СХЕМА ТЕПЛООБМЕНА ПРИ ПОДГОТОВКЕ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН НА ПРОМЫСЛЕ

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована при первичной подготовке сырой нефти и попутного нефтяного газа на промыслах.
Известен способ и устройство для подогрева продукции нефтяных скважин (Справочник по нефтепромысловому оборудованию под ред. Е.И.Бухаленко, Недра, 1983, стр.333), где сырую нефть нагревают в блочной газовой печи, а в качестве теплоносителя выступают продукты сгорания отсепарированного нефтяного попутного газа. Недостатком данного устройства и способа является то, что перегрев контактирующего с поверхностью теплообменника слоя нефти приводит к коксообразованию на поверхности теплообменника и к возможности прогара жаровой трубы.
Известен способ и устройство для подогрева продукции нефтяных скважин (патент РФ №2173825, опубл. 20.09.2001 г., кл. F28D 7/00, Е21В 36/00), включающий устройство, содержащее источник нагрева в виде парового теплообменника, элементы которого расположены перпендикулярно течению перекачиваемой жидкости, при этом теплообменник выполняет функцию парогенератора. Недостатком данного устройства является то, что для перевода воды в теплообменнике в парообразное состояние требуется дополнительный источник нагрева.
Широко известны установки для нагрева сырой нефти, включающие в себя схемы нагрева сырой нефти после блока рекуперации тепла, обеспечивающие круглогодичную работу резервуара предварительного сброса (РПС) сырой нагретой нефти, при этом в качестве нагревателя используется горячая вода котельной установки, которая после отдачи тепла сырой нефти направляется снова на котельную. При этом компремированный нефтяной попутный газ с газокомпрессорных станций (ГКС) обычно направляется непосредственно через охлаждающие аппараты воздушные горизонтальные (АВГ) в магистральный газопровод. Данная технология (В.П.Тронов, «Промысловая подготовка нефти», Москва, Недра», 1977) наиболее близка предлагаемой схеме и достигаемому техническому результату.
Недостатком данной схемы является то, что в процессе ее эксплуатации необходимо использовать мощности котельной установки для дополнительного нагрева холодной сырой нефти со скважин, поступающей в блок теплообмена, особенно в зимний период, что приводит к увеличению стоимости строительных и эксплуатационных затрат на подготовку нефти и попутного нефтяного газа на промыслах.
Технический результат, обеспечиваемый предлагаемой схемой теплообмена при подготовке продукции нефтяных скважин на промысле, заключается в использование тепла компремированного попутного нефтяного газа в качестве источника нагрева для сырой нефти через дополнительный, например, водяной, циркуляционный контур. При этом одновременно температура газа понижается до температуры, требуемой для сдачи в центральный газопровод.
Технический результат, заключающийся в эффективности подготовки нефтяного попутного газа и увеличении надежности газопровода, достигается благодаря тому, что в центральный газопровод направляется нефтяной попутный газ, охлажденный в процессе отдачи тепла
циркуляционной воде в дополнительном циркуляционном контуре до температуры близкой к точке росы (температуры выпадения конденсата), что позволяет в системе конденсатосбора ГКС отделить из газа влагу, оказывающую высокое коррозионное воздействие на внутреннюю поверхность газопровода, и позволяет снизить скорость коррозии его внутренней поверхности, и как следствие, избежать проблем с извлечением и утилизацией выпавшей в газопроводе воды и газового конденсата.
Технический результат, заключающийся в увеличении КПД охлаждающе-нагревающего агента, которым является циркуляционная вода, достигается благодаря тому, что поток воды за один цикл выполняет функцию как охладителя для компремированного нефтяного попутного газа, гарантированно снижая его температуру до регламентной, так и функцию нагревателя для сырой нефти без дополнительного нагрева, обеспечивая круглогодичную работу РПС сырой нагретой нефти.
Предлагаемая схема теплообмена при подготовке продукции нефтяных скважин на промысле включает: систему газопроводов 1, подающих компремированный нефтяной попутный газ с ГКС, блок теплообмена «газ-вода» 2, состоящий из нескольких теплообменников, систему трубопроводов 3 для отвода охлажденного нефтяного попутного газа из блока теплообмена 2 в центральный сборный газопровод (или при необходимости на АВГ), буферную емкость 4 с циркуляционной водой, систему трубопроводов 5 для подачи холодной циркуляционной воды в блок теплообмена «газ-вода» 2 с помощью циркуляционных насосов, систему трубопроводов 6 для подачи нагретой циркуляционной воды из блока теплообмена «газ-вода» 2 в блок теплообмена «вода-нефть» 7, состоящий из нескольких теплообменников, систему трубопроводов 8 для обратного отвода охлажденной циркуляционной воды из блока теплообмена «вода-нефть» 7 в буферную емкость 4, систему трубопроводов 9 для отвода нагретой сырой нефти от блока теплообмена «горячая вода-нефть» 7 к сырьевому КСУ и далее РПС.
Предлагаемая схема работает следующим образом. Компремированный нефтяной попутный газ, имеющий температуру 95-105 С на выкиде с ГКС, давление 4-5 атм, с целью снижения его температуры до требуемой (близкой к точке росы), направляют по трубопроводу 1 на блок теплообмена «газ-вода» 2, в котором охладителем является циркуляционная вода, подаваемая с помощью циркуляционных насосов из буферной емкости 4 по трубопроводу 5. Охлажденный до необходимой температуры (с учетом температуры окружающей среды), нефтяной попутный газ направляется по трубопроводу 3 в центральный сборочный газопровод (в летний период - на дополнительное охлаждение, например, в аппараты воздушные горизонтальные АВГ). Нагретая в блоке теплообмена 2, горячая циркуляционная вода, по трубопроводам 6 направляется в блок теплообмена «вода-нефть» 7, где с помощью теплообменников происходит передача тепла холодной сырой нефти, поступающей из нефтепровода. Нагретую до требуемой по стандарту температуры сырую нефть, без дополнительного нагрева со стороны, по трубопроводу 8 направляют в блок сырьевых КСУ и далее на РПС. Охлажденную в блоке теплообмена 7 циркуляционную воду, по трубопроводу 9 направляют обратно в буферную емкость 4.
Пример практического использования предлагаемой полезной модели:
Внедрение предлагаемой схемы теплообмена на УППН «Каменный лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» компримированного нефтяного попутного газа с параметрами Т=95-105 С, Р=4-5 атм, объемом прокачки 900-1000 тыс.куб.м/сутки позволяет охладить газ до температуры приближенной к точке росы (до 12 С), а температуру сырой нефти поднять с 5 С до 15-20 С при расходе 14 тыс.куб.м/сутки.
Внедрение предлагаемой схемы теплообмена при подготовке продукции нефтяных скважин на промысле позволяет повысить экономическую эффективность промысловой подготовки нефти и попутного
нефтяного газа, заключающуюся в экономии топлива при нагреве сырой нефти для направления ее в КСУ, гарантированно обеспечивая круглогодичный ее нагрев, а также постоянное охлаждение компремированного нефтяного попутного газа (независимо от температуры окружающей среды) без дополнительных источников нагрева и охлаждения, что создает экономию за счет снижения расходов на тепловую энергию, ремонт газопроводов и расходов, связанных с извлечением и утилизацией выпавшей в газопроводе воды и газового конденсата при транспортировке горячего компремированного попутного нефтяного газа на большие расстояния. Внедрение предлагаемой схемы теплообмена создает также возможность и соответствующие условия для сбора газового конденсата собственно на ГКС «Каменный лог».