Аппарат для предварительного обезвоживания нефти СибНИИНП. Предварительное обезвоживание нефти


Предварительное обезвоживание - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Предварительное обезвоживание - нефть

Cтраница 4

Нефтяную фазу из аппарата 27 при содержании механических примесей менее 0 1 % направляют на установку подготовки нефти, при содержании механических примесей до 0 65 % - по трубопроводу 44 на блок предварительного обезвоживания нефти 50, а при большем содержании механических примесей возвращают в начало процесса. Промежуточный эмульсионный слой выводят из аппарата 27 по трубопроводу 43 и подают в линию смешения шламовых и ловушечных эмульсий. Дренажную воду по трубопроводу 48 направляют в смеситель 25, а ее избыток - г в линию смешения шламовых и ловушечных эмульсий. Из смесителя 24 эмульсию направляют в сепаратор шламовых эмульсий 28, где происходит разделение эмульсии на легкую и тяжелую составляющие и сепарируется свободный и растворенный газ. Легкую составляющую шламовой эмульсии 45 с содержанием механических примесей до 3 % подают в эжектор, установленный на линии вывода дренажной воды из трехфазного разделителя 27, и направляют в смеситель 25 и далее в аппарат 34, а тяжелую составляющую 46 с содержанием механических примесей до 10 % вместе с дренажной водой направляют в усреднитель-мешалку нефтешлама 29 для перемешивания с реагентом. Избыток дренажной воды из аппарата 24 сбрасывается по линии 49 на очистные сооружения. Из усреднителя-мешалки 29 нефтешлам подают в центрифугу 30 для отделения твердой фазы 33 и разделения эмульсии на нефть ( до 0 5 % механических примесей) и дренажную воду.  [46]

Однако их влияние еще недостаточно полно изучено, не выявлены и не систематизированы взаимосвязи между отдельными параметрами с точки зрения совмещения процессов обезвоживания нефти и очистки пластовой воды, т.е. отделения чистой воды при предварительном обезвоживании нефти.  [47]

Промышленные испытания технологии УЛФ из резервуаров и аппаратов низкого и атмосферного давлений проводили на Павловском товарном парке НГДУ Актюбанефть в осенне-летний период 1983 г. и в зимний период 1983 - 1984 гг. Работы выполняли на резервуарах, предназначенных для предварительного обезвоживания нефти, и вертикальных газоотделителях, установленных на приемных нефтепроводах.  [48]

Промышленные испытания технологии УЛФ из резервуаров и аппаратов низкого и атмосферного давлений были осуществлены на Павловском товарном парке НГДУ Актюбанефть в осенне-летний период 1983 г. и в зимний период 1983 - 1984 гг. Работы выполняли на резервуарах, предназначенных для предварительного обезвоживания нефти, и вертикальных газоотделителях, установленных на приемных нефтепроводах.  [49]

При организации предварительного обезвоживания нефти на центральном нефтесборном пункте можно использовать как напорные ( рис. 29, а) аппараты предварительного сброса воды, так и резервуары-отстойники ( рис. 29, б), оборудованные специальными распределительными устройствами для ввода сырья, отбора обезвоженной нефти, отделившейся воды и промежуточного слоя. Использование резервуаров-отстойников в качестве аппаратов предварительного обезвоживания нефти предполагает установки перед ними сепараторов для практически полного разгазирования эмульсионной системы. Процесс предварительного обезвоживания интенсифицируют подачей ( рециркуляцией) горячих дренажных вод, содержащих реагент-деэмульгатор.  [50]

Вода из аппарата предварительного обезвоживания нефти через промежуточную емкость насосами подается в систему заводнения. Шлам, отделившийся в аппарате предварительного обезвоживания нефти, и промежуточные слои периодически откачивают в буферную емкость, откуда после отстаивания шлам сбрасывают на иловую площадку, а нефтеводяную смесь откачивают насосом в трубчатый контактор.  [51]

Предварительное обезвоживание нефти осуществляется в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти производится под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения.  [52]

Первый вариант схемы рассчитан на работу объекта, не предусматривающего возврат дренажной воды из дегидраторов ступеней обезвоживания и обессоливания нефти. В данном случае пластовая вода из ступеней предварительного обезвоживания нефти и дренажная вода из дегидраторов очищаются в отстойнике с движущимся жидкостным гидрофобным фильтром, который создается путем подачи в него части подготовленной нефти.  [53]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Предварительное обезвоживание - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Предварительное обезвоживание - нефть

Cтраница 3

Аппаратом со встроенным сепаратором является отстойник ОГ-200С, получивший наибольшее распространение на промыслах, как для предварительного обезвоживания нефти, так и на ступени ее обезвоживания и обессоливания.  [31]

Влмяш е этих факторов на технико-экономические показатели процессов возрастают с ростом обводненности продукции скважин и организацией предварительного обезвоживания нефтей.  [32]

Аппаратом со встроенным сепаратором является отстойник ОГ-200С, получивший наибольшее распространение на промыслах, как для предварительного обезвоживания нефти, так и на ступени ее обезвоживания и обессоливания.  [34]

Вариант 1 предусматривает размещение на месторождении 1 ступени сепарации с дожимной насосной станцией ( ДНС), с предварительным обезвоживанием нефти. При этом процесс предварительного обезвоживания необходимо проводить при давлении 1 ступени сепарации.  [35]

Вариант 1 предусматривает размещение на месторождении I ступени сепарации с дожимной насосной станцией ( ДНС), с предварительным обезвоживанием нефти. При этом процесс предварительного обезвоживания необходимо проводить при давлении I ступени сепарации.  [36]

Для определения технологических параметров и условий совмещения процессов разделения газожидкостных смесей на фазы и очистки воды при использовании аппаратов для сепарации и предварительного обезвоживания нефти были осуществлены соответствующие исследования по влиянию выделяющегося при сепарации газа на степень обезвоживания нефти и качества отделяющейся воды.  [37]

Промысловую подготовку нефти следует рассматривать как многоступенчатый технологический процесс, который включает разрушение или предотвращение образования стойких водонеф-тяных эмульсий в трубопроводах системы сбора, предварительное обезвоживание нефти и утилизация основной массы отделяемой воды непосредственно на месторождениях и, наконец, обезвоживание и обессоливание нефти до требуемых кондиций на центральных нефтесборных пунктах.  [38]

В нефтесборный трубопровод 1, по которому транспортируют водонефтяную эмульсию, вводят по линии 2 реагент-деэмульгатор и направляют ее в резервуар 3, где происходят предварительное обезвоживание нефти и сброс отделившейся воды. Причем из нижней зоны конечного участка каплеобра-зователя 7 нефть с укрупнившимися каплями воды ( или со свободной водой) через торцевое распределительное устройство 9 вводят в нефтяную зону 10 отстойника 8, а из верхней зоны - мелкодисперсную часть эмульсии вводят через распределительное устройство 11 в слой воды. Одновременно весь объем отделившейся дренажной воды из резервуара 3 предварительного сброса насосом 12 направляют в отстойник 8 через верхний распределительный ввод 13 в фильтрующий слой 10 нефти. В обезвоженную нефть вводят по линии 14 пресную промывочную воду и через каплеобразователь 15 нефть направляют в отстойники 16 ступени обессоливания.  [40]

ПДК - в условиях ДНС и ГЗНУ и 320 13 млн. м3 ( или 8 %) качественных пластовых вод получено на ЦПС в процессе предварительного обезвоживания нефти.  [42]

Рассмотренный нами выше метод введения деэмульгаторов в рабочую жидкость ГПНУ и промывка поднимаемой из скважины смеси жидкостей через слой пластовой воды позволяет чрезвычайно упростить процесс предварительного обезвоживания нефти.  [43]

Из данных табл. 2.9 следует, что в широком диапазоне производительности по жидкости ( от 6 3 до 11 0 тыс. м3 / сут) показатели предварительного обезвоживания нефти для отстойника БУОН выше по сравнению с показателями отстойников сравнения.  [44]

Горячую воду, выделившуюся в деэмульсаторах, через буферную емкость 9 насосом 10 подают или перед блоком сепарации 2, или перед началом каплеобразователя 3 до аппарата предварительного обезвоживания нефти. По данной схеме все аппараты работают с отбором газа.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Предварительное обезвоживание - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Предварительное обезвоживание - нефть

Cтраница 2

При нарушении режима работы аппарата предварительного обезвоживания нефти предусмотрен сброс некондиционной воды в резервуар-отстойник.  [16]

Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы ППД или, при необходимости, на очистные сооружения ( ОС) без установки дополнительных насосных.  [17]

Воду, сбрасываемую из аппарата ( резервуара) предварительного обезвоживания нефти, под избыточным давлением или насосом по трубопроводу через распределительный маточник подают в резервуар на отстаивание в динамическом режиме, из резервуара очищенная вода под напором статического давления через сливной маточник поступает на прием насоса для откачки в систему заводнения нефтяных пластов.  [19]

Как видно из табл. 9, в резервуаре предварительного обезвоживания нефти с гидрофильным фильтром происходит очистка самой дренажной воды. Дальнейшее снижение содержания загрязнений в очищаемой воде происходит в отстойнике с гидрофобным фильтром и буферной емкости. Концентрация закисного железа в сточной воде в процессе очистки практически не изменяется, что свидетельствует о достаточной герметичности системы подготовки нефти и воды.  [20]

Воду, сбрасываемую из аппарата ( резервуара) предварительного обезвоживания нефти, под избыточным давлением или насосом по трубопроводу через распределительный маточник подают в резервуар на отстаивание в динамическом режиме, из резервуара очищенная вода под напором статического давления через сливной маточник поступает на прием насоса для откачки в систему заводнения нефтяных пластов.  [21]

Для аппаратуры и трубопроводов, обеспечивающих проведение процесса предварительного обезвоживания нефти, с целью сокращения потерь тепла должна предусматриваться тепловая изоляция.  [22]

Кроме того, в аппаратах-водоотделителях, например в аппаратах предварительного обезвоживания нефти, при от - делении воды от нефти на границе раздела фаз постоянно накапливается промежуточный слой, состоящий из глобул водь. По мере накопления часть промежуточного слоя сбрасывается О водой, и значительное количество загрязняющих, примесей переходит в - водную среду.  [23]

Приводятся результаты сравнительных промышленных испытаний 2 - х резервуаров предварительного обезвоживания нефти. Показано, что резервуар новой конструкции, по сравнению с известными, обеспечивает получение нофти в 1 5 - 2 раза лучшего качества, он выгодно отличается от известного простотой конструкции.  [24]

Для сбора загрязненных вод, получаемых при нарушениях технологического режима предварительного обезвоживания нефти, а также для улавливания пленочной нефти в схеме ( рис. 28) предусмотрены буферная емкость, связанная с насосом, позволяющим периодически или постоянно откачивать уловленную нефть или промежуточный слой в систему сбора для ее дальнейшей обработки на центральном нефтесборном пункте.  [25]

Наиболее эффективные устройства - это совмещенные сепарационные установки, в которых предварительное обезвоживание нефти осуществляется в процессе ее разгазирова-ния за счет нагрева до 25 - 30 С и умеренного перемешивания ( барботиро-вания) эмульсии выделяющимся газом.  [26]

Несмотря на единичные примеры успешного применения методов и средств очистки сточных вод в процессе предварительного обезвоживания нефти, работы в этой области еще далеки от завершения. Проведенных исследований для определения всех условий и возможностей их применения еще явно недостаточно.  [27]

В этом случае в него вводят смесь пластовой и дренажной воды, сбрасываемой из резервуара предварительного обезвоживания нефти. Обработанная нефть из отстойника возвращается в начало процесса.  [28]

Институтами ШИИСПТнефть и ТатНИИнефтемаш разработан аппарат АСП-6300 / 6 для очистки пластовой воды в процессе предварительного обезвоживания нефти.  [29]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Процесс - предварительное обезвоживание - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Процесс - предварительное обезвоживание

Cтраница 1

Процесс предварительного обезвоживания и обессоливания осуществляется за счет трубной деэмульсации, воздействия остаточного тепла и деэиулыат ра балластных вод. Из капель эмульсии в результате перепада давления мевду 1 - й и 2 - й СТУПРНЯЫИ сепарации выделяется газ. Этим свободным газом в процессе газосепарации змульсия барботитуется. После гравитационного отстоя связанная вода а эмульсии контактирует со свободной водой. При этом ыеяду 1 - й и 2 - й ступенями сепарации и собственно на 2 - й ступени обеспечивается необходимый перепад давления для оптимизации процесса предварительного обезвояивания и обессоливания.  [1]

Интенсификация процессов предварительного обезвоживания имеет существенное значение для совершенствования технологии промысловой подготовки нефти. Так, например, при создании герметизированной напорной системы предварительного сброса дренажной воды на установке подготовки нефтн замена резервуара, как технологического аппарата, герметизированными, предотвращающими загрязнение окружающей среды, напорными отстойными аппаратами на - базе отстойни-ков-булитов приводит к значительному увеличению металлоемкости и стоимости оборудования.  [2]

Один из способов интенсификации - это совмещение процессов предварительного обезвоживания с процессом разгазирования в одной и той же емкости, что позволяет не только полнее использовать установленный объем технологического оборудования, но и значительно ускорить процесс разрушения водонефтяной эмульсии и отделения свободной воды.  [3]

Рекомендуется применять в неразбавленном виде на установках подготовки нефти и в процессе предварительного обезвоживания.  [4]

Таким образом, экспериментально установлено, что при низких значениях / / - показателя воды ПАА приводит к ухудшению процесса предварительного обезвоживания эмульсий, а вынос сшитого ПАА с продукцией скважин приводит к образованию множественных эмульсий, которые концентрируются в промежуточных слоях.  [6]

Современные требования к качеству дренажных вод для системы ППД на уровне остаточного содержания капельной нефти в воде до 5 мг / л соответствует 0 0005 % об. Отечественного оборудования, обеспечивающего такое высокое качество подготовки воды для системы ППД, на сегодняшний день практически не существует, как и отечественных высоко эффективных деэмульгаторов при умеренных и низких температурах процессов предварительного обезвоживания сырой нефти в составе высокообводненной эмульсии. Поэтому становится особо актуальной способность промысловых специалистов выявить возможность подготовки водонефтяных эмульсий к расслоению и реализовать максимально возможное расслоение ее еще до поступления в отстойные аппараты.  [7]

Процесс предварительного обезвоживания должен проводиться при давлении не ниже давления I ступени сепарации в отстойниках при температурах, обеспечивающих процесс.  [8]

Вариант 1 предусматривает размещение на месторождении 1 ступени сепарации с дожимной насосной станцией ( ДНС), с предварительным обезвоживанием нефти. При этом процесс предварительного обезвоживания необходимо проводить при давлении 1 ступени сепарации.  [9]

Вариант 1 предусматривает размещение на месторождении I ступени сепарации с дожимной насосной станцией ( ДНС), с предварительным обезвоживанием нефти. При этом процесс предварительного обезвоживания необходимо проводить при давлении I ступени сепарации.  [10]

Известно что процессы обезвоживания при отстое в таких условиях малоэффективны или невозможны, т.к. движение газовых пузырьков противоположно движению капель воды и сепарация газа может привести к интенсивному перемешиванию эмульсии. Например, нарушение) режима работы газосепараторов первой и второй ступени приводит к существенному ухудшению процесса предварительного обезвоживания эмульсии на установке подготовки нефти. Поэтому по традиционной технологии обезвоживание газонасыщенной нефти осуществляют после предварительной газосепарации. В системе сбора это должно привести к ухудшению экономических показателей в сравнении с напорной системой обезвоживания без предварительной газосепарации. Для осуществления этой схемы предлагается использовать технологию разрушения эмульсии с инверсией фаз системы.  [11]

При организации предварительного обезвоживания нефти на центральном нефтесборном пункте можно использовать как напорные ( рис. 29, а) аппараты предварительного сброса воды, так и резервуары-отстойники ( рис. 29, б), оборудованные специальными распределительными устройствами для ввода сырья, отбора обезвоженной нефти, отделившейся воды и промежуточного слоя. Использование резервуаров-отстойников в качестве аппаратов предварительного обезвоживания нефти предполагает установки перед ними сепараторов для практически полного разгазирования эмульсионной системы. Процесс предварительного обезвоживания интенсифицируют подачей ( рециркуляцией) горячих дренажных вод, содержащих реагент-деэмульгатор.  [12]

Потери давления при движении газонефтяного потока сопровождаются постоянным выделением газовой фазы. Поэтому при проведении дальнейших процессов требуется отвести образовавшийся газ либо провести соответствующие мероприятия по исключению образования газовой фазы. Именно эта первая технологическая особенность определяет наиболее распространенное совмещение - отделение нефти от газа с одним из остальных процессов подготовки нефти: нагреванием, обезвоживанием или обессоливанием. Влияние всех указанных факторов на конструкцию аппаратов хорошо видно на примере устройств, в которых совмещены процессы предварительного обезвоживания и сепарации газа от нефти.  [13]

Первым условием для этого является степень обезвоживания адсорбента. Отбеливающие земли способны адсорбировать влагу из воздуха. Присутствие влаги в порах адсорбента затрудняет адсорбцию органических веществ. Поэтому в указанных условиях обесцвечивающее действие адсорбентов невелико. По мере подсушки последних и потери ими части влаги степень активности их увеличивается, приближаясь к определенному максимуму, после которого начинается спадание эффективности действия адсорбента. Нужно полагать, что по мере обезвоживания адсорбента все большие и большие количества адсорбируемых веществ способны приходить в контакт с поверхностью адсорбента. По мере увеличения обезвоживания, что связано с увеличением температуры прокаливания адсорбента, происходит повидимому спекание и связанное с этим уменьшение адсорбционной поверхности. В условиях обработки землями при температурах выше 110 обезвоживание адсорбента происходит в процессе очистки, и поэтому нет никакой необходимости вводить процесс предварительного обезвоживания его. Повышение степени активности адсорбентов путем предварительного обезвоживания зависит от свойств адсорбентов.  [14]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Устройство для автоматического управления процессом предварительного обезвоживания нефти

 

Изобретение относится к устройству для а,втоматического управления .процессом предварительного обезвоживания нефти, может быть использовано в нефтедобывающей промышленности и позволяет уменьшить себестоимость подготовки нефти за счет уменьшения среднего расхода дорогостоящего химического реагента и повьппения скорости расслаивания водонефтяной эмульсии на нефть и воду в отстойнике при переходных процессах. Устройство содержит измеритель 11 расхода эмульсии, подаваемый в отстойник 2, и связанный с вычислительным блоком 10, к которому подключены измеритель 12 расхода реагента и задатчик 13 величины весового коэффициента. Выход вычислитель- .ного блока 10 связан с одним из входов блока 9, другой вход которого соединен с последовательно связанными первым блоком 8 умножения и анализатором 5 качества дренажной воды, а третий вход - с последовательно связанными вторым блоком 7 умножения и задатчиком. Выход блока 9 через регулятор 4 расхода химреагента подключен к клапану 3 подачи химреагента. 1 ил. о (Л Змимс А/убдгл

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИК (19) (11) А1

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 3900246/31-26 (22) 24. 05. 85 (46) 28. 02. 87. Бюл. 11 - 8 (71) Киевский политехнический институт им. 50-летия Великой Октябрьской социалистической революции (72) В.В.Ажогин, В.Д.Романенко, М.З.Згуровский, С.С.Руденко и В.А.Моргун (53) 66.012-52 (088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

Ф 1000451, кл. С 10 С 33/00, 1981.

Авторское свидетельство СССР

Ф 861394, кл. С 10 G 33/00, 1979. (54) УСТРОЙСТВО ДЛЯ АВТОМАТИЧЕСКОГО

УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО

ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ (57) Изобретение относится к устройству для автоматического управления .процессом предварительного обезвоживания нефти, может быть использовано в нефтедобывающей промышленности и

О 4 С 10 G 33/00, G 05 D 27/00 позволяет уменьшить себестоимость подготовки нефти за счет уменьшения среднего расхода дорогостоящего химического реагента и повышения скорости расслаивания водонефтяной эмульсии на нефть и воду в отстойнике при переходных процессах. Устройство содержит измеритель 11 расхода эмульсии, подаваемый в отстойник 2, и связанный с вычислительным блоком 10 к которому подключены измеритель 12 расхода реагента и задатчик 13 величины весо" вого коэффициента. Выход вычислительного блока 10 связан с одним из входов блока 9, другой вход которого соединен с последовательно связанными первым блоком 8 умножения и анализатором 5 качества дренажной воды, а третий вход — с последовательно связанными вторым блоком 7 умножения и задатчиком. Выход блока 9 через регулятор 4 расхода химреагента подключен к клапану 3 подачи химреагента. 1 ил.

1293201

Изобретение относится к автомати— ческому управлению процессом предварительного обезвоживания нефти в узле предварительного сброса (УПС) и может быть использовано в нефтедобывающей 5 промышленности.

Цель изобретения — уменьшение се— бестоимости подготовки нефти за счет уменьшения среднего расхода дорогостоящего химического реагента и повы10

1 шения скорости расслаивания водонефтяной эмульсии на нефть и воду в отстойнике при переходных процессах.

На чертеже представлена блок-схема 15 устройства для автоматического управ— ления процессом предварительного обезвоживания нефти.

Устройство содержит трубопровод 1, отстойник 2 с гидрофильным жидкостным >и фильтром, регулирующий клапан 3 подачи химреагента, регулятор 4 расхода химреагента, анализатор 5 качества дренажной воды, задатчик 6 остаточного содержания воды в нефти на выходе 25 трубопровода, первый 7 и второй 8 блоки умножения на постоянный коэффициент, соединенные своими входами с выходами задатчика 6 и анализатора

5 качества, а выходами — с первым и 3п вторым входами блока 9 суммирования, третий вход блока 9 суммирования соединен с выходом вычислительного блока 10, к первому входу которого подкло ен информационный выход измерителя 11 .расхода эмульсии, а второй вход связан с информационным входом измерителя 12 расхода химреагента. Третий вход вычислительного блока 10 подключен к выходу задатчика 13 вели- 40 чины весового коэффициента. Выход блока 9 суммирования подклочен к входу регулятора 4, выход которого связан с регулирующим клапаном 3 подачи химреагента. 45

Устройство работает следующим образом.

Водонефтяная эмульсия подается через измеритель 11 расхода в трубо— провод 1, в который через регулирующий клапан 3 и измеритель 12 расхода поступает химреагент. Сигналы измерителей 11 и 12 и задатчика 13 величины весового коэффициента поступают на вычислительный блок 10, в котором производится вычисление остаточного содержания воды и нефти на выходе трубопровода 1 по математическому соотношению где дW

Gp

К

К,,К,К

1 . ((р — — — — е

К +К (-Е) остаточное содержание воды и нефти; расход химреагента, определяемый измерителем 12 расхода; расход эмульсии, определяемый измерителем 11; весовой коэффициент устанавливаемый задатчиком 13 для различных составов нефти; коэффициенты, полученные эмпирическим путем; время движения эмульсии в трубопроводе, которое определяется по соотношению

LS

Э

1,,> ц где 1, — длина трубопровода;

S — площадь поперечного сечения трубопровода;

С А, — расход эмульсии.

Сигнал, пропорциональный остаточному содержанию воды в нефти (на выходе трубопровода) (aW), с выхода вы— числительного блока 10 поступает на третий вход блока 9 суммирования, на второй вход которого поступает сигнал коррекции (Ь1(„), пропорциональный остаточному содержанию нефти в дренажной воде (aZ), измеряемому анализатором 5 качества дренажной воды и умноженному в блоке 8 умножения на весовой коэффициент

6Wk =K6Z ° (2)

На первый вход блока 9 суммирования поступает умноженный на свой весовой коэффициент в блоке 7 умножения сигнал от задатчика 6 (4И ) . Сигнал ошибки рассогласования, равный (=aW-hW +КОЕ

) (3) с выхода блока 9 суммирования поступает на вход регулятора, который воздействует на клапан 3 подачи химре актора.

Изменение расхода химреагента в сторону уменьшения приводит к увеличению как остаточного содержания воды в нефти (4W), так и остаточного содержания нефти в дренажной воде (ДЕ).

Изменение расхода химреагента в сторону увеличения снизит значения н g Z. но при этом произойдет потеря

1293

Формула изобретения

Составитель Б.Долотин

ТехредЛ.Сердюкова Корректор М.Пожо

Редактор И. Сегляник

Заказ 346/27 Тираж 464 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-полиграфическое предприятие, r. Ужгород, ул. Проектная, 4 химреагента. Таким образом, gW и дZ зависят от степени разделения эмульсии на нефть и воду. Экспериментально установлена функциональная связь дЕ=а +а aW+a (дЩ, (4) 5 где а, а,, а — постоянные коэффициенты.

При возрастании остаточного содержания воды в нефти (дИ), например, в результате изменения качества эмульсии, в соответствии с выражением (4), увеличится содержание нефти в дренажной воде. Тогда сигналы nW>, дИ останутся неизменными (при неизменных текущих значениях расходов эмульсии и химреагента), а сигнал дИ в соответствии с выражением (2) увеличится, что приводит к увеличению сигнала рассогласования (3) на выходе блока

9 суммирования. При этом регулятор 4 через клапан 3 увеличивает расход химреагента в трубопровод.

В результате уменьшается остаточ— ное содержание воды и нефти на выходе трубопровода, повышается степень разделения эмульсии в отстойном аппарате и уменьшается содержание нефти в дренажной воде. При уменьшении остаточного содержания воды в нефти на выходе трубопровода (дЫ) уменьшается содержание нефти в дренажной воде, что приводит к уменьшению расхода дорогостоящего химреагента.

Если значение дИ, определяемое в вычислительном блоке 10 по выражению 35 (1), больше истинного значения остаточного содержания воды на выходе трубопровода, (вследствие воздействия возмущений, не учитываемых в выражении (1), то ошибка рассогласования, 4О согласно выражению (3), возрастает, что вызывает увеличение расхода хим.реагента Gp, которое приводит к уменьшению истинного остаточного содержания воды и уменьшению дЫ. Тогда сог- 45 ласно выражения (4), остаточное содержание нефти в дренажной воде д Z уменьшается, а значит и уменьшается

ДЫ . Вследствие этого ошибка рассог201 4 ласования (3) уменьшится, что вызывает уменьшение расхода химреагента.

Таким образом, устройство обеспечива ет инвариантность управляемых параметров к изменению параметров зависимости (1), рассчитываемой в вычислительном блоке 10.

Устройство для автоматического управления процессом предварительного обезвоживания нефти, содержащее измерители расхода эмульсии и расхода химреагента на входе трубопровода, регулятор расхода химреагента, связанный своим выходом с клапаном подачи химреагента, анализатор качества дренажной воды, поступающей из от— стойника с гидрофильным жидкостным фильтром, отличающее с я тем, что, с целью уменьшения себестоимости подготовки нефти за счет уменьшения среднего расхода дорогостоящего химреагента и повышения скорости расслаивания водонефтяной эмульсии на нефть и воду в отстойнике при переходных процессах, оно дополнительно содержит вычислительный блок, задатчик остаточного содержания воды и нефти на выходе трубопровода, два блока умножения на постоянный коэффициент, блок суммирования и задатчик величины весового коэффициента, при этом первый и второй блоки умножения нз постоянный коэффициент соединены своими входами соответственно с выходами задатчика остаточного содержания воды на выходе трубопровода и анализатора качества дренажной воды, а выходами — с первым и вторым входами блока суммирования, вычислительный блок своими входами соединен соответ- . ственно с измерителями расходов эмульсии, химреагента и выходом задатчика величины весового коэффициента, а выход — с третьим входом блока суммирования, выход которого соединен с входом регулятора расхода химреагента.

   

www.findpatent.ru

Аппарат для предварительного обезвоживания нефти СибНИИНП.

Предназначен для работы в условиях, когда возможно образование и отложение солей (карбонатов) на технологическом оборудовании, запарафинивание и значительный вынос механических примесей и шлама из систем сбора. В этих случаях все рассмотренные выше конструкции аппаратов, оборудованные распределителями в виде перфорированных труб или лотков, непригодны из-за быстрого забивания отверстий в процессе эксплуатации.

Рис 24. Аппарат для предварительного обезвоживания нефти СибНИИНП: 1 - газосепарационный отсек; 2, 3, 5 - вертикальные перегородки; 4 - регулятор уровня вода—нефть; 6 — регулятор уровня нефть-газ; 7 — патрубок для сброса воды; 8 — горизонтальная перегородка

Аппарат СибНИИНП (рис.24) работает следующим образом:

ОЧИСТКА НЕФТИ ОТ СЕРОВОДОРОДА

К агрессивным примесям относят: h3S, CO2, R-SH и ряд других соедине­ний. Поскольку ведущая роль с точки зрения агрессивности безусловно принад­лежит h3S сосредоточим своё внимание на нём, справедливо полагая, что при его удалении, остальные агрессивные компоненты будут удаляться, так сказать, авто­матически.

Поскольку, как известно, старый ГОСТ на товарную нефть не регламенти­рует содержание в ней сероводорода, никакой официальной классификации нефтей по этому признаку не существует. В результате, приходится пользоваться лишь условной классификацией, согласно которой все нефтяные месторождения делят на содержащие сероводород и не содержащие сероводород. К первым отно­сят такие месторождения для которых содержание сероводорода в попутном газе, выделившемся из нефти при её полном разгазировании, не превышает 2 г на 100 м3 при н.у. Такой подход безусловно устарел, т.к. не позволяет не только вырабо­тать рекомендации к подготовке нефти, но и ничего не говорит о степени зара­женности продукции. Поэтому, с учётом вышеизложенного, предлагается класси­фицировать нефти по содержанию в них сероводорода, разбив их, как минимум, на три группы:

1 группа - нефтяные месторождения с относительно небольшим содержа­нием сероводорода (от 0,0015 до 0,5 % моль). Для таких нефтей не требуется ни­каких специальных технологий сбора, сепарации и подготовки нефти, ибо даже традиционные подходы способны обеспечить остаточное содержание сероводо­рода в товарной нефти на уровне порядка 60 мг/л, что является общепризнанной мировой нормой (в большинстве цивилизованных стран нормированиетоварных нефтей по сероводороду узаконено). Попутный газ с таких месторождений, как правило, не требует дополнительной очистки, и лишь при малых газовых факто­рах используют простейшие технологии его очистки.

2 группа - это нефтяные месторождения со средним содержанием серово­дорода (от 0,51 до 2.0 % моль). На таких месторождениях способы добычи и сис­темы сбора ещё могут оставаться традиционными, но очистка нефти и попутного

газа от h3S (при доведении их до международных норм) становится абсолютно необходимой.

3 группа - это нефтяные месторождения с высоким содержанием Н2S (более 2,0 % моль). На таких месторождениях используются только специальные технологии разработки, добычи, сбора и подготовки продукции, подкреплённые специальными материалами, защитными покрытиями, ингибиторами и т.д.

Анализ показывает, что из 400 основных нефтяных месторождений России к первой группе относится 61 %, ко второй группе - 31,5 % и к 3-ей группе - 7,5 %.

Перейдём к рассмотрению конкретных способов очистки нефти.

а) очистка с помощью многоступенчатой сепарацииДанный метод существует в двух вариантах:

1. Многоступенчатая сепарация при обычных температурах;

2. Многоступенчатая сепарация при повышенных температурах (горячая сепарация при 50 - 60°С).

Первая позволяет достичь международных норм качества при содержании h3S в исходной продукции до 700 мг/л; вторая до 1000 мг/л; т.к. даже при 20 -30°С при снижении давления до 1 атм. до 98 % Н2S способно перейти в газовую фазу. При этом, уменьшение числа ступеней сепарации способствует снижению содержания Н2S в отсепарированной нефти. Что касается «горячей» сепарации, то её применяют только на концевых сиупенях.

б) очистка с помощью многоступенчатой сепарации с компримирова-нием газа.

Данный способ позволяет достичь международных норм качества при со­держании сероводорода в исходной продукции от 700 до 2000 мг/л. Удаление h3S достигается гораздо более высоким повышением температуры на концевой ступе­ни сепарации по сравнению с обычной «горячей» сепарацией. В результате, нефть одновременно проходит глубокую стабилизацию. В то же время, подобный под­ход требует наличия узлов очистки от h3S бензина стабилизации и очистки от h3S газа третьей ступени сепарации (а при необходимости, и газов начальных ступе-

нений). Кроме того, данная технология осложняется необходимостью включения в схему компрессоров, работающих на сероводородном газе (рис. 25).

Рис.25. Технологическая схема установки очистки нефти от сероводорода с компримированием газа.

Установка работает следующим образом:

______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

В) Очистка методом отдувки.

Данный способ позволяет достичь международных норм качества при со­держании сероводорода в исходной продукции от 100 до 1000 мг/л. Основным достоинством процесса является его экономичность, т.к.он требует гораздо менее интенсивного нагрева чем предыдущий метод и намного более регулируем, чем метод горячей сепарации (рис.26).

Рис.26. Технологическая схема очистки нефти от сероводорода методом отдувки.

Установка работает следующим образом:

_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________г) очистка методом отпарки.

Данный способ позволяет достичь международных норм качества при со-

держании h3S в исходной продукции в том же диапазоне, что и метод отдувки, но в отличии от него имеет существенно меньшие потери нефти, но зато требует глубокого предварительного обезвоживания и обессоливания (рис.26).

Рис.26. Технологическая схема установки отпарки нефти от сероводорода. Установка работает следующим образом:

_____________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru