EA017512B1 - Обработка потока сырой нефти и природного газа - Google Patents
Обработка потока сырой нефти и природного газа Download PDFInfo
- Publication number
- EA017512B1 EA017512B1 EA201000772A EA201000772A EA017512B1 EA 017512 B1 EA017512 B1 EA 017512B1 EA 201000772 A EA201000772 A EA 201000772A EA 201000772 A EA201000772 A EA 201000772A EA 017512 B1 EA017512 B1 EA 017512B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- stream
- stabilization unit
- water
- crude oil
- natural gas
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 119
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 54
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims abstract description 176
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims abstract description 176
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 153
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 51
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 30
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 30
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 30
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 68
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 39
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 25
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 9
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical class S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000010025 steaming Methods 0.000 claims description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 9
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 8
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 5
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 3
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 3
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 description 2
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241000793056 Drymodes Species 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- -1 hydrogen sulfide Chemical class 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D19/00—Degasification of liquids
- B01D19/0005—Degasification of liquids with one or more auxiliary substances
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D19/00—Degasification of liquids
- B01D19/0005—Degasification of liquids with one or more auxiliary substances
- B01D19/001—Degasification of liquids with one or more auxiliary substances by bubbling steam through the liquid
- B01D19/0015—Degasification of liquids with one or more auxiliary substances by bubbling steam through the liquid in contact columns containing plates, grids or other filling elements
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D3/00—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping
- B01D3/14—Fractional distillation or use of a fractionation or rectification column
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D3/00—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping
- B01D3/34—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping with one or more auxiliary substances
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
- C10G7/02—Stabilising gasoline by removing gases by fractioning
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
- F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1025—Natural gas
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1033—Oil well production fluids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/80—Additives
- C10G2300/805—Water
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу обработки потока сырой нефти и природного газа, который содержит, по меньшей мере, следующие стадии: (а) пропускание потока сырой нефти и природного газа (10) через входной трубопровод (12) в установку стабилизации (14), чтобы обеспечить наполнение стабилизатора (20); (b) пропускание дистиллятного газообразного потока (30), выделенного из содержимого стабилизатора (20), через первый выпускной трубопровод (16) и (с) пропускание нижнего потока (40), содержащего неочищенные жидкие углеводороды, выделенные из содержимого стабилизатора (20), и свободной воды через второй выпускной трубопровод (18).
Description
Настоящее изобретение относится к обработке потоков сырой нефти и природного газа.
В описании и формуле изобретения используемое выражение поток сырой нефти и природного газа относится к потоку, содержащему неочищенные жидкие углеводороды и природный газ. Неочищенные жидкие углеводороды включают в себя сырую нефть и сырые конденсаты, в том числе неочищенную нафту, которая обычно добывается или получается вместе с природным газом из такого источника, как скважина или устье скважины. Используемое в описании и формуле изобретения выражение обработка потока сырой нефти и природного газа относится к обработке потока с целью получения стабилизированного потока неочищенных углеводородов, такого как стабилизированная сырая нефть и газообразный поток, который можно пропускать через трубопровод или отправлять на дальнейшую переработку, как, например, на установку ожижения.
Уровень техники
Обработка потока сырой нефти и природного газа с целью получения стабилизированного потока неочищенных углеводородов и газообразного потока является хорошо известной технологией, которую обычно применяют в установке стабилизации. Эту стадию обработки также называют процессом стабилизации.
Процесс стабилизации позволяет получить неочищенные жидкие углеводороды, которые более пригодны для дальнейшей переработки или транспортирования, как, например, безопасного хранения и/или для транспорта в танкерах. Обычно процесс стабилизации представляет собой процесс дистилляции, предназначенный для удаления нежелательных соединений, таких как сероводород, легкие меркаптаны, более легкие углеводороды, и для снижения давления насыщенного пара для того, чтобы соответствовать желательным техническим условиям, таким как удельное давление насыщенного пара по Рейду (КУР).
До сих пор всегда считалась весьма важной задача удаления воды из потока сырой нефти и природного газа до установки стабилизации для обеспечения работы установки стабилизации в сухом режиме. Это обусловлено тем, что типичные температуры, используемые в верхней и нижней частях установки стабилизации, препятствуют выходу какой-либо свободной воды в виде части верхнего или нижнего потока. Таким образом, какая-либо свободная вода, накапливающаяся в установке, приводила к вспениванию и обводнению.
В документе \¥О 03/022958 А1 описан способ обработки сырой нефти, содержащей природный газ, в котором сырую нефть сначала пропускают через сепаратор высокого давления, чтобы удалить воду в виде нижнего потока, после этого через сепаратор низкого давления и затем через необязательный водный/нефтяной сепаратор с целью дополнительного удаления любой воды, до попадания в сепаратор атмосферного давления и извлечения стабилизированной нефти.
Проблемой традиционного процесса стабилизации является требование капитальных и эксплуатационных расходов для того, чтобы минимизировать поступление воды в установку стабилизации.
Целью настоящего изобретения является упрощение установки стабилизации и способа стабилизации.
В настоящем изобретении предложен способ обработки потока сырой нефти и природного газа, который включает в себя, по меньшей мере, следующие стадии:
(a) пропускание потока сырой нефти и природного газа через входной трубопровод в установку стабилизации, чтобы обеспечить наполнение стабилизатора;
(b) пропускание дистиллятного газообразного потока, выделенного из содержимого стабилизатора, через первый выпускной трубопровод;
(c) пропускание нижнего потока, содержащего неочищенные жидкие углеводороды, выделенные из содержимого стабилизатора, и свободной воды через второй выпускной трубопровод.
Кроме того, в настоящем изобретении предложен способ обработки потока сырой нефти и природного газа, который включает в себя, по меньшей мере, следующие стадии:
(a) пропускание потока сырой нефти и природного газа через входной трубопровод в установку стабилизации, чтобы обеспечить наполнение стабилизатора;
(b) пропускание дистиллятного газообразного потока, выделенного из содержимого стабилизатора, через первый выпускной трубопровод;
(c) пропускание нижнего потока, содержащего неочищенные жидкие углеводороды, выделенные из содержимого стабилизатора, через второй выпускной трубопровод;
где поток сырой нефти и природного газа содержит >0,1 об.% свободной воды. В настоящем изобретении также предложен способ обработки потока сырой нефти и природного газа, который включает в себя, по меньшей мере, следующие стадии:
(a) пропускание потока сырой нефти и природного газа через входной трубопровод в установку стабилизации, чтобы обеспечить наполнение стабилизатора;
(b) пропускание дистиллятного газообразного потока, выделенного из содержимого стабилизатора, через первый выпускной трубопровод;
- 1 017512 (с) пропускание нижнего потока, содержащего неочищенные жидкие углеводороды, выделенные из содержимого стабилизатора, через второй выпускной трубопровод;
где установка стабилизации включает воду и где температура внизу установки стабилизации ниже точки кипения воды.
Кроме того, в настоящем изобретении предложен способ обработки потока сырой нефти и природного газа, который включает в себя, по меньшей мере, следующие стадии:
(a) пропускание потока сырой нефти и природного газа через входной трубопровод в установку стабилизации, имеющую множество тарелок, в том числе нижнюю тарелку, чтобы обеспечить наполнение стабилизатора;
(b) пропускание дистиллятного газообразного потока, выделенного из содержимого стабилизатора, через первый выпускной трубопровод;
(c) пропускание нижнего потока, содержащего неочищенные жидкие углеводороды, выделенные из содержимого стабилизатора, через второй выпускной трубопровод;
где установка стабилизации содержит свободную воду под нижней тарелкой.
Кроме того, в настоящем изобретении получают нижний поток, содержащий, по меньшей мере, неочищенные жидкие углеводороды, выделенные из содержимого стабилизатора установки стабилизации, которые поступают с потоком сырой нефти и природного газа, всякий раз, когда это обеспечивается по способу изобретения.
Теперь будут описаны варианты осуществления настоящего изобретения только с помощью примеров и со ссылкой на сопровождающие, не ограничивающие чертежи, в которых:
на фиг. 1 приведена первая схема процесса обработки потока сырой нефти и природного газа согласно одному варианту настоящего изобретения;
на фиг. 2 представлен график зависимости содержания Н28 для трех нижних потоков из установки стабилизации, в расчете на различное содержание воды в исходном потоке, от температуры в отгонной части установки стабилизации;
на фиг. 3 показана нагрузка по воде в газообразном потоке и в нижнем потоке из установки стабилизации, в расчете на содержание воды в исходном потоке согласно настоящему изобретению;
на фиг. 4а и 4Ь приведено сопоставление нагрузки тарелки по жидкости и пару соответственно в зависимости от высоты установки стабилизации, при использовании традиционного сухого режима и с использованием влажного режима согласно настоящему изобретению соответственно.
В рамках настоящего описания присвоены единые номера позиций линиям, а также потокам, проходящим по этим линиям. Одинаковые номера позиций относятся к аналогичным компонентам.
В настоящем изобретении разработан способ, в котором нижний поток может содержать свободную воду. Это может быть достигнуто, допуская выход свободной воды с нижним потоком. Таким образом, можно снизить и возможно исключить традиционные технологические стадии и оборудование, которые ранее требовались до установки стабилизации для того, чтобы удалять воду из потока сырой нефти и природного газа. При этом снижаются и возможно исключаются ассоциированные капитальные и эксплуатационные расходы в установке и в процессе стабилизации.
На фиг. 1 показан способ обработки потока сырой нефти и природного газа согласно одному варианту настоящего изобретения. Этот способ предназначен для обработки потока для того, чтобы получить стабилизированные неочищенные жидкие углеводороды и дистиллятный газообразный поток. Кроме того, способ обработки потока сырой нефти и природного газа может включать другие элементы или устройства, такие как холодильники, или иметь другие поточные автоматические линии, такие как раздельные потоки, таким образом, настоящее изобретение не ограничивается конкретной схемой, показанной на фиг. 1.
На фиг. 1 показан исходный поток сырой нефти и природного газа 50, который типично содержит неочищенные жидкие углеводороды, например, в виде нефти, газа и воды. Общая природа и соотношения нефти, газа и воды в потоках сырой нефти известны из уровня техники или они могут быть корректно оценены с использованием знания существующих источников сырой нефти.
Типично исходный поток 50 проходит через первоначальный фазовый сепаратор, чтобы обеспечить грубое разделение по меньшей мере части воды и фракций одной или нескольких твердых фаз и/или одного или нескольких газов из первоначального потока 50 способом, известным из уровня техники. Например, фазовый сепаратор 52, показанный на фиг. 1, обеспечивает выделение одного или нескольких газов, таких как метан, через линию газа 54, а также воды и твердой фазы, такой как увлеченный песок, по линии воды и твердой фазы 56. Из фазового сепаратора 52 обеспечивается поток 10 сырой нефти и природного газа в виде исходного потока для следующего ниже процесса стабилизации.
До сих пор исходный поток обычно пропускали в установку стабилизации через один или несколько водных сепараторов и/или сушильных аппаратов, таких как коагулятор, с целью возможно большего снижения содержания воды и/или пара в сырьевом потоке до входа в установку стабилизации.
Установки стабилизации хорошо известны из уровня техники. Одной из задач установки стабилизации является удаление нежелательных соединений из потока сырой нефти и природного газа. Например, обычно желательно удалять (например, с использованием процесса отпаривания) сероводород и
- 2 017512 легкие меркаптаны из сырой нефти с целью очистки от серы сырой нефти с получением малосернистой сырой нефти из высокосернистой сырой нефти. Обычно установки предназначены для снижения содержания Н28 в малосернистой сырой нефти до менее чем 100 част./млн или ниже. Максимальное содержание может изменяться, поскольку некоторые потребители малосернистой сырой нефти принимают или допускают различное содержание Н28.
Другой задачей установки стабилизации является снижение давления пара для того, чтобы неочищенные жидкие углеводороды из установки стабилизации соответствовали желательным техническим условиям. Одной из характеристик технических условий на сырую нефть может быть удельное давление паров нефти по Рейду (КУР), которая обычно используется с целью получения гарантии того, что сырая нефть из установки стабилизации пригодна для хранения и/или транспортирования с использованием судна неограниченного морского плавания, такого как нефтеналивное судно.
Стабилизация представляет собой вид дистилляции, причем общая технология, типичные условия и параметры эксплуатации и аппаратура процесса, - все это хорошо известно из уровня техники. Обычно такие соединения, как Н28 и легкие углеводороды, отпариваются из содержимого установки стабилизации, проходят наверх установки, обеспечивая дистиллятный поток, в то время как более тяжелые неочищенные жидкие углеводороды с возрастающим содержанием серы проходят вниз в отгонную зону установки стабилизации.
Обычно желательно снизить до минимума содержание воды в сырьевом потоке по меньшей мере по двум причинам. Во-первых, процесс стабилизации обычно проводят при значении температуры вверху установки стабилизации меньше, чем точка кипения воды, при этом температура в отгонной зоне установки стабилизации выше, чем точка кипения воды.
Известно, что температура кипения воды изменяется с давлением; причем с повышением давления возрастает температура кипения воды. Следовательно, ссылки в описании на температуру кипения (свободной) воды в установке стабилизации относятся к преобладающему давлению в установке стабилизации. Кроме того, ссылки в описании на температуру кипения (свободной) воды в установке стабилизации относятся к температуре кипения воды, имеющей состав свободной воды в установке стабилизации. Как известно, соли, растворенные в воде, повышают точку кипения.
Согласно предпочтительному варианту осуществления температура внизу установки стабилизации ниже, чем температура кипения чистой воды при преобладающем давлении в установке стабилизации.
Также отмечается, что газ и нефть могут содержать растворенную воду или иначе связанную воду, и обычно в уровне техники такую воду называют растворенная вода.
Таким образом, в настоящем изобретении вода, которая включена или входит в состав одного или нескольких потоков, линий или устройств и которая не является растворенной водой, называется здесь свободной водой.
Максимальное содержание растворенной воды (или водонесущая способность) типичного газообразного углеводородного потока составляет от 0,2 до 3 об.% для стабилизации потока на основе сырой нефти в зависимости от температуры верха и давления. Поскольку обычно значения температуры вверху и внизу установки стабилизации соответственно находятся ниже и выше температуры кипения воды, любое повышенное количество воды в установке стабилизации, введенное в установку стабилизации с сырьевым потоком, улавливается в установке в связи с невозможностью попадания свободной воды наверх установки стабилизации с дистиллятным газообразным потоком и невозможностью ее выхода внизу установки стабилизации в виде части жидкого потока. С увеличением содержания воды в установке стабилизации происходит увеличение вспенивания и обводнения в установке стабилизации.
Вспенивание обусловлено водой, которая изменяет поверхностное натяжение текучей среды. Это приводит к снижению эффективности сепарации и отклонениям от технических требований или к некондиционным потокам продуктов. Обводнению способствует увеличение скорости потока жидкости и паров в установке стабилизации. С увеличением скорости потока паров все более предотвращается течение жидкости вниз установки.
Вторая проблема увеличения содержания воды в установке стабилизации связана с содержанием любой соли в воде. Благодаря традиционно повышенной температуре в установке стабилизации, такие соли обычно осаждаются внутри установки стабилизации, в любой системе орошения или рециркуляции, такой как кипятильник, на дне или вблизи отгонной зоны установки стабилизации. С повышением содержания воды осаждение соли увеличивается.
Поэтому до сих пор стремились, по возможности, минимизировать содержание воды в сырьевом потоке в традиционную установку стабилизации, и обычно для этого используют одну или несколько специализированных стадий осушки после первоначальной грубой сепарации фаз.
Кроме того, традиционно используется дополнительный водный сепаратор, такой как отводная тарелка, в установке стабилизации с конкретной целью обеспечения дренажа потока воды сбоку установки стабилизации. Часто отводная тарелка расположена в средней точке (или вблизи нее) установки стабилизации (т.е. между верхней частью установки стабилизации, находящейся при температуре конденсации присутствующей воды, и дном установки стабилизации, где поддерживается температура испарения присутствующей воды). Таким образом, любая вода, оставшаяся в неочищенных жидких углеводородах
- 3 017512 после водных сепараторов и/или средств осушки, сливается сбоку установки стабилизации с целью поддержания минимального содержания воды в установке стабилизации, сохранения сухого режима процесса стабилизации.
В настоящем изобретении разработан способ, в котором отсутствует операция уменьшения содержания активной воды в потоке 10 сырой нефти и природного газа до установки стабилизации 14 и в котором нижний поток 40, содержащий неочищенные жидкие углеводороды, выделенные из содержимого стабилизатора 20, и содержащий свободную воду, через второй выпускной трубопровод 18 выходит из установки стабилизации 14.
Настоящее изобретение было выполнено в результате установления того неочевидного факта, что еще возможно выполнение желательных технических условий для нижнего потока установки стабилизации 14, в том числе желательных технических условий на малосернистую сырую нефть, при наличии свободной воды.
Таким образом, в настоящем изобретении поток сырой нефти и природного газа 10 проходит прямо в установку стабилизации 14, такую как колонна, через входной трубопровод 12, чтобы обеспечить наполнение стабилизатора 20, или является по меньшей мере одним сырьем для наполнения стабилизатора 20, без дальнейшей переработки, особенно без какого-либо удаления или уменьшения содержания воды, что упрощает общую схему переработки и процесс стабилизации неочищенных жидких углеводородов.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения поток сырой нефти и природного газа 10 включает свободную воду. Предпочтительно свободная вода в потоке 10 сырой нефти и природного газа составляет >0,1 об.% от потока сырой нефти и природного газа. Объемный процент свободной воды в потоке 10 сырой нефти и природного газа может иметь любое более высокое значение в диапазоне, таком как 0,1-0,5 об.%, 0,2-0,5 об.%, >0,2 об.%, >0,3 об.%, >0,4 об.%, >0,5 об.%, от 0,1 до 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10 об.%, от 0,2 до 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10 об.%.
В установке стабилизации 14 содержимое стабилизатора 20 включает в себя смесь пара/жидкости на основе потока 10 сырой нефти и природного газа и одного или нескольких потоков орошения или рециркуляции, которые рассмотрены ниже. Как описано выше, результатом работы установки стабилизации 14 является выделение дистиллятного газообразного потока 30 из содержимого стабилизатора 20, который проходит через первый выпускной трубопровод 16 установки стабилизации 14. Обычно дистиллятный газообразный поток 30 содержит по меньшей мере большую часть Н2§ и легкие углеводороды из потока 10 сырой нефти и природного газа, такие как метан.
В другом варианте настоящего изобретения температура внизу установки стабилизации 14 меньше, чем температура кипения свободной воды в установке стабилизации 14. Температура внизу может быть измерена на дне или вблизи физического дна установки стабилизации 14, во втором выпускном трубопроводе 18 (или вблизи него), или как температура любого потока 66 кипятильника у основания установки (рассматривается в последующем). Температура внизу установки стабилизации является термином, понятным из уровня техники. Предпочтительно температура внизу установки стабилизации определяется как температура любого потока 66 кипятильника у основания установки.
Задача поддержания температуры внизу установки стабилизации 14 меньше, чем температура кипения свободной воды в установке стабилизации 14, заключается в том, что нижний поток 40, выходящий из установки стабилизации 14, может содержать не только неочищенные жидкие углеводороды, выделенные из содержимого стабилизатора 20, но также и свободную воду в установке стабилизации 14, более конкретно, свободную воду, собранную на дне установки стабилизации 14 или вблизи дна. Следовательно, такая свободная вода может составлять часть нижнего потока 40, например 0,01 об.% от нижнего потока 40, или >0,5 об.%, или >1 об.% или выше, в том числе >2 об.%. Возможно, что свободная вода присутствует даже в количестве до 10 об.% или больше.
Объем свободной воды в нижнем потоке 40 обычно связан с объемом воды в потоке сырой нефти и природного газа 10, что дополнительно обсуждается в последующем в связи с фиг. 4. Это может относиться к любому боковому потоку воды из установки стабилизации 14, что также дополнительно обсуждается в последующем.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения объем свободной воды в нижнем потоке 40, в расчете на объем воды в потоке 10 сырой нефти и природного газа, меньше, чем содержание растворенной воды в дистиллятном газообразном потоке 30.
Преимуществом настоящего изобретения является признание того, что нижний поток 40 из установки стабилизации 14 может иметь более высокое содержание воды, чем предполагалось ранее, хотя еще возможно удовлетворение желательных технических условий, таких как желательная КУР, и более конкретно, максимальное содержание Н2§ (например, 20 част./млн).
Дополнительное преимущество настоящего изобретения обеспечивается признанием того, что свободная вода в установке стабилизации может облегчать отпаривание содержимого стабилизатора 20, чтобы получить желательный дистиллятный газообразный поток 30 и нижний поток 40, в частности отпаривание Н2§, более легких меркаптанов и легких углеводородов из сырой нефти, и удалять их в виде части дистиллятного газообразного потока 30. В частности, свободная вода способствует дополнитель
- 4 017512 ному транспорту паров внутри или вверх установки стабилизации 14.
За счет поддержания температуры внизу установки стабилизации 14 ниже, чем температура кипения свободной воды в установке 14, обеспечивается контроль движения свободной воды вверх и вниз установки стабилизации 14, таким образом, достигается желательный эффект отпаривания водяным паром.
Таким образом, другим преимуществом настоящего изобретения является снижение температуры на дне установки стабилизации 14 по сравнению с традиционной температурой выше точки кипения воды, в результате снижается подвод тепла и потребление энергии, которые необходимы для установки стабилизации, например, с использованием кипятильника, который обсуждается в последующем.
На фиг. 1 показан кипятильник 62, известный из уровня техники, в который поступает по меньшей мере часть (обычно все) нижнего содержимого установки стабилизации 14 через рециркуляционный трубопровод 64 на дне (или вблизи дна) установки стабилизации 14 для нагревания и возвращения в виде потока 66 кипятильника в установку стабилизации по способу, известному из уровня техники. Нагретый поток 66 кипятильника обеспечивает получение температурного градиента снизу (от дна) наверх установки стабилизации 14 по способу, известному из уровня техники.
Установка стабилизации 14, приведенная на фиг. 1, содержит множество тарелок 21, имеющих конфигурацию, компоновку, размещение или систему по способу, известному из уровня техники, в том числе самую нижнюю или последнюю тарелку 22.
В другом варианте настоящего изобретения установка стабилизации 14 включает свободную воду ниже последней тарелки 22.
Установка стабилизации 14 еще может включать отводную тарелку (не показана) (приспособленную для обеспечения бокового потока воды из установки стабилизации 14) для поддержания количества воды в установке стабилизации 14 на подходящем или желательном уровне.
Нижний поток 40, содержащий неочищенные жидкие углеводороды, выделенные из содержимого стабилизатора 20, и свободную воду, проходит через насос 82, холодильник 84 и поступает в емкостьхранилище 86, из которой поток 88 малосернистых неочищенных жидких углеводородов может подаваться по способу, известному из уровня техники. Емкость-хранилище 86 также имеет линию 90 для удаления воды, как известно из уровня техники.
Из уровня техники также известно, что установка стабилизации 14 может эксплуатироваться в диапазоне давлений. Предпочтительно давление в установке стабилизации 14 превышает 0,1 МПа, более предпочтительно находится в диапазоне 0,2-2 МПа, типично в диапазоне 0,6-1,5 МПа.
С изменением давления температура кипения воды также изменяется. Таким образом, чем больше давление в установке стабилизации 14, тем выше температура, которая может быть использована вверху и внизу установки стабилизации. Тем не менее, цель настоящего изобретения заключается в том, что температура внизу установки стабилизации ниже, чем температура кипения свободной воды, предпочтительно более чем на 5°С ниже точки кипения свободной воды, при преобладающем давлении в установке стабилизации 14. Типично температура внизу установки стабилизации не более чем на 30°С ниже температуры кипения свободной воды, при преобладающем давлении в установке стабилизации 14. Специалист в этой области техники сможет выбрать предпочтительную температуру внизу установки с учетом желательного показателя КУР сырой нефти в нижнем потоке (40).
В качестве примера в традиционной установке стабилизации нефти с целью получения стабилизированной сырой нефти может быть использована температура внизу установки, равная 133,4°С при давлении 0,28 МПа, для обеспечения сухого (т.е. с минимальным содержанием свободной воды или без воды) режима работы установки стабилизации. Настоящее изобретение обеспечивает снижение температуры внизу установки, например, до 104,4°С при таком же давлении. Аналогично температура внизу установки стабилизации конденсата, равная 151,4°С при рабочем давлении 0,7 МПа, может быть снижена в настоящем изобретении до 126,4°С при таком же давлении.
Другое преимущество настоящего изобретения заключается в том, что при снижении температуры внизу установки стабилизации также уменьшается термическое разложение компонентов содержимого стабилизатора 20, в том числе любых загрязнений и нежелательных соединений, и таким образом, ослабляются проблемы, ассоциированные с разложением.
В другом варианте осуществления настоящее изобретение также или в качестве альтернативы обеспечивает то, что давление в установке стабилизации 14 будет повышаться скорее, чем температура внизу установки будет снижаться. За счет повышения давления в установке стабилизации 14 температура кипения воды будет увеличиваться, таким образом, температура внизу установки может (без изменения как таковой) стать ниже, чем температура кипения воды при повышенном давлении в установке стабилизации. Повышение давления в установке стабилизации 14 может способствовать любому процессу сжатия, который используется для дистиллятного газообразного потока 30 до его последующего применения или перемещения, как, например, в трубопровод для транспортирования на расстояние.
- 5 017512
Свободная вода может находиться в установке стабилизации 14, поскольку она присутствует в потоке 10 сырой нефти и природного газа. Дополнительно и/или альтернативно, свободную воду можно добавлять непосредственно в установку стабилизации 14 (не показано) и/или вода может быть добавлена в поток 10 сырой нефти и природного газа 10 в подходящей точке, соединении или позиции. Например, вода может быть введена по линии 26 подачи воды, как показано на фиг. 1.
Фиг. 2 представляет собой зависимость содержания Н2§ для трех нижних потоков из установки стабилизации, имеющих различное содержание воды в сырьевых потоках, от температуры внизу установки стабилизации.
На линии А показана зависимость количества (в част./млн) Н2§ в первом нижнем потоке из установки стабилизации, работающей при стандартном давлении, от повышенной температуры внизу установки стабилизации. Для линии А стабилизацию проводят сухим способом, т. е. при отсутствии свободной воды в сырьевом потоке и в установке стабилизации. Выбирая предположительно желательное максимальное содержание Н2§ в нижнем потоке (отмечено как Мах), можно увидеть, что температура внизу установки Т1 требуется до того, как она может быть достигнута в сухом режиме процесса стабилизации.
На линии В показаны те же эксплуатационные параметры стабилизации, которые используются на линии А, за исключением добавки 0,15 об.% воды в сырьевой поток, которая, как было показано выше, может выходить из установки стабилизации в виде растворенной воды с дистиллятным газообразным потоком. Можно увидеть, что наличие некоторого количества воды в установке стабилизации 14 для линии В позволяет использовать пониженную, по сравнении с линией А, температуру внизу установки Т2 для достижения такого же желательного максимального содержания Н2§, однако значение Т2 все же выше температуры кипения воды (ТН2о) при преобладающем давлении в установке стабилизации.
Линия С характеризует эксплуатацию такой же установки стабилизации с содержанием свободной воды 0,2 об.% в сырьевом потоке. Как видно, для достижения такого же максимального количества Н2§ в нижнем потоке можно использовать такую температуру Т3, которая существенно ниже ТН20 и даже значительно ниже Т2 и Т1.
Данные на фиг. 2 подтверждают, что мокрая эксплуатация установки стабилизации согласно варианту осуществления настояищего изобретения обеспечивает существенное снижение используемой температуры внизу установки, в то же время достигается такое же содержание Н2§ в нижнем потоке.
На фиг. 3 показано содержание воды в газообразном потоке (линия Ό) и в нижнем потоке (линия Е) из установки стабилизации, в зависимости от увеличения содержания воды (об.%) в сырьевом потоке в установке стабилизации согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На линии Ό видно, что, когда содержание воды в сырьевом потоке больше чем приблизительно 0,15 об.%, достигается максимальная несущая способность газообразного потока (растворенной воды в газе или газах, как указано выше). За пределами этого количества газообразный поток не может переносить больше воды, независимо от количества воды в установке стабилизации.
Линия Е показывает, что на основе настоящего изобретения может быть осуществлено увеличение количества воды в установке стабилизации, в виде части нижнего потока, с использованием увеличения содержания воды в сырьевом потоке установки и в линейной корреляции с этим количеством. В случае отсутствия другого выпускного трубопровода воды из установки стабилизации количество воды в нижнем потоке считается равным количеству воды в сырьевом потоке, уменьшенное на 0,15 об.% растворенной воды в газообразном потоке.
Наличие свободной воды в установке стабилизации 14 может быть описано как осуществление мокрого режима или эксплуатации. Это значительно отличается от сухого режима или эксплуатации, который рассмотрен выше.
На фиг. 4а и 4Ь проведено сопоставление нагрузки в мокром и сухом режимах по жидкости и парам соответственно в зависимости от высоты тарелок по длине (вниз) установки стабилизации. На фиг. 4а для сухого режима показана нагрузка на каждой тарелке, начиная сверху установки стабилизации до дна без свободной воды в установке стабилизации 14. Кроме того, на фиг. 4а показано сопоставление с мокрым режимом на основе варианта осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 4а показана сильная статистическая корреляция нагрузки по жидкости на тарелках в установке стабилизации. Сопоставление мокрого и сухого режимов выполнено на тех же тарелках в аналогичной установке стабилизации, при таких же условиях переработки. Для установки стабилизации нефти в сухом режиме работы требуется кипятильник мощностью 16,9 МВт для того, чтобы получить температуру внизу установки, равную 133,4°С при давлении 0,28 МПа. Для сравнения, в мокром режиме эксплуатации мощность кипятильника составляет 10,7 МВт, что на 37% меньше, чем 16,9 МВт, поскольку температура внизу установки может быть снижена до 104,4°С при том же самом рабочем давлении. Таким образом, отмечена существенная экономия энергии по мощности кипятильника в мокром режиме работы согласно варианту настоящего изобретения.
- 6 017512
Используя аналогичное сопоставление для установки стабилизации конденсата, найдено, что в сухом режиме работы требуется кипятильник мощностью 11,9 МВт для того, чтобы получить температуру внизу установки, равную 151,4°С при давлении 0,7 МПа. Для сравнения, в мокром режиме эксплуатации мощность кипятильника составляет 9,12 МВт, что на 23% меньше, чем 11,9 МВт, поскольку температура внизу установки может быть снижена до 126,4°С при таком же рабочем давлении. Таким образом, отмечена существенная экономия энергии по мощности кипятильника в мокром режиме работы согласно варианту настоящего изобретения.
Аналогично, на фиг. 4Ь показана паровая нагрузка на тарелках, по длине установки стабилизации, начиная с верхней тарелки до нижней тарелки. И в этом случае существует очень хорошая корреляция между паровой нагрузкой для сухого режима, в расчете на традиционную эксплуатацию установки стабилизации с минимальным содержанием свободной воды или без воды, и мокрым режимом работы согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения. Таким образом, вновь данные фиг. 4Ь подтверждают, что эксплуатация с нагрузкой внутри установки стабилизации является практически такой же в мокром режиме, как в сухом режиме, в то время как мощность кипятильника существенно снижается, как указано выше.
Данные на фиг. 4а и 4Ь подтверждают, что настоящее изобретение может быть внедрено в существующую установку стабилизации, колонну или сепаратор, без потребности в новом оборудовании или технологических приёмах для осуществления настоящего изобретения.
Дополнительное преимущество настоящего изобретения заключается в том, что одна или несколько солей, содержащихся в потоке 10 сырой нефти и природного газа, любая свободная вода с потоком 10 сырой нефти и природного газа также может проходить через второй выпускной трубопровод 18 с нижним потоком 40, и, таким образом, снижается или исключается возможность их осаждения в установке стабилизации 14 или любом потоке кипятильника, рециркуляции и т.п. Это обусловлено тем, что одна или несколько таких солей может быть частью потока свободной воды в установке стабилизации 14, и оставаться в растворенном состоянии в такой свободной воде, и, таким образом, выходит вместе со свободной водой, которая содержится в нижнем потоке 40. В традиционном сухом режиме работы стабилизации, где свободная вода испаряется внизу установки стабилизации, любые такие растворенные вещества, такие как одна или несколько солей в колонне, или в ассоциированной установке, или в другом оборудовании, могут загрязнять поверхности или образовать пробку.
Другое преимущество настоящего изобретения заключается в том, что любые термически чувствительные элементы или компоненты в установке или потоке, такие как содержимое стабилизатора 20, будут разлагаться в меньшей степени за счет использования пониженной температуры внизу установки, по сравнению с традиционным сухим процессом или режимом работы; в связи с более высокой температурой внизу традиционной установки может произойти потеря ценных компонентов или образование нежелательных продуктов разложения в установке стабилизации.
В настоящем изобретении возможно снижение капитальных и эксплуатационных расходов за счет исключения или минимального использования сепараторов предварительной стабилизации, коагуляторов и др., которые традиционно применяются для снижения содержания воды в сырьевом потоке сырой нефти и природного газа, в то же время также снижается потребление энергии для обеспечения градиента температур по всей установке стабилизации, обычно с использованием кипятильника, предоставляющего нагретый поток. Данные на фиг. 4а и 4Ь подтверждают, что мокрый режим работы установки стабилизации согласно вариантам осуществления настоящего изобретения обеспечивает такую же или близкую нагрузку по жидкости и пару или по тарелкам в установке стабилизации с использованием тарелок.
Пример 1.
На основе технологических условий для сухого режима стабилизации, использованных для данных на линии А фиг. 2 и 4а и 4Ь, получены следующие сравнительные данные, относящиеся к объемным долям воды в потоке сырой нефти и природного газа, и в конечных верхнем и нижнем потоках, полученных на установке стабилизации нефти, имеющей температуру внизу установки 133,3°С (в сухом режиме), температуру внизу установки 104,4°С (в мокром режиме) и работающей под давлением 0,28 МПа. Установка стабилизации нефти
| Сырьевой поток | Верхний поток | Нижний поток | |
| Сухой режим (1ЬО об.%) | 0,0938 | 1,39 | <0,0000005 |
| Мокрый режим (Н,0 об.%) | 0,59 | 1,78 | 0,502 |
Из приведенных выше данных можно увидеть, что имеется более чем 5-кратное увеличение содержания воды в сырьевом потоке в мокром режиме эксплуатации настоящего изобретения и значительная объемная доля свободной воды в нижнем потоке из установки стабилизации, что достигается при пониженной температуре внизу установки.
Фактически содержание воды в нижнем потоке в сухом режиме можно принять за 0,0 об.%.
- 7 017512
Пример 2.
Следующие сравнительные данные дают пример объемных долей воды в потоке сырого конденсата и природного газа и в конечных верхнем и нижнем потоках, полученных на установке стабилизации конденсата, имеющей температуру внизу установки 151,4°С (в сухом режиме), температуру внизу установки 126,4°С (в мокром режиме) и работающей под давлением 0,7 МПа.
Установка стабилизации конденсата
| Сырьевой поток | Верхний поток | Нижний поток | |
| Сухой режим (Н2О об.%) | 0,0985 | 0,0792 | <0,000003 |
| Мокрый режим (Н2О об.%) | 0,513 | 0,366 | 0,543 |
Из приведенных выше данных можно увидеть, что и в этом случае имеется более чем 5-кратное увеличение содержания воды в сырьевом потоке в мокром режиме эксплуатации настоящего изобретения и значительная объемная доля свободной воды в нижнем потоке из установки стабилизации конденсата, что достигается при пониженной температуре внизу установки.
Фактически, содержание воды в нижнем потоке в сухом режиме снова можно принять за 0,0 об.%. Специалист в этой области техники легко поймет, что настоящее изобретение может быть модифицировано различными путями, без отклонения от объема прилагаемой формулы изобретения.
Claims (15)
1. Способ обработки потока сырой нефти и природного газа, содержащий, по меньшей мере, следующие стадии, в которых:
(a) пропускают поток сырой нефти и природного газа (10) через входной трубопровод (12) в установку стабилизации (14) для наполнения стабилизатора (20), при этом в указанной установке имеется множество тарелок (21), включая тарелку (22) в ее нижней части, ниже которой содержится свободная вода;
(b) пропускают дистиллятный газообразный поток (30), выделенный из содержимого стабилизатора (20), через первый выпускной трубопровод (16);
(c) пропускают нижний поток (40), содержащий неочищенные жидкие углеводороды, выделенные из содержимого стабилизатора (20), через второй выпускной трубопровод (18);
при этом поддерживают температуру внизу установки стабилизации (14) ниже, чем температура кипения чистой воды при преобладающем давлении в установке стабилизации (14).
2. Способ по п.1, в котором нижний поток (40) включает свободную воду.
3. Способ по п.2, в котором свободная вода в нижнем потоке (40) составляет более 0,01 об.% от нижнего потока (40).
4. Способ по одному из пп.1-3, в котором поток сырой нефти и природного газа (10) содержит свободную воду предпочтительно >0,1 об.% от потока сырой нефти и природного газа (10).
5. Способ по п.4, в котором свободная вода в потоке сырой нефти и природного газа (10) составляет от 0,1 до 10 об.% от потока (10) сырой нефти и природного газа.
6. Способ по одному из пп.1-5, в котором температуру внизу установки стабилизации (14) поддерживают более чем на 5°С ниже точки кипения свободной воды в установке стабилизации (14).
7. Способ по одному из пп.1-6, в котором температуру внизу установки стабилизации (14) поддерживают не более чем на 30°С ниже температуры кипения свободной воды при преобладающем давлении в установке стабилизации (14).
8. Способ по одному из пп.1-7, в котором давление в установке стабилизации (14) поддерживают выше 0,1 МПа.
9. Способ по одному из пп.1-8, в котором добавляют воду в поток сырой нефти и природного газа (10) или в установку стабилизации (14) для обеспечения свободной воды.
10. Способ по одному из пп.1-9, в котором поток сырой нефти и природного газа (10) содержит одну или несколько солей, причем по меньшей мере одна из солей проходит через второй выпускной трубопровод (18) с нижним потоком (40).
11. Способ по одному из пп.1-10, в котором воду в установке стабилизации (14) испаряют для процесса отпаривания содержимого стабилизатора (20).
12. Способ по одному из пп.1-11, в котором неочищенные жидкие углеводороды представляют собой сырую нефть.
13. Способ по одному из пп.1-11, в котором дистиллятный газообразный поток (30) содержит по меньшей мере большую часть Н2§ и легкие углеводороды из потока (10) сырой нефти и природного газа.
14. Способ по п.13, в котором легкие углеводороды представляют собой метан.
15. Способ по одному из пп.13 или 14, в котором дистиллятный газообразный поток (30) дополнительно содержит легкие меркаптаны из сырой нефти.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/EP2007/062096 WO2009059641A1 (en) | 2007-11-08 | 2007-11-08 | Treating a crude and natural gas stream |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201000772A1 EA201000772A1 (ru) | 2010-10-29 |
| EA017512B1 true EA017512B1 (ru) | 2013-01-30 |
Family
ID=39575942
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201000772A EA017512B1 (ru) | 2007-11-08 | 2007-11-08 | Обработка потока сырой нефти и природного газа |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9109166B2 (ru) |
| AU (1) | AU2007361218B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0722197B1 (ru) |
| EA (1) | EA017512B1 (ru) |
| GB (1) | GB2465945B (ru) |
| NO (1) | NO20100818L (ru) |
| WO (1) | WO2009059641A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU182750U1 (ru) * | 2018-06-20 | 2018-08-30 | Закрытое акционерное общество "Приз" | Устройство для обессеривания сырой нефти в потоке |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9752826B2 (en) | 2007-05-18 | 2017-09-05 | Pilot Energy Solutions, Llc | NGL recovery from a recycle stream having natural gas |
| BRPI0722197B1 (pt) | 2007-11-08 | 2017-05-09 | Shell Int Research | processo para tratar uma corrente de gás bruto e natural, e, corrente de fundo |
| US20140001097A1 (en) * | 2011-03-18 | 2014-01-02 | Ngltech Sdn. Bhd. | Process for the recovery of crude |
| US9181501B2 (en) * | 2012-08-17 | 2015-11-10 | Uop Llc | Method and apparatus for removing H2S and moisture from fractionator overhead naphtha |
| US10287509B2 (en) | 2016-07-07 | 2019-05-14 | Hellervik Oilfield Technologies LLC | Oil conditioning unit and process |
| US11078428B2 (en) * | 2017-08-07 | 2021-08-03 | Saudi Arabian Oil Company | Generating a soft sensor for crude stabilization in the petroleum industry |
| US11725152B2 (en) | 2021-06-02 | 2023-08-15 | Maze Environmental Llc | System and method of reducing emissions and increasing swell in an oil conditioning process |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2002066137A1 (en) * | 2001-02-23 | 2002-08-29 | Statoil Asa | Process for separation of oil, water and gas in a separator by breaking of water-in-oil emulsions |
| WO2003022958A1 (en) * | 2001-09-13 | 2003-03-20 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Treating of a crude containing natural gas |
| US20060272503A1 (en) * | 2005-06-06 | 2006-12-07 | Adam Darcee C | Micro processing system for multi-phase flow |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3754376A (en) * | 1972-02-01 | 1973-08-28 | Texaco Inc | Inert gas stripping of contaminated water |
| US3859414A (en) * | 1973-01-15 | 1975-01-07 | Universal Oil Prod Co | Removal of h' 2's from gas stream containing h' 2's and co' 2 |
| US3923606A (en) * | 1973-02-26 | 1975-12-02 | Universal Oil Prod Co | Prevention of corrosion |
| AR206439A1 (es) * | 1974-10-07 | 1976-07-23 | Celanese Corp | Un metodo para la recuperacion de un acido acrilico crudo |
| US4186061A (en) * | 1977-06-24 | 1980-01-29 | Phillips Petroleum Company | Fractionation of methyl-mercaptan reactor effluent |
| US4205962A (en) * | 1978-04-28 | 1980-06-03 | Texaco Inc. | Process for gas cleaning with reclaimed water |
| US4257852A (en) * | 1979-01-15 | 1981-03-24 | Atlantic Richfield Company | Distillation of aqueous tertiary butyl hydroperoxide |
| US4347385A (en) * | 1981-04-14 | 1982-08-31 | Phillips Petroleum Company | Process for the separation of sulfur compounds from water |
| DE3419171A1 (de) * | 1984-05-23 | 1985-11-28 | Fried. Krupp Gmbh, 4300 Essen | Verfahren zur kontinuierlichen erzeugung von kesselspeisewasser |
| US4563202A (en) * | 1984-08-23 | 1986-01-07 | Dm International Inc. | Method and apparatus for purification of high CO2 content gas |
| US4826662A (en) * | 1984-12-19 | 1989-05-02 | Mobil Oil Corporation | Apparatus for feeding an MTG conversion reactor |
| US4717408A (en) * | 1986-08-01 | 1988-01-05 | Koch Process Systems, Inc. | Process for prevention of water build-up in cryogenic distillation column |
| US4968332A (en) * | 1989-05-08 | 1990-11-06 | Maher Thomas P | Separator unit |
| US5766313A (en) * | 1994-12-13 | 1998-06-16 | Heath; Rodney T. | Hydrocarbon recovery system |
| DE19501108A1 (de) * | 1995-01-16 | 1996-07-18 | Krupp Koppers Gmbh | Verfahren zur Behandlung von Brüden, die Ammoniak und Schwefelwasserstoff enthalten |
| NO311081B1 (no) * | 1999-12-09 | 2001-10-08 | Norske Stats Oljeselskap | Optimalisert FT-syntese ved reformering og resirkulering av tail-gass fra FT-syntesen |
| BRPI0722197B1 (pt) | 2007-11-08 | 2017-05-09 | Shell Int Research | processo para tratar uma corrente de gás bruto e natural, e, corrente de fundo |
-
2007
- 2007-11-08 BR BRPI0722197A patent/BRPI0722197B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2007-11-08 WO PCT/EP2007/062096 patent/WO2009059641A1/en active Application Filing
- 2007-11-08 GB GB1006016.8A patent/GB2465945B/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-11-08 US US12/741,408 patent/US9109166B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-11-08 EA EA201000772A patent/EA017512B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-11-08 AU AU2007361218A patent/AU2007361218B2/en not_active Ceased
-
2010
- 2010-06-07 NO NO20100818A patent/NO20100818L/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2002066137A1 (en) * | 2001-02-23 | 2002-08-29 | Statoil Asa | Process for separation of oil, water and gas in a separator by breaking of water-in-oil emulsions |
| WO2003022958A1 (en) * | 2001-09-13 | 2003-03-20 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Treating of a crude containing natural gas |
| US20060272503A1 (en) * | 2005-06-06 | 2006-12-07 | Adam Darcee C | Micro processing system for multi-phase flow |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU182750U1 (ru) * | 2018-06-20 | 2018-08-30 | Закрытое акционерное общество "Приз" | Устройство для обессеривания сырой нефти в потоке |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2465945A (en) | 2010-06-09 |
| AU2007361218A1 (en) | 2009-05-14 |
| EA201000772A1 (ru) | 2010-10-29 |
| BRPI0722197A2 (pt) | 2014-05-06 |
| GB201006016D0 (en) | 2010-05-26 |
| AU2007361218B2 (en) | 2011-09-08 |
| GB2465945B (en) | 2012-06-20 |
| BRPI0722197B1 (pt) | 2017-05-09 |
| NO20100818L (no) | 2010-06-07 |
| WO2009059641A1 (en) | 2009-05-14 |
| US20100242362A1 (en) | 2010-09-30 |
| US9109166B2 (en) | 2015-08-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11193071B2 (en) | Simultaneous crude oil dehydration, desalting, sweetening, and stabilization | |
| US11168262B2 (en) | Integrated gas oil separation plant for crude oil and natural gas processing | |
| EA017512B1 (ru) | Обработка потока сырой нефти и природного газа | |
| US20170152445A1 (en) | Process for Treating High Paraffin Diluted Bitumen | |
| US5907924A (en) | Method and device for treating natural gas containing water and condensible hydrocarbons | |
| EA014746B1 (ru) | Установка и способ сепарации конденсата газа из углеводородных смесей высокого давления | |
| EA024440B1 (ru) | Криогенная система для удаления кислотных газов из потока газообразных углеводородов | |
| CN111097263B (zh) | 将烃基气体脱水的方法 | |
| EA016012B1 (ru) | Способ и устройство для уменьшения содержания добавок в углеводородном потоке | |
| US20230348793A1 (en) | Gas oil separation plant systems and methods with reduced heating demand | |
| WO2022051561A1 (en) | Simultaneous crude oil dehydration, desalting, sweetening, and stabilization with compression | |
| RU2409609C1 (ru) | Способ стабилизации сероводород- и меркаптансодержащей нефти | |
| NO309196B1 (no) | Fremgangsmåte for stabilisering av råoljer ved utlöpet av ekstraksjonsbrönnen, samt anordning for utförelse av fremgangsmåten | |
| RU2557002C1 (ru) | Способ подготовки нефти | |
| RU2820185C2 (ru) | Способ дегидратации углеводородного газа | |
| RU2712588C1 (ru) | Способ очистки выделенного из технологических конденсатов газообразного аммиака | |
| US2894372A (en) | Method of and means for removing condensable vapors contained in mixtures | |
| RU2514195C1 (ru) | Способ удаления вторичного сероводорода из остатка висбрекинга | |
| RU2546668C1 (ru) | Способ и установка стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью | |
| FR3058509A3 (fr) | Vaporiseur-condenseur a bain pour un procede de separation cryogenique d'un courant de gaz naturel |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ RU |