СПОСОБ ВЫДЕЛЕНИЯ ТЯЖЕЛЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА
HEAVY HYDROCARBONS RECOVERY FROM ASSOCIATED PETROLEUM GAS

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.
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).
1
4
2
4
1
2
4
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 С-C сжимают вместе с нефтью до растворения в ней фракций С-С, нерастворенный газ C (метан) направляют на генерацию высокотемпературного теплоносителя с температурой 1000-1500°C, а нефть с растворенными газами C-C 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).
Недостатком известных способов является неполное выделение тяжелых углеводородов из ПНГ.
В предложенном изобретении решается задача повышения количества выделяемых тяжелых углеводородов из ПНГ.
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.
Сущность изобретения
5+выше
Содержание в ПНГ тяжелых фракций углеводородов (C) 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.
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°.
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.
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.
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.
Пример конкретного выполнения
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.
3
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 м), 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.
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.
В результате удается полностью очистить газ от тяжелых фракций углеводородов.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения количества выделяемых тяжелых углеводородов из ПНГ.