° C and a pressure of 0.4 ÷ 0.55 MPa. APG is introduced into the pipeline 1 under a pressure greater than the pressure in the pipeline by 0.1-0.2 MPa. The mixture of oil emulsion and APG is transported through a pipeline 8 m long under a pressure of 0.25-040 MPa with a temperature of 4-10 ° C. The pipeline has a rise of 45 ° in the direction of flow of the oil emulsion. A mixture of oil emulsion and APG is piped to a separation unit. In the pipeline 1, when the APG is in contact with oil, the processes of cooling the compressed gas and the dissolution of gas condensate in the oil occur.

В результате удается полностью очистить газ от тяжелых фракций углеводородов.As a result, it is possible to completely purify the gas from heavy fractions of hydrocarbons.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения количества выделяемых тяжелых углеводородов из ПНГ.Application of the proposed method will solve the problem of increasing the amount of heavy hydrocarbons emitted from APG.

Claims

A method of separating heavy hydrocarbons from associated petroleum gas, comprising mixing associated petroleum gas and an oil emulsion, directing gas to a gas pipeline, and preparing an oil emulsion, characterized in that an oil emulsion is used with a temperature of 15-30 ° C lower than the temperature of the associated petroleum gas, associated petroleum gas is introduced into the pipeline of the oil emulsion under a pressure greater than the pressure in the pipeline by 0.1-0.2 MPa, a mixture of oil emulsion and associated petroleum gas is transported through a pipeline having a lift in the course of oil, at least 8 m long under a pressure of 0.25-0.40 MPa with a temperature of 4-10 ° C, after which a mixture of oil emulsion and associated petroleum gas is fed for separation.