СПОСОБ УТИЛИЗАЦИИ НИЗКОНАПОРНОГО ГАЗА
PROCEDURE FOR UTILISATION OF LOW PRESSURE GAS

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и, в частности, к области подготовки нефти, газа и воды; разработано с целью утилизации низконапорного газа путем компримирования и трубопроводного транспорта потребителю, а также повышения эффективности очистки нефтепромысловой сточной воды. Обеспечивает утилизацию низконапорного газа процессов сепарации и флотации.
В нефтегазовой промышленности в процессе сбора и подготовки нефти к транспорту низконапорный попутный нефтяной газ (ПНГ), содержащий большое количество пропан-бутановой фракции, в большинстве случаев сжигается на факелах, так как малая величина давления на ступени сепарации (стабилизации) нефти не обеспечивает транспортировку его по газопроводу до потребителя под собственным давлением.
Для сбора и компримирования низконапорного газа до давления транспорта до потребителя используют винтовые маслозаполненные компрессоры. Но они обладают рядом недостатков, таких как высокие капитальные и эксплуатационные затраты, низкая надежность.
Известен способ утилизации низконапорного газа, включающий улавливание низконапорного газа эжектором, через который прокачивают насосом рабочую жидкость под давлением 2,3÷9,5 МПа, смешивают рабочую жидкость с низконапорным газом, при этом содержание углеводородов в смешиваемых компонентах обеспечивают не менее 10% от объема этих компонентов, повышают давление в проточной части эжектора и трубопроводе за этим эжектором, обеспечивают сжатие низконапорного газа до давления 0,3÷6,5 МПа, после эжектирования водогазовую смесь подают в сепаратор, где осуществляют отделение рабочей жидкости от газа, после сепаратора газ с требуемым для транспортировки давлением направляют в магистральный газопровод, а рабочую жидкость, потери которой восполняют, возвращают в эжектор - RU 2297520 С2 (прототип) [1].
Особенностью известного способа является компримирование газа до давления сдачи в магистральный газопровод, недостатками известного способа являются высокие затраты энергии, затрачиваемой на прокачку рабочей жидкости для компримирования газа до давления сдачи.
Предлагается способ утилизации низконапорного нефтяного газа на промысле, который включает поступление низконапорного нефтяного газа с концевой сепарационной установки КСУ в эжектор типа «газ-жидкость», в котором в качестве рабочей жидкости используют нефтепромысловую сточную воду, компримирование низконапорного нефтяного газа в указанном эжекторе с получением водогазовой смеси, поступление полученной водогазовой смеси на ступень очистки нефтепромысловой сточной воды от нефти, отделение газа от нефтепромысловой сточной воды с использованием отделяемого газа в качестве флотореагента, поступление очищенной флотацией нефтепромысловой сточной воды в резервуар для дальнейшей очистки методом гравитационного отстаивания и далее на кустовую насосную станцию для закачки в пласт, поступление отделившейся в результате флотации нефти на КСУ, а отделившегося газа в качестве пассивного газа - в эжектор типа «газ-газ», в котором в качестве активного газа используют высоконапорный газ, компримирование пассивного газа до давления транспорта потребителю и подача потребителю совместно с высоконапорным газом.
В изобретении решается задача снижения энергозатрат на прокачку рабочей жидкости, снижения нагрузки на ступень сепарации высоконапорного газа и повышения эффективности очистки нефтепромысловой сточной воды - применение флотации.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе применяется процесс компримирования низконапорного газа эжектором типа «газ-жидкость», в котором в качестве рабочей жидкости используют нефтепромысловую сточную воду, подаваемую под собственным давлением (в случае недостатка объем которой компенсируют рециркуляцией), разделением водогазовой смеси после эжектора и последующим компримированием утилизируемого газа в эжекторе типа «газ-газ», через который пропускают под собственным давлением высоконапорный газ первой ступени сепарации нефти. Таким образом, компримирование утилизируемого газа в ряде случаев происходит без подвода внешней энергии. Также способ позволяет осуществлять процесс очистки сточной воды от нефти, где утилизируемый газ используют в качестве флотоагента, тем самым снижается нагрузка по жидкости на ступень сепарации, газ которой направляется потребителю.
Процесс поясняется чертежом (фиг.1), где изображена принципиальная технологическая схема способа утилизации низконапорного газа.
Продукция нефтяных скважин (нефтегазоводяная смесь) поступает по коллектору 1 на первую ступень сепарации С-1 и по трубопроводу 2 на совмещенную ступень предварительного сброса воды СВ-1, где происходит сепарация нефти и предварительное обезвоживание нефти. Затем нефть по трубопроводу 3 через ступень подогрева П-1 и далее по трубопроводу 4 поступает на вторую ступень сепарации СВ-2, где происходит сепарация и окончательное обезвоживание нефти. Далее нефть по трубопроводам 5, 6 поступает на концевую сепарационную установку КСУ, где окончательно разгазируется и стабилизируется (при абсолютном давлении 0,105 МПа) до необходимого давления насыщенных паров. Подготовленная до товарных кондиций нефть по трубопроводу 7 направляется на транспортировку.
Утилизируемый низконапорный попутный нефтяной газ с КСУ (давление абсолютное 0,105 МПа) по трубопроводу 13 поступает для на первую ступень компримирования в эжектор Э-гж типа «газ-жидкость», в качестве рабочей жидкости используется отделяемая на ступени предварительного обезвоживания СВ-1 нефтепромысловая сточная вода, поступаемая по трубопроводу 15, в случае недостатка объем которой восполняется рециркуляцией по трубопроводам 21 и 22 насосом Нв из резервуара РВСв. Водогазовую смесь после эжектора по трубопроводу 17 рециркулируют на ступень очистки нефтепромысловой сточной воды от нефти СВ-3, где отделяемый газ используют в качестве флотоагента. Нефтепромысловая сточная вода из аппарата СВ-2 по трубопроводам 16, 24 также поступает в СВ-3. Очищенная сточная вода из СВ-3 по трубопроводам 19, 20 поступает в РВСв для дальнейшей очистки методом гравитационного отстаивания и далее по трубопроводу 21 поступает на прием насосов Нв, которыми по трубопроводу 23 подается на кустовую насосную станцию КНС для закачки в пласт. Нефтепромысловая сточная вода из СВ-2 может направляться в РВСв минуя эжектор Э-гж СВ-3 по трубопроводу 16, 18. Отделившаяся в результате флотации нефть из СВ-3 по трубопроводу 25 поступает в линию нефти «СВ-2 - КСУ» и далее по трубопроводу 6 направляется на КСУ. Отделяемый на ступени очистки воды СВ-3 газ по трубопроводу 14 поступает на вторую ступень компримирования в эжектор Э-гг типа «газ-газ» в качестве пассивного газа. Высоконапорный газ первой ступени сепарации нефти С-1-СВ-1 по трубопроводам 8, 9 поступает в эжектор Э-гг типа «газ-газ» в качестве активного газа для компримирования низконапорного газа ступени очистки воды СВ-3 до давления транспорта до потребителя (газо-перерабатывающий завод ГПЗ), и далее по трубопроводу 10 смешивается с газом второй ступени сепарации нефти СВ-2, поступающим по трубопроводу 11 под собственным давлением. После смешения попутный нефтяной газ по трубопроводу 12 транспортируется потребителю (ГПЗ).
Предлагаемый способ отличается от существующих методов сбора и утилизации ПНГ:
- использованием эжекторов для обеспечения компримирования низконапорного газа до давления транспорта;
- использованием энергии рабочей жидкости первой ступени компримирования, подаваемой под собственным давлением, недостаток объема которой восполняется рециркуляцией;
- рециркуляцией водогазовой смеси первой ступени компримирования на ступень очистки подтоварной воды от нефти, где отделяемый газ используется в качестве флотоагента;
- использованием энергии активного газа второй ступени компримирования, подаваемого с давлением первой ступени сепарации нефти;
- экономичностью;
- экологичностью.
Пример реализации способа на Еты-Пуровском месторождении (Пуровский район Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области).
Состав и свойства пластовой нефти Еты-Пуровского месторождения приведены в табл.1. На основе данных по составу и свойствам пластовой нефти и принятых технологических режимов (см. табл.2) рассчитывался материальный баланс работы установки подготовки нефти по предлагаемому способу (см. табл.3). Далее рассчитывались последовательно эжекторы Э-гж «газ-жидкость» и Э-гг «газ-газ» (материальный баланс и режимы работы). На основе проделанных расчетов составлялся материальный баланс установки в целом (фиг.2).
3
Расчеты материального баланса установки подготовки нефти (фазовых переходов нефти и газа) производились в ПО Hysys 2006, расчеты эжектора «газ-жидкость» по методике [2], расчеты эжектора «газ-газ» по методике [3]. Все расчеты велись в относительных единицах: м, кг (относительно 1000 кг нефти на выходе с установки) для большей наглядности.
Таблица 1
Состав и свойства пластовой нефти Еты-Пуровского месторождения (пласт Ю1)
Компонент
Молярная концентрация, %
Двуокись углерода
0,24
Азот
0,82
Метан
53,64
Этан
8,98
Пропан
8,46
Изобутан
2,03
Нормальный бутан
3,37
Изопентан
1,07
Нормальный пентан
1,33
Остаток С6+ высшие
20,06
Газосодержание, м<sup>3</sup>/т
534,9
Молярная масса
53,75
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м<sup>3</sup>
551
Плотность нефти после однократного разгазирования, кг/м<sup>3</sup>
817
Содержание воды, % мас.
60
Таблица 2
Технологические режимы работы установки подготовки нефти*
Аппарат
Давление абсолютное, МПа
Температура, °С
С-1, СВ-1
1,6÷2,0
20÷30
СВ-2
0,65÷0,8
40÷45
КСУ
0,105
35÷40
РВСв
0,101
20÷25
Таблица 3
Материальный баланс установки подготовки нефти
Аппарат
Среда
Расход массовый, кг
Расход газа объемный, нм<sup>3</sup>
Вход С-1,СВ-1
насыщенная газом нефть, обводненность 60%
2170,0
Выход С-1, СВ-1
газ
520,0
520,0
насыщенная газом нефть, обводненность 10%
1150,0
сточная вода, содержание нефти 500 ppm
500,0
Выход СВ-2
газ
8,0
7,0
насыщенная газом нефть, обводненность 0,5%
1047,0
сточная вода, содержание нефти 500 ppm
95,0
Выход КСУ
газ
47,0
23,4
нефть, обводненность 0,5%
1000,0
Расчет эжектора Э-гж «газ-жидкость»
п
н
ж
го
ж
ж
3
3
Исходные данные для расчета эжектора Э-гж «газ-жидкость»: давление насыщенных паров рабочей жидкости Р=0,002317 МПа; абсолютное начальное давление газа на входе Р=0,105 МПа; температура рабочей жидкости Т=293 К; объемный расход газа Q=23,4 нм; плотность рабочей жидкости ρ=1030 кг/м; давление рабочей жидкости на входе в эжектор Р=1,95 МПа.
Результаты расчета эжектора Э-гж «газ-жидкость»:
см опт
- абсолютное давление газожидкостной смеси на выходе эжектора Р = 0,372 МПа;
ж
3
- расход рабочей жидкости Q=4,46 м (4593,80 кг).
Режимы работы СВ-3:
- температура - +20°С;
- давление абсолютное - 0,37 МПа;
3
- выход газа - 23,4 нм;
- выход сточной воды, содержание нефти 20 ppm - 4593,51 кг (из них 3980,66 кг - рециркуляция);
- выход отделенной нефти - 0,29 кг.
Расчет эжектора Э-гг «газ-газ»
а
a
п
п
3
3
Исходные данные для расчета эжектора Э-гг «газ-газ»: абсолютное давление активного газа Р=2,0 МПа; расход активного газа Q=520 нм; абсолютное давление пассивного газа Р=0,37 МПа; расход пассивного газа Q=23,4 нм.
Результаты расчета эжектора Э-гг «газ-газ»:
- абсолютное давление газа на выходе из эжектора: 0,65 МПа.
Сравнение предлагаемого варианта с прототипом приведено в табл.4 при условии давления транспорта газа 0,65 МПа (абс.).
Таблица 4
Сравнение предлагаемого варианта с прототипом
№ п/п
Параметр сравнения
По способу-прототипу
По предлагаемому способу
1
Давление рабочей жидкости эжектора Э-гж, МПа
3,45
1,95
2
Расход рабочей жидкости эжектора Э-гж, кг
5335,40
4593,51
3
Содержание нефти в нефтепромысловой сточной воде, ppm
50
20
Из таблицы видно, что настоящий способ позволяет снизить расход и давление рабочей жидкости эжектора «газ-жидкость», что, несомненно, говорит об экономии энергоресурсов, затрачиваемых на перекачку, а также позволяет улучшить качество нефтепромысловой сточной воды, закачиваемой в пласт для поддержания пластового давления.
Список использованной литературы
1. Патент RU 2297520 С2 «Способ подготовки и утилизации попутного низконапорного газа».
2. Донец Г.К. Гидроприводные струйные компрессорные установки. - М.: Недра, 1990. - 174 с.: ил. - (Экономия топлива и электроэнергии).
3. Чеботарев В.В. Расчеты основных технологических процессов при сборе и подготовке скважинной продукции: Учебное пособие. - Уфа.: УГНТУ, 2007. - 405 с.: ил.