RU2270917C2 - Method for hydrocarbon mixture separation - Google Patents
Method for hydrocarbon mixture separation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2270917C2 RU2270917C2 RU2004111277/03A RU2004111277A RU2270917C2 RU 2270917 C2 RU2270917 C2 RU 2270917C2 RU 2004111277/03 A RU2004111277/03 A RU 2004111277/03A RU 2004111277 A RU2004111277 A RU 2004111277A RU 2270917 C2 RU2270917 C2 RU 2270917C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- oil
- separation
- phase
- well
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, при сепарации углеводородной (нефтегазовой) смеси в скважине при добыче углеводородов, или после извлечения углеводородной смеси из скважины.The invention relates to the oil and gas industry and, in particular, during the separation of a hydrocarbon (oil and gas) mixture in a well during hydrocarbon production, or after extraction of a hydrocarbon mixture from a well.
Сепарацию добытой из скважины углеводородной (нефтегазовой) смеси осуществляют, как правило, из условия ее внутрипромыслового, регионального или промышленного применения и в целях подготовки к транспорту. Попутный нефтяной или низконапорный газ, получаемый, например, на первой и/или второй ступени сепарации нефти, не подвергают какой-либо дальнейшей сепарации (очистке или обработке) и выпускают через отводы сепараторов в атмосферу или, как правило, сжигают на факелах без их утилизации.The separation of a hydrocarbon (oil and gas) mixture extracted from a well is carried out, as a rule, from the conditions of its infield, regional or industrial use and in order to prepare for transport. Associated petroleum or low-pressure gas, obtained, for example, at the first and / or second stage of oil separation, is not subjected to any further separation (purification or processing) and is discharged through separator taps into the atmosphere or, as a rule, is flared without utilization .
Сепарацию углеводородной (нефтегазовой) смеси в скважине осуществляют, например, в целях, например, обеспечения стабильной работы центробежных насосов, используемых для откачки нефти или для изоляции газоотдающих интервалов.The separation of the hydrocarbon (oil and gas) mixture in the well is carried out, for example, in order, for example, to ensure the stable operation of centrifugal pumps used for pumping oil or to isolate gas extraction intervals.
Широко известны способы сепарации нефтегазовой смеси в скважине, включающие размещение сепаратора (якоря) под приемом скважинного центробежного насоса.Widely known methods of separating the oil and gas mixture in the well, including placing a separator (anchor) under the intake of a downhole centrifugal pump.
Недостатком этих способов является их низкая эффективность из-за того, что данный способ не предусматривает утилизацию выделенного из нефти газа.The disadvantage of these methods is their low efficiency due to the fact that this method does not provide for the disposal of gas extracted from oil.
Известен способ сепарации нефтегазовой смеси, добытой из скважины, включающий выделение из нефтегазовой смеси попутного и/или низконапорного газа и отвод его в узел обработки, где этот газ сжимают и накапливают для подачи потребителю (см., например, пат. РФ № 2172762, 27.08.2001).A known method of separating an oil and gas mixture produced from a well, comprising separating associated and / or low-pressure gas from the oil and gas mixture and discharging it to a processing unit, where this gas is compressed and stored for supply to the consumer (see, for example, Pat. RF No. 2172762, 27.08 .2001).
Недостатком известного способа является то, что известный способ предусматривает сложный энергоемкий парк блоков сепарации с компрессорами и емкостями высокого давления, опасных в эксплуатации, имеющих низкую рентабельность и занимающих большие площади. Кроме того, известный способ не предусматривает сепарацию и концентрацию самих углеводородных газов.The disadvantage of this method is that the known method provides a complex energy-intensive fleet of separation units with compressors and high pressure tanks, dangerous to operate, having low profitability and occupying large areas. In addition, the known method does not provide for the separation and concentration of hydrocarbon gases themselves.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности сепарации нефтегазовой смеси за счет увеличения глубины сепарации, упрощения способа, возможности утилизации продуктов сепарации и энергии, выделяемой при сепарации, и обеспечения безопасности производства.The technical result of the invention is to increase the efficiency of separation of the oil and gas mixture by increasing the depth of separation, simplifying the method, the possibility of utilizing separation products and the energy released during separation, and ensuring production safety.
Необходимый технический результат достигается тем, что способ сепарации углеводородной (нефтегазовой) смеси включает выделение газа из нефтегазовой смеси, смешивание выделенного газа с водным раствором кислоты при его показателе рН не более 4 с возможностью перехода гидратообразующего газа в гидратную фазу, при этом скорость образования гидратной фазы регулируют.The required technical result is achieved by the fact that the method for separating a hydrocarbon (oil and gas) mixture involves gas evolution from the oil and gas mixture, mixing the extracted gas with an aqueous acid solution at a pH of not more than 4 with the possibility of hydrate-forming gas entering the hydrated phase, while the rate of hydration phase formation regulate.
Кроме того,Besides,
сепарацию газа из нефтегазовой смеси осуществляют в условиях скважины, при этом газ, не образующий гидратов, дополнительно используют в качестве естественного газлифта для подъема жидкости из добывающей скважины, а гидратную фазу используют для изоляции газоотдающего интервала в добывающей скважине;gas is separated from the oil and gas mixture under well conditions, while gas that does not form hydrates is additionally used as a natural gas lift to lift liquid from a production well, and the hydrated phase is used to isolate the gas extraction interval in the production well;
сепарацию газа из нефтегазовой смеси осуществляют после добычи нефтегазовой смеси из скважины;gas separation from the oil and gas mixture is carried out after extraction of the oil and gas mixture from the well;
из нефтегазовой смеси, добытой из скважины, выделяют попутный и/или низконапорный газ на первой и/или второй ступени сепарации при низкой и/или высокой температуре и отводят выделенный газ в узел обработки для образования в нем гидратной фазы;associated and / or low-pressure gas is extracted from the oil and gas mixture extracted from the well in the first and / or second stage of separation at low and / or high temperatures and the released gas is taken to the processing unit to form a hydrated phase in it;
выделенный газ барботируют через толщу водного раствора кислоты;the released gas is bubbled through the thickness of the aqueous acid solution;
выделенный газ пропускают через пористый или волокнистый материал, смоченный водным раствором кислоты;the released gas is passed through a porous or fibrous material moistened with an aqueous acid solution;
в качестве пористого или волокнистого материала принимают силикагель, и/или активированный уголь, и/или вату, и/или ткань;silica gel and / or activated carbon and / or cotton and / or fabric are used as a porous or fibrous material;
в качестве кислоты принимают уксусную или соляную кислоту;acetic or hydrochloric acid is taken as the acid;
узел обработки выполняют в виде емкости, по меньшей мере одной, с возможностью регулирования в ней давления и температуры;the processing unit is performed in the form of a container of at least one, with the possibility of regulating the pressure and temperature in it;
узел обработки выполняют в виде емкости с отводом для жидкой фазы углеводородов;the processing unit is performed in the form of a tank with a tap for the liquid phase of hydrocarbons;
емкость выполняют расходной с возможностью оперативного освобождения от гидратной фазы;the capacity of the discharge with the possibility of rapid release from the hydrated phase;
узел обработки выполняют с возможностью отвода из него тепла;the processing unit is configured to remove heat from it;
газы, не образующие гидратов, отводят с возможностью их дросселирования;gases that do not form hydrates are diverted with the possibility of throttling;
за счет газов, не образующих гидратов, повышают лифтирующие и текучие свойства нефти;due to gases that do not form hydrates, increase the lifting and flowing properties of oil;
теплом газов, не образующих гидратов, регулируют температуру сепарации нефтегазовой смеси.the heat of gases that do not form hydrates, regulate the separation temperature of the oil and gas mixture.
Способ в соответствии с изобретением обеспечивает перевод газа, выделенного из нефтегазовой смеси и образующего гидраты, в стабильную гидратную фазу, а также утилизацию других газов, не образующих гидратов, и тепловой энергии, сопровождающей образование гидратов. При этом одну часть газа, гидратообразующего, используют в качестве средства, изолирующего в скважине, например, газоотдающий интревал. Другую часть газа, не образующего гидратов, используют в качестве средства для регулирования скорости образования гидратной фазы. В числе разных приемов регулирования скорости образования гидратной фазы используют прием отвода тепла при реакции образования гидратов. Это осуществляют за счет применения холодильных устройств или за счет газов, не образующих гидратов. Отведенное тепло утилизируют, например, в скважине, повышают за счет него лифтирующие свойства газа и текучие свойства нефти, а на земной поверхности, например, регулируют температуру сепарации нефтегазовой смеси.The method in accordance with the invention provides the transfer of gas released from the oil and gas mixture and forming hydrates into a stable hydrate phase, as well as the utilization of other gases that do not form hydrates, and thermal energy that accompanies the formation of hydrates. In this case, one part of the hydrate-forming gas is used as a means of isolating in the well, for example, a gas-releasing interval. Another part of the gas that does not form hydrates is used as a means for controlling the rate of formation of the hydrate phase. Among the various methods for controlling the rate of formation of the hydrated phase, the use of heat removal during the hydrate formation reaction is used. This is accomplished through the use of refrigeration devices or through gases that do not form hydrates. The removed heat is utilized, for example, in a well, due to it, the lifting properties of gas and fluid properties of oil are increased, and on the earth's surface, for example, the separation temperature of the oil and gas mixture is controlled.
Плотность газа в гидратном состоянии, как это следует из молярного соотношения газ-вода, исключительно высока. Удельная плотность газа в решетке гидрата превышает его плотность в газообразном состоянии. Хранение газа, например, на земной поверхности в гидратном состоянии наиболее эффективно при относительно низких давлениях, когда при одном и том же давлении в единице объема в гидратном состоянии содержится значительно больше газа, чем в свободном. Отсюда гидратная форма хранения и транспорта газа не требует компрессорных станций, емкостей высокого давления и абсолютно безопасна. При любом виде сепарации углеводородной смеси, где содержится попутный или низконапорный газ даже в очень небольших объемах, он может быть использован для накопительного фонда, что не требует особых затрат времени и средств. Сжигаемый же газ или выпускаемый в атмосферу в любых, даже небольших количествах наносит непоправимый экологический вред. К тому же небольшие для одной скважины или объекта потери газа, будучи суммированными для месторождения или региона, становятся не только ощутимыми, а весьма и весьма значительными.The density of the gas in the hydrated state, as follows from the molar ratio of gas to water, is extremely high. The specific density of the gas in the hydrate lattice exceeds its density in the gaseous state. The storage of gas, for example, on the earth's surface in a hydrated state is most effective at relatively low pressures, when at the same pressure in the unit volume in the hydrated state contains significantly more gas than in a free one. Hence, the hydrated form of gas storage and transport does not require compressor stations, high pressure tanks and is absolutely safe. With any type of hydrocarbon mixture separation, which contains associated or low-pressure gas even in very small volumes, it can be used for the accumulation fund, which does not require special time and money. The gas burned or released into the atmosphere in any, even small amounts, causes irreparable environmental damage. In addition, small gas losses for a single well or object, when summed up for a field or region, become not only noticeable, but also very significant.
Предложенное изобретение позволяет увеличить глубину сепарации нефтегазовой смеси, когда сепарируют смесь не только на жидкую и на газообразную фазу, но и когда сепарируют газообразную смесь. В результате увеличения глубины сепарации можно разделять, например, пропан-бутановые смеси, а также выделять гелий из природных газов и пр. В гидратную фазу переходят легкие алифатические компоненты газа. Компоненты жирного газа от бутана и выше при этом будут переходить в жидкое состояние. По существу предложенное изобретение представляет собой способ перевода низконапорного газа в гидратную фазу (газогидратное состояние).The proposed invention allows to increase the depth of separation of the oil and gas mixture when the mixture is separated, not only into the liquid and gaseous phases, but also when the gaseous mixture is separated. As a result of increasing the separation depth, it is possible to separate, for example, propane-butane mixtures, as well as to separate helium from natural gases, etc. Light aliphatic gas components pass into the hydrated phase. The components of the fatty gas from butane and above will turn into a liquid state. Essentially, the proposed invention is a method for converting a low-pressure gas into a hydrated phase (gas-hydrated state).
Известно, что гидратная фаза (гидраты природных газов) представляет собой неустойчивые физико-химические соединения воды с газом, которые с повышением температуры или при снижении давления разлагаются на газ и воду. По внешнему виду это белая кристаллическая масса, похожая на снег.It is known that the hydrate phase (natural gas hydrates) is an unstable physicochemical compounds of water with gas, which decompose into gas and water with increasing temperature or with decreasing pressure. In appearance, it is a white crystalline mass, similar to snow.
Однако непременным условием образования гидратной фазы является наличие воды в жидком состоянии, т.е. температура системы "газ - вода", должна быть ниже точки росы для данного состава газа и водной фазы. Поэтому процесс образования гидратной фазы начинается при температурах ниже точки росы (появления жидкой фазы).However, an indispensable condition for the formation of a hydrated phase is the presence of water in a liquid state, i.e. the temperature of the gas-water system should be below the dew point for a given gas composition and aqueous phase. Therefore, the formation of the hydrated phase begins at temperatures below the dew point (the appearance of the liquid phase).
Как известно, вода в жидком состоянии диссоциирует на ионы водороды и ионы гидроксила. Степень электролитической диссоциации (количество молекул, распавшихся на ионы по отношению к общему числу молекул) для воды невелика и составляет величину примерно 10-7 от общего количества (62 г-молекулы в литре воды).As you know, water in the liquid state dissociates into ions, hydrogens and hydroxyl ions. The degree of electrolytic dissociation (the number of molecules decaying into ions relative to the total number of molecules) for water is small and amounts to about 10 -7 of the total amount (62 g molecules in a liter of water).
Положительно заряженный ион водорода (протон) ввиду малых размеров ионного радиуса менее 0,002 Å (Артеменко А.И. и др.. Справочное руководство по химии, Москва, Высшая школа, 2003, с.367) не испытывает отталкивания от электронных оболочек молекул.A positively charged hydrogen ion (proton) due to the small size of the ionic radius is less than 0.002 Å (A. Artemenko et al. Chemistry Reference Guide, Moscow, Higher School, 2003, p. 367) does not repel molecules from the electron shells.
При наличии диполя (неравномерное распределение электронной плотности внутри молекулы) ион водорода способен внедриться в эту молекулу и за счет водородных связей образуется новое химическое соединение, которое имеет положительный заряд. Например, аммиак после внедрения в него иона водорода образует ион аммония, который способен гидратироваться, а также начинает ряд соединений на основе иона аммония типа NH4OH, NH4Cl или (NH4)2SO4.In the presence of a dipole (uneven distribution of electron density inside the molecule), a hydrogen ion is able to penetrate into this molecule and due to hydrogen bonds a new chemical compound is formed that has a positive charge. For example, ammonia after the introduction of a hydrogen ion into it forms an ammonium ion that is able to hydrate, and also starts a number of compounds based on an ammonium ion such as NH 4 OH, NH 4 Cl or (NH 4 ) 2SO 4 .
Для молекулы метана доказано существование иона СН5+ - метоний (В.Л.Тальрозе, А.А.Любимова. Докл. АН СССР, 1952, т.86, с.909). Метоний способен гидратироваться по аналогии с аммиаком, который образует с водой неустойчивые при нормальных условиях соединения (Некрасов Б.А. Курс неорганической химии // М., Мир,1968).For the methane molecule, the existence of the CH5 + ion - methonium has been proved (V.L. Talrose, A.A. Lyubimova. Report of the USSR Academy of Sciences, 1952, v. 86, p. 909). Metonium is able to hydrate by analogy with ammonia, which forms compounds unstable under normal conditions with water (B.A. Nekrasov, Inorganic chemistry course // M., Mir, 1968).
Гидраты природных газов имеют состав CH4·6Н2О; С2Н6·8Н20; C3H8·17Н2О; изо С4Н10·17Н2О. Гидраты метана устойчивы при 0°С, если давление превышает 2,8 МПа. Для других углеводородов алифатического ряда (С2Н6; С3Н8; изо С4Н10) давление существования гидратов составляет 0,53; 0,173; 0,122 МПа при температурах минус 15,8; 8,5; 0,0 в °С соответственно (Ю.Ф.Макогон. Гидраты природных газов. Недра, М., 1974, 206 с.).Natural gas hydrates have the composition CH 4 · 6H 2 O; C 2 H 6 · 8H 2 0; C 3 H 8 · 17H 2 O; iso C 4 H 10 · 17 H 2 O. Methane hydrates are stable at 0 ° C if the pressure exceeds 2.8 MPa. For other aliphatic hydrocarbons (C 2 H 6 ; C 3 H 8 ; from C 4 H 10 ), the pressure of hydrates is 0.53; 0.173; 0.122 MPa at temperatures minus 15.8; 8.5; 0.0 ° C, respectively (Yu.F. Makogon. Hydrates of natural gases. Mineral resources, M., 1974, 206 p.).
На практике условия образования гидратов определяют с помощью равновесных графиков, изображенных на фиг.1, где приведен ряд равновесных кривых в зависимости от температуры и давления для газов с различной относительной плотностью. Цифры на кривых указывают плотность газа по отношению к воздуху (Дегтярев Б.В. и др. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах, Москва, Недра, 1976, с.253).In practice, the conditions for the formation of hydrates are determined using equilibrium graphs depicted in figure 1, which shows a series of equilibrium curves depending on temperature and pressure for gases with different relative densities. The numbers on the curves indicate the density of the gas in relation to the air (Degtyarev B.V. et al. Fighting hydrates when operating gas wells in the northern regions, Moscow, Nedra, 1976, p. 253).
Относительная плотность газа (отношение плотности смеси к плотности воздуха) является величиной, которая косвенно показывает содержание тяжелой алифатики по отношению к метану. Согласно приведенным на фиг.1 данным следует, что даже при значительном количестве тяжелых углеводородов в смеси природных газов, гидратная фаза может существовать только при значительных давлениях и низких температурах.The relative density of the gas (the ratio of the density of the mixture to the density of air) is a value that indirectly shows the content of heavy aliphatic in relation to methane. According to the data shown in figure 1, it follows that even with a significant amount of heavy hydrocarbons in a mixture of natural gases, a hydrated phase can exist only at significant pressures and low temperatures.
Поэтому утилизация низконапорного газа в виде гидратов на пресной воде технически сложна и экономически нецелесообразна.Therefore, the utilization of low-pressure gas in the form of hydrates in fresh water is technically difficult and economically impractical.
Повысить концентрацию ионов метония можно за счет увеличения концентрации ионов водорода в водной фазе, что значительно повысит стабильность газовых гидратов.The concentration of methonium ions can be increased by increasing the concentration of hydrogen ions in the aqueous phase, which will significantly increase the stability of gas hydrates.
Известно, что присутствие в метане кислых газов существенно изменяет равновесные параметры образования газовых гидратов. Например, содержание сероводорода в количестве 10% снижает равновесное давление образования газовых гидратов не менее чем на 4-5 МПа при постоянной температуре, или равновесную температуру на 12-15°С при постоянном давлении в системе.It is known that the presence of acid gases in methane significantly changes the equilibrium parameters of the formation of gas hydrates. For example, a 10% hydrogen sulfide content reduces the equilibrium pressure of gas hydrate formation by at least 4-5 MPa at a constant temperature, or the equilibrium temperature by 12-15 ° C at a constant pressure in the system.
На фиг.2 (Бекиров Т.М., Промысловая и заводская обработка природных и нефтяных газов, Москва, Недра, 1980, с.405) показаны зоны образования газовых гидратов (выше указанной границы) в зависимости от количества кислых газов (содержание H2S): 1% (линия 1), 2% (2), 4% (3), 6% (4), 10% (5), 20% (6), 40% (7), 60% (8).Figure 2 (TM Bekirov, Field and factory processing of natural and petroleum gases, Moscow, Nedra, 1980, p. 405) shows the zones of formation of gas hydrates (above the specified boundary) depending on the amount of acid gases (H 2 content S): 1% (line 1), 2% (2), 4% (3), 6% (4), 10% (5), 20% (6), 40% (7), 60% (8 )
Для обоснования способа в лабораторных условиях при атмосферном давлении были определены температуры образования гидратной фазы (гидратов природных газов) при барботировании пропан-бутановой смеси через водные растворы кислоты.To justify the method in laboratory conditions at atmospheric pressure, the temperatures of formation of the hydrate phase (natural gas hydrates) were determined by bubbling the propane-butane mixture through aqueous acid solutions.
В растворе уксусной кислоты с рН 4 кристаллическая масса белого цвета (газовый гидрат) была стабильна при температуре +17°С.In a solution of acetic acid with
В общем случае показатель рН не должен быть более 4.In general, the pH should not be more than 4.
Раствор кислоты может находиться в емкости в виде смачивающей фазы пористого или волокнистого материала (например, ваты и/или силикагеля, и/или активированного угля, и/или ткани).The acid solution may be present in the container as a wetting phase of a porous or fibrous material (e.g., cotton wool and / or silica gel, and / or activated carbon, and / or tissue).
В барботажной емкости также должен быть предусмотрен отбор образовавшейся жидкой фазы углеводородов.In the bubbler vessel, the selection of the resulting liquid phase of hydrocarbons should also be provided.
Способ предусматривает возможность регулирования скорости образования гидратной фазы. Эксперименты, проведенные при нескольких температурах и давлениях, показали, что понижение температуры процесса и повышение давления приводят к увеличению скорости образования гидратной фазы. Время, необходимое для полного перехода в гидратную фазу газа, содержащегося в пузырьке (при барботировании), называется временем контакта газ-раствор. В значительной степени оно определяется конструкцией узла обработки и более конкретно его высотой, обеспечивающей необходимое время контакта газа с раствором кислоты, а также размерами пузырьков газа. С уменьшением диаметра пузырьков, например, за счет подачи газа в виде диспергированного потока время контакта может быть уменьшено или скорость образования гидратной фазы может быть увеличена. Непосредственный контакт газа с раствором обеспечивает наилучшие условия отвода тепла экзотермической реакции гидратообразования. Кроме того, отвод тепла можно обеспечить через стенку узла обработки или и с использованием теплообменника. Это тоже способствует регулированию скорости образования гидратной фазы. Газы, не образующие гидратов, можно перед их отводом накапливать для создания необходимого давления в узле обработки и регулирования скорости образования гидратной фазы. Кроме того, при отводе этих газов с дросселированием можно создавать нестационарный режим в узле обработки для лучшего перемешивания пузырьков газа с раствором кислоты и дальнейшего совершенствования регулирования скорости образования гидратной фазы.The method provides the ability to control the rate of formation of the hydrated phase. Experiments conducted at several temperatures and pressures showed that lowering the process temperature and increasing pressure lead to an increase in the rate of hydration phase formation. The time required for the complete transition to the hydrated phase of the gas contained in the bubble (during bubbling) is called the gas-solution contact time. To a large extent, it is determined by the design of the processing unit and, more specifically, by its height, which provides the necessary contact time of the gas with the acid solution, as well as the size of the gas bubbles. With a decrease in the diameter of the bubbles, for example, due to the supply of gas in the form of a dispersed stream, the contact time can be reduced or the rate of formation of the hydrated phase can be increased. Direct contact of the gas with the solution provides the best conditions for heat removal of the exothermic hydrate formation reaction. In addition, heat can be removed through the wall of the processing unit or using a heat exchanger. This also helps to regulate the rate of hydration phase formation. Gases that do not form hydrates can be accumulated before their removal to create the necessary pressure in the processing unit and control the rate of formation of the hydrate phase. In addition, during the removal of these gases with throttling, it is possible to create an unsteady mode in the processing unit to better mix gas bubbles with an acid solution and to further improve the regulation of the rate of hydration phase formation.
В условиях скважины гидратную фазу используют, например, для изоляции газоотдающих интервалов в скважине при операциях по обработке призабойных зон. Этим уменьшают загрязнение продуктивных газоотдающих интервалов в скважине при операциях по обработке призабойных зон.In well conditions, the hydrated phase is used, for example, to isolate the gas extraction intervals in the well during bottomhole treatment operations. This reduces the pollution of productive gas production intervals in the well during operations on the treatment of bottom-hole zones.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
В зависимости от условий эксплуатации скважины, принятой технологии эксплуатации (например, естественный или фонтанный, штанговыми насосами или центробежными насосами) принимают вариант сепарации углеводородной (нефтегазовой) смеси. Эта сепарация может быть осуществлена в одном случае в условиях скважины для обеспечения, например, оптимальных условий работы центробежных насосов. В другом случае сепарация нефтегазовой смеси может быть осуществлена на земной поверхности. В любом случае из нефтегазовой смеси выделяют газ. В скважине или на земной поверхности это осуществляют с помощью соответствующих сепараторов: скважинного сепаратора (якоря) или наземного сепаратора с более широкими возможностями сепарации. Выделенный газ смешивают с водным раствором кислоты. При скважинной сепарации может быть принята, например, схема предварительной закачки водного раствора кислоты в необходимый интервал скважины. Затем в скважину может быть спущен насос с сепаратором (якорем). Раствор кислоты при этом принимают с запасом на последующую реакцию образования гидратной фазы. Можно в процессе эксплуатации, например, при циклах остановки добычи, периодически подкачивать водный раствор кислоты через колонну насосных труб. Для наземного сепаратора смешивание выделенного газа с водным раствором кислоты не представляет сложности. Водный раствор кислоты принимают с показателем рН не более 4. Смешивание производят с возможностью перехода гидратообразующего газа в гидратную фазу. При этом скорость образования гидратной фазы регулируют, например, за счет регулирования давления и температуры. Температуру регулируют за счет отвода тепла, например, с применением холодильных устройств. Можно, например, создать такие условия, чтобы газ, не образующий гидратов, не растворялся (не смешивался) с нефтью, а выделялся из нее в пузырьковом режиме и в максимальной степени снижал плотность нефти и обеспечивал максимальные лифтирующие свойства. При этом нефть от дополнительного тепла не образующих гидратов газов повышает свои текучие свойства за счет снижения вязкости. В этом заключается утилизация тепла газов, не образующих гидратов и отводящих тепло экзотермической реакции газов, образующих гидраты. На земной поверхности этот процесс является более регулируемым, например, применением холодильных устройств. Но тепло гидратообразования при этом используют для собственно сепарации с использованием тепла. В этом случае обеспечивают более экономный режим температурной сепарации.Depending on the operating conditions of the well, the adopted operating technology (for example, natural or flowing, sucker rod pumps or centrifugal pumps), the option of separating the hydrocarbon (oil and gas) mixture is adopted. This separation can be carried out in one case in the conditions of the well to ensure, for example, optimal operating conditions of centrifugal pumps. In another case, the separation of the oil and gas mixture can be carried out on the earth's surface. In any case, gas is emitted from the oil and gas mixture. In a borehole or on the earth’s surface, this is accomplished using appropriate separators: a downhole separator (anchor) or a surface separator with wider separation capabilities. The evolved gas is mixed with an aqueous acid solution. In downhole separation, for example, a scheme for pre-pumping an aqueous acid solution into the desired interval of the well can be adopted. Then, a pump with a separator (anchor) can be lowered into the well. The acid solution is taken with a margin for the subsequent reaction of the formation of the hydrated phase. It is possible during operation, for example, during production shutdown cycles, to periodically pump an aqueous acid solution through a column of pumping pipes. For a surface separator, mixing the evolved gas with an aqueous acid solution is not difficult. An aqueous solution of acid is taken with a pH of not more than 4. Mixing is carried out with the possibility of the transition of a hydrate-forming gas to the hydrate phase. In this case, the rate of hydration phase formation is controlled, for example, by controlling pressure and temperature. The temperature is controlled by heat removal, for example, using refrigeration devices. It is possible, for example, to create conditions so that a gas that does not form hydrates does not dissolve (not mix) with oil, but is released from it in a bubble mode and to a maximum extent reduces the density of oil and ensures maximum lifting properties. At the same time, oil from the additional heat of non-forming gas hydrates increases its flow properties due to a decrease in viscosity. This is the utilization of the heat of gases that do not form hydrates and removes the heat of the exothermic reaction of gases that form hydrates. On the earth's surface, this process is more regulated, for example, the use of refrigeration devices. But the heat of hydrate formation is used for the actual separation using heat. In this case, provide a more economical temperature separation mode.
В наземном сепараторе выделенный газ представляется возможным барботировать через толщу водного раствора кислоты с равномерным распределением газа по сечению толщи раствора кислоты. В этом случае в сепараторе осуществляют выделение, например, низконапорного газа на первой и второй ступени низкотемпературной сепарации нефти. Выделенный газ отводят в узел обработки в виде барботажной емкости определенной высоты, обеспечивающей необходимое время контакта газа с раствором кислоты. При этом образуют стабильные газовые гидраты. Скорость образования гидратной фазы регулируют температурой, давлением и степенью диспергирования пузырьков газа. Дополнительно процесс регулируют дросселированием отводимых газов, не образующих гидратов, за счет усиления степени перемешивания пузырьков газа и раствора кислоты и повышения степени однородности среды. После заполнения емкости гидратной фазой ее освобождают и процесс повторяют. В результате осуществляют сепарацию газа от жидкой фазы, а также сепарацию газа по его видам без потерь, без нанесения вреда экологии и безопасности собственного производства.In a ground-based separator, it is possible to bubble off the separated gas through the thickness of the aqueous acid solution with a uniform distribution of gas over the cross section of the thickness of the acid solution. In this case, in the separator, for example, low-pressure gas is released in the first and second stages of low-temperature oil separation. The evolved gas is diverted to the processing unit in the form of a bubbler vessel of a certain height, which provides the necessary time for the gas to contact the acid solution. In this case, stable gas hydrates are formed. The rate of hydration phase formation is controlled by temperature, pressure, and the degree of dispersion of gas bubbles. Additionally, the process is regulated by the throttling of exhaust gases that do not form hydrates, by increasing the degree of mixing of the gas bubbles and the acid solution and increasing the degree of homogeneity of the medium. After filling the container with the hydrated phase, it is released and the process is repeated. As a result, gas is separated from the liquid phase, as well as gas is separated by type without loss, without harming the environment and the safety of its own production.
Claims (15)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004111277/03A RU2270917C2 (en) | 2004-04-14 | 2004-04-14 | Method for hydrocarbon mixture separation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004111277/03A RU2270917C2 (en) | 2004-04-14 | 2004-04-14 | Method for hydrocarbon mixture separation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2004111277A RU2004111277A (en) | 2005-10-10 |
| RU2270917C2 true RU2270917C2 (en) | 2006-02-27 |
Family
ID=35850864
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004111277/03A RU2270917C2 (en) | 2004-04-14 | 2004-04-14 | Method for hydrocarbon mixture separation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2270917C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2786985C1 (en) * | 2022-09-14 | 2022-12-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for determining the volume of separated associated petroleum gas |
-
2004
- 2004-04-14 RU RU2004111277/03A patent/RU2270917C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2786985C1 (en) * | 2022-09-14 | 2022-12-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for determining the volume of separated associated petroleum gas |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2004111277A (en) | 2005-10-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4365978A (en) | Storage of liquid hydrocarbons in salt dome caverns | |
| US3097917A (en) | Method for high pressure selective absorption of gases | |
| AU779505B2 (en) | Process for pretreating a natural gas containing acid gases | |
| RU2689452C2 (en) | Modular installation for processing flow of composition of reverse inflow and methods for processing it | |
| US10415388B2 (en) | Apparatus for making underground reservoir | |
| CN113710611A (en) | Hydrocarbon hydrogen production with almost zero greenhouse gas emissions | |
| CN102245502A (en) | A process for gas sweetening | |
| WO2017088753A1 (en) | Method for preparing coalbed methane hydrate | |
| WO2014175758A1 (en) | Method for developing natural hydrocarbon fields in formations with low permeability | |
| GB2474559A (en) | Deaeration of water | |
| CN111996049A (en) | Device and method for removing acid gas in natural gas by combining hydrate method and membrane separation method | |
| AU2011373946B2 (en) | Recovery methods for hydrocarbon gas reservoirs | |
| RU2532822C1 (en) | Plant and method of chemical agent injection into pipeline with help of blower | |
| RU2270917C2 (en) | Method for hydrocarbon mixture separation | |
| US20240083788A1 (en) | System for friction reduction with carbon sequestration | |
| CN104481472A (en) | CO2 flooding output gas separation and reinjection integrated method | |
| RU2302401C1 (en) | Method and the device for production of the methane out of the methane-air mixture | |
| CN104556281B (en) | A kind of method removing the carbon dioxide contained in water | |
| RU2175882C2 (en) | Method of treating hydrocarbon gas for transportation | |
| CN110028991A (en) | A kind of wet oxidation desulfurization oxygen spray regeneration technology and device | |
| US20160185632A1 (en) | Method and installation for removing sulphur from the digestate and the biogas of a digester | |
| US4322227A (en) | Gas purification | |
| CN102791639A (en) | Method of extending tailings pond life | |
| RU2693983C9 (en) | Natural gas extraction method from gas hydrate deposit | |
| RU2288774C2 (en) | Method of cleaning natural gas |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110415 |