Технологические схемы стабилизации нефти. Процесс стабилизации нефти


Технологические схемы стабилизации нефти » Бауманки.НЕТ

Процессы подготовки нефти — это обезвоживание, обессоливание, а также стабилизация нефти. Сущность стабилизации нефти заключается в отделении от нее летучих углеводородов (пропан-бутановой фракции), а также растворимых в нефти сопутствующих газов, таких как сероводород, углекислый газ и азот, что сокращает потери нефти от испарения, снижает интенсивность процесса коррозии аппаратуры, оборудования и трубопроводов по пути движения нефти от месторождения до нефтеперерабагывающего завода, а также позволяет получать ценное сырье для нефтехимии.

Применяют следующие способы стабилизации нефти: горячую, или вакуумную, сепарацию и ректификацию.

При горячей, или вакуумной, сепарации от нефти отделяется широкая газовая фракция, в которой наряду с пропан-бутановой фракцией содержится большое количество более высокомолекулярных углеводородов, извлечение которых из нефти ухудшает ее качество. Для извлечения высокомолекулярных углеводородов из широкой газовой фракции и последующего возвращения их в стабильную нефть, используют следующие процессы:

1) однократную конденсацию с последующей компрессией, масляной абсорбцией или низкотемпературной конденсацией остаточных газов;

2) фракционированную конденсацию с последующей компрессией газового остатка;

3) абсорбцию или ректификацию.

При стабилизации нефти ректификацией всю нефть подвергают процессу ректификации, при этом обеспечивается четкое разделение углеводородов и достигается заданная глубина стабилизации нефти.

Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей cепарацией и однократной конденсацией широкой газовой фракции приведена на рис.40. Сырая нефть I  насосом 1 подается в теплообменник 3 и, пройдя блок обезвоживания и обессоливания 4, поступает на стабилизацию. При этом обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в пароподогревателе 5 до температуры 80—120 °С и подвергается однократному испарению в сепараторе 6 при давлении 0,15—0,25 МПа, где от нее отделяется широкая газовая фракция. Снизу сепаратора 6 выводится стабильная нефть III, которая насосом 7 прокачивается через теплообменник 3, где отдает тепло сырой нефти, и направляется в резервуар 2 стабильной нефти, Широкая газовая фракция IV, отделяемая от нефти в

сепараторе 6, подвергается однократной конденсации, для чего охлаждается в холодильнике 8 до температуры 30 °С, при этом конденсируются высокомолекулярные (?) углеводороды II (бензин), которые отделяются от газа в сепараторе 9, собираются в емкости бензина 10 и насосом 11 возвращаются в стабильную нефть для восстановления ее бензинового потенциала. Газ, выходящий из сепаратора 9, поступает на прием компрессора 12, в котором повышается давление газа до 0,5—1,7 МПа, в зависимости от расстояния до газоперерабатывающего завода. После компрессора газ проходит маслоотделитель 13, где отделяется смазочное масло VII, уносимое газом из компрессора, конденсатор-холодильник 14 и сепаратор 15, в котором отделяется сконденсировавшийся в результате сжатия и охлаждения нестабильный конденсат VI. Нестабильный конденсат собирается в емкости 16, из которой насосом 17 перекачивается на газоперерабатывающий завод. Туда же направляется и газ V, выходящий из сепаратора 15.

Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей сепарацией и фракционированной конденсацией широкой газовой фракции приведена на рис.41.

Сырую нефть I насосом 1 подают в теплообменник 3 и, пройдя блок обезвоживания и обессоливания 4, поступает на стабилизацию. Обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в пароподогревателе 5 до температуры 80—120 °С и подвергается однократному испарению в сепараторе 6 при давлении 0,15—0,25 МПа, где от нее отделяется широкая газовая фракция. Снизу сепаратора 6 выводится стабильная нефть II, которая насосом 7 прокачивается через теплообменник 3, где отдает тепло сырой нефти, и направляется в резервуар 2 стабильной нефти. Широкая газовая фракция III, отделяемая от нефти в сепараторе 6, подвергается фракционированной конденсации в фракционирующем конденсаторе 8, который представляет собой вертикальный кожухотрубчатый теплообменный аппарат, в его межтрубном пространстве снизу вверх проходит широкая газовая фракция, а в трубном — сверху вниз — охлаждающая вода V. При охлаждении широкой газовой фракции образуется углеводородный конденсат, который, стекая вниз по поверхности трубок, вступает в контакт с газом, вновь поступающим в аппарат. Между этими встречными потоками газа и конденсата происходит тепло- и массообмен, при котором часть высокомолекулярных углеводородов из газа переходит в конденсат, а часть низкомолекулярных углеводородов из конденсата переходит в газ. Таким образом образуются конденсат с минимальным содержанием низкомолекулярных углеводородов (метан—бутан) и газ с минимальным содержанием высокомолекулярных углеводородов (C5+высшие). Конденсат IV направляется в стабильную нефть для пополнения ее бензинового потенциала. Газ, выходящий из фракционирующего конденсатора 8, проходит сепаратор 9, где отделяется уносимый им капельный конденсат, и поступает на прием компрессора 10 с соответствующим числом ступеней сжатия, в зависимости от удаленности объектов газопотребления или газоперерабатывающего завода. Скомпримированный до соответствующего давления газ проходит маслоотделитель 11, где отделяется смазочное масло VIII, захватываемое в цилиндрах компрессора, конденсатор-холодильник 12, где охлаждается до 30 °С, и поступает в сепаратор 13, где от газа отделяется сконденсировавшийся нестабильный конденсат VII. Нестабильный конденсат собирается в емкости 14, из которой насосом 15 перекачивается на газоперерабатывающий завод. Газ VI, выходящий из сепаратора 13, направляется потребителю или на газоперерабатывающий завод.

Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей сепарацией и абсорбцией широкой газовой фракции приведена на рис.42.

         Сырая нефть I подается насосом 1 в теплообменник 4, и, пройдя блок обезвоживания и обессоливания 5, насосом 7 прокачивается через трубчатую печь 8, где нагревается до температуры 100—110°С, и поступает в сепаратор 9, в котором от нефти отделяется широкая газовая фракция. Снизу сепаратора 9 выходит стабильная нефть II, которая, отдав тепло сырой нефти в теплообменнике 4, направляется в резервуар стабильной нефти 2. Широкая газовая фракция III, выходящая сверху сепаратора 9, насосом 11 подается в низ абсорбера 10, в котором в результате процесса абсорбции из нее извлекаются высокомолекулярные углеводороды (бензиновая фракция). Сущность процесса абсорбции состоит в избирательном поглощении высокомолекулярных углеводородов из газа жидкостью, называемой абсорбентом. Переход высокомолекулярных углеводородов из газа в жидкость обусловлен нарушением фазового равновесия при контакте газа с родственной жидкостью, в которой содержание поглощаемых компонентов мало.

В технологической схеме должен быть предусмотрен процесс десорбции абсорбента, т. е. обратного извлечения поглощенных им в абсорбере углеводородов. Абсорбент можно десорбировать либо ректификацией, либо выпаркой абсорбента. В рассматриваемой технологической схеме в качестве абсорбента используют стабильную нефть, которая насосом 3 прокачивается через холодильник 6 и подается на верх абсорбера 10. Таким образом, в абсорбере 10 происходит встречное днижение поднимающейся снизу вверх широкой газовой фракции и стекающей сверху вниз стабильной нефти (абсорбента). Для создания лучшего контакта встречных потоков жидкости и газа в абсорбере применяют различные специальные устройства — тарелки, насадки и др.

В результате абсорбции бензиновые углеводороды из широкой газовой фракции переходят в нефть, а легкие газообразные углеводороды IV (от метана до бутана) выходят сверху абсорбера и направляются на газоперерабатывающий завод. Процесс абсорбции (переход углеводородов из газообразного состояния в жидкое) происходит с выделением тепла, поэтому абсорбент, опускаясь вниз по абсорберу, разогревается, что приводит к снижению растворимости газов в нем. Для снижения температуры абсорбента проводят промежуточное его охлаждение. Для этого разогретый абсорбент забирается с определенного уровня абсорбера, прокачивается насосом 13 через холодильник 12, и охлажденный абсорбент V возвращается в абсорбер.

Технологическая схема стабилизации нефти ректификацией приведена на рис.43.

Сырая нефть I насосом 1 прокачивается через теплообменник 3, после чего проходит блок обезвоживания и обессоливания 4 и поступает на стабилизацию. Обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в теплообменнике 5 до температуры 150—200 °С за счет тепла отходящего потока стабильной нефти, при этом частично испаряется и в двухфазном парожидком состоянии поступает в питательную секцию ректификационной колонны 6. Ректификация — это процесс многократного испарения и конденсации углеводородов, происходящий на специальных устройствах — ректификационных тарелках. Для его осуществления необходимо, чтобы в колонне было два встречных потока — жидкий и паровой и чтобы имелась разность температур при переходе от одной тарелки к другой. Жидкий поток стекает сверху вниз ректификационной колонны в результате подачи на верхнюю тарелку так называемого холодного орошения. В качестве холодного орошения используется часть сконденсированного верхнего продукта, выходящего сверху ректификационной колонны и являющегося равновесным по составу с верхним продуктом. Для этого нефтяные пары, выходящие сверху ректификационной колонны 6, охлаждаются в холодильнике 7, и в сепараторе 8, от них отделяется углеводородный конденсат III, который собирается в сборнике конденсата 9, а затем насосом II подается на верх ректификационной колонны 6. Паровой поток снизу вверх создается так называемым паровым орошением IV, вводимым в низ ректификационной колонны под нижнюю тарелку и являющимся равновесным по составу с нижним продуктом. В качестве парового орошения используют часть превращенного в парообразное состояние нижнего продукта. Для этого часть стабильной нефти, выходящей снизу ректификационной колонны 6, насосом 13 прокачивают через трубчатую печь 12, в которой нагревают до такой температуры, чтобы произошло превращение нефти в парообразное состояние, и эти пары подаются под нижнюю тарелку. В результате того, что на верх колонны подается холодное орошение, а вниз — паровое орошение, по высоте ректификационной колонны устанавливается необходимая разность температур: внизу колонны 230—280 °С, а вверху колонны 65—96 оС. На каждой тарелке поднимающиеся снизу пары встречаются со стекающей с верхней тарелки более холодной жидкостью. Конструкция тарелки обеспечивает необходимый контакт встречающихся потоков пара и жидкости, так что между ними происходит тепло- и массообмен. Пары охлаждаются, при этом часть высокомолекулярных углеводородов из паров конденсируется и переходит в жидкость. Жидкость, наоборот, нагревается, при этом часть низкомолекулярных углеводородов испаряется и переходит в пар. Этот процесс повторяется многократно, так как ректификационная колонна имеет достаточно много тарелок. В результате поднимающиеся пары при переходе от одной тарелки к другой обогащаются низкомолекулярными углеводородами, а жидкость — высокомолекулярными углеводородами. Тем самым достигается требуемая четкость разделения с заданной глубиной извлечения того или иного компонента (пропана, бутана или метана). Отделившиеся легкие углеводороды в газообразном V и жидком VI состоянии насосом 10 направляются на химический комбинат. Стабильная нефть II, с высокой температурой выходящая снизу ректификационной колонны, проходит теплообменники 5 и 3, где отдает свое тепло поступающей нефти, охлаждаясь при этом до температуры 40—45 °С, и направляется в резервуар стабильной нефти 2.

Для интенсификации процесса стабилизации нефти предложено использовать центробежные силы. Скорость выделения легкой фазы в гидроциклоне, как показали расчеты, в 500 раз выше, чем скорость гравитационного разделения. Никаких дополнительных контактных устройств  для стабилизации нефти в гидроциклоне не требуется, в отличие от ректификационной колонны. Продуктами процесса стабилизации являются: стабильная нефть и легкие углеводороды в виде сухого газа и нестабильного бензина.

В ИПТЭР разработана конструкция гидроциклона ГУД-1 (табл.12).

В корпусе аппарата ГУД-1 расположено шесть сепарирующих элементов, каждый из которых снабжен вводным устройством, обеспечивающим тангенциальный ввод смеси и интенсивную крутку потока, сливной камерой с наконечником, конструкция которого обеспечивает пристенное пленочное течение жидкости и концентрирование легких углеводородов. Гидроциклон устанавливается на сборнике стабильной нефти (рис.44).

Из ГУД-1 смесь парогаза с капельной жидкостью направляют в каплеуловитель, пустотелый аппарат, где под действием гравитационных сил происходит отделение капель нефти от парогазовой смеси легких углеводородов. Далее парогаз конденсируют при температуре 10-15 оС и разделяют в сепараторе на легколетучие газы и конденсат. Для получения качественного конденсата давление в сепараторе поддерживают в пределах 1,7-1,3 ати, что препятствует переходу в газовую фазу наиболее ценных бутановых фракций.

Установлено, что доля извлечения углеводородов С3 из нефти в гидроциклоне достигает 90%, С4 – 68%, С5 – 48%. Углеводороды С6 обнаружены в пределах до 20%, а  С8 – до 8%.

Таблица 12

Техническая характеристика гидроциклона ГУД-1

Показатель

Величина

Максимальная производительность,  м3/сут

1500

Диаметр,  мм

700

Высота,  мм

1000

Масса,  кг

300

Рабочее давление, Мпа (кгс/см2)

0,4-0,6  (4-6)

Гидроциклонная технология стабилизации нефти сокращает металлоемкость более, чем в 50 раз, а капитальные вложения – в 60 раз.

Стабилизация нефти основана на сочетании процессов испарения и конденсации. Поэтому основное оборудование установок стабилизации нефти — это нагреватели и печи, теплообменники и конденсаторы-холодильники, сепараторы и колонные аппараты (абсорберы, ректификационные колонны и др.).

На рис.6 представлена схема устройства   ректификационной   колонны. Колонна состоит из вертикального цилиндрического корпуса 10 с опорой 12, которой она устанавливается на фундамент и закрепляется к нему   фундаментными болтами. Сверху и снизу корпус колонны закрыт   эллиптическими днищами. Колонна имеет люки 3. Внутри колонны смонтированы ректификационные тарелки 9, улитка 8, отбойник 5, гидравлический затвор 6, паровой маточник 11. Колонны снабжены штуцерами: ввода сырья 7, для отвода целевых паров 1 в конденсатор-холодильник, откачки стабильной нефти 13, ввода холодного орошения 2, отбора боковых погонов 4.

Основной элемент ректификационных колонн и тарельчатых абсорберов — это тарелки. Элементы контактных устройств барботажных тарелок колпачковых, клапанных, ситчатых  (отверстия в полотне тарелок) создают движение пара в слое жидкости почти в вертикальном направлении. Среди барботажных тарелок можно выделить тарелки со стесненным и свободным зеркалом барботажа. В тарелках со стесненным зеркалом барботажа часть поверхности жидкости (50—75%) занята устройствами для ввода пара в жидкость (колпачками).

В тарелках со свободным зеркалом барботажа устройства для ввода пара в жидкость размещены практически на одном уровне с полотном тарелки (отверстия, клапаны, язычки и т. п.). Поэтому площадь для выхода пара из жидкости составляет 70—90 % рабочей площади тарелки.

После прохождения процессов подготовки нефть должна удовлетворять следующим требованиям ГОСТа 9965-76 на качество (табл.13):

Таблица 13

Требования к качеству нефтей по ГОСТ 9965-76

Показатель

Группа нефти

I

II

III

1. Максимальное содержание воды, %

0,5

1,0

1,0

2. Максимальное содержание хлористых солей, мг/л

100

300

900

3. Максимальное содержание механических примесей, %

0,05

0,05

0,05

4. Максимальное давление насыщенных паров (ДНИ) при температуре 37,8 °С, кПа

66,67

66,67

66,67

Требования к подготовленному к транспорту газу следующие (табл.14):

Таблица 14

Требования к качеству газа по ОСТ 51.40-93

Параметр

Норма для климата

умеренного

холодного

с 01.05 по 30.09

с 01.10 по 30.04

с 01.05 по 30.09

с 01.10 по 30.04

1. Точка росы по влаге, не выше оС

-3

-5

-10

-20

2. Точка росы по углеводородам, не выше, оС

0

0

-5

-10

3. Масса сероводорода (г/м3)  не более

0,007

0,007

0,007

0,007

4. Масса меркаптановой серы ( г/м3) не более

0,016

0,016

0,016

0,016

5. Объемная доля кислорода (%)  не более

0,5

0,5

1,0

1,0

6. Теплота сгорания низшая МДж/м3 при 20 °С и 101,25 кПа, не менее

32,5

32,5

32,5

32,5

7. Температура газа, оС

Температура газа в самом газопроводе устанавливается проектом

8. Масса механических примесей и труднолетучих жидкостей

Условия оговариваются в соглашениях на поставку газа с ПХГ, ГПЗ и промыслов

studizba.com

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ

Процессы подготовки нефти — это обезвоживание, обессоливание, а также стабилизация нефти. Сущность стабилизации нефти заключается в отделении от нее летучих углеводородов (пропан-бутановой фракции), а также растворимых в нефти сопутствующих газов, таких как сероводород, углекислый газ и азот, что сокращает потери нефти от испарения, снижает интенсивность процесса коррозии аппаратуры, оборудования и трубопроводов по пути движения нефти от месторождения до нефтеперерабагывающего завода, а также позволяет получать ценное сырье для нефтехимии.

Применяют следующие способы стабилизации нефти: горячую, или вакуумную, сепарацию и ректификацию.

При горячей, или вакуумной, сепарации от нефти отделяется широкая газовая фракция, в которой наряду с пропан-бутановой фракцией содержится большое количество более высокомолекулярных углеводородов, извлечение которых из нефти ухудшает ее качество. Для извлечения высокомолекулярных углеводородов из широкой газовой фракции и последующего возвращения их в стабильную нефть, используют следующие процессы:

1) однократную конденсацию с последующей компрессией, масляной абсорбцией или низкотемпературной конденсацией остаточных газов;

2) фракционированную конденсацию с последующей компрессией газового остатка;

3) абсорбциюили ректификацию.

При стабилизации нефти ректификацией всю нефть подвергают процессу ректификации, при этом обеспечивается четкое разделение углеводородов и достигается заданная глубина стабилизации нефти.

 
 
Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей cепарацией и однократной конденсацией широкой газовой фракции приведена на рис.40. Сырая нефть I насосом 1 подается в теплообменник 3 и, пройдя блок обезвоживания и обессоливания 4, поступает на стабилизацию. При этом обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в пароподогревателе 5 до температуры 80—120 °С и подвергается однократному испарению в сепараторе 6 при давлении 0,15—0,25 МПа, где от нее отделяется широкая газовая фракция. Снизу сепаратора 6 выводится стабильная нефть III, которая насосом 7 прокачивается через теплообменник 3, где отдает тепло сырой нефти, и направляется в резервуар 2 стабильной нефти, Широкая газовая фракция IV, отделяемая от нефти в

сепараторе 6, подвергается однократной конденсации, для чего охлаждается в холодильнике 8 до температуры 30 °С, при этом конденсируются высокомолекулярные (?) углеводороды II (бензин), которые отделяются от газа в сепараторе 9, собираются в емкости бензина 10 и насосом 11 возвращаются в стабильную нефть для восстановления ее бензинового потенциала. Газ, выходящий из сепаратора 9, поступает на прием компрессора 12, в котором повышается давление газа до 0,5—1,7 МПа, в зависимости от расстояния до газоперерабатывающего завода. После компрессора газ проходит маслоотделитель 13, где отделяется смазочное масло VII, уносимое газом из компрессора, конденсатор-холодильник 14 и сепаратор 15, в котором отделяется сконденсировавшийся в результате сжатия и охлаждения нестабильный конденсат VI. Нестабильный конденсат собирается в емкости 16, из которой насосом 17 перекачивается на газоперерабатывающий завод. Туда же направляется и газ V, выходящий из сепаратора 15.

Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей сепарацией и фракционированной конденсацией широкой газовой фракции приведена на рис.41.

 

 
 

Сырую нефть I насосом 1 подают в теплообменник 3 и, пройдя блок обезвоживания и обессоливания 4, поступает на стабилизацию. Обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в пароподогревателе 5 до температуры 80—120 °С и подвергается однократному испарению в сепараторе 6 при давлении 0,15—0,25 МПа, где от нее отделяется широкая газовая фракция. Снизу сепаратора 6 выводится стабильная нефть II, которая насосом 7 прокачивается через теплообменник 3, где отдает тепло сырой нефти, и направляется в резервуар 2 стабильной нефти. Широкая газовая фракция III, отделяемая от нефти в сепараторе 6, подвергается фракционированной конденсации в фракционирующем конденсаторе 8, который представляет собой вертикальный кожухотрубчатый теплообменный аппарат, в его межтрубном пространстве снизу вверх проходит широкая газовая фракция, а в трубном — сверху вниз — охлаждающая вода V. При охлаждении широкой газовой фракции образуется углеводородный конденсат, который, стекая вниз по поверхности трубок, вступает в контакт с газом, вновь поступающим в аппарат. Между этими встречными потоками газа и конденсата происходит тепло- и массообмен, при котором часть высокомолекулярных углеводородов из газа переходит в конденсат, а часть низкомолекулярных углеводородов из конденсата переходит в газ. Таким образом образуются конденсат с минимальным содержанием низкомолекулярных углеводородов (метан—бутан) и газ с минимальным содержанием высокомолекулярных углеводородов (C5+высшие). Конденсат IV направляется в стабильную нефть для пополнения ее бензинового потенциала. Газ, выходящий из фракционирующего конденсатора 8, проходит сепаратор 9, где отделяется уносимый им капельный конденсат, и поступает на прием компрессора 10 с соответствующим числом ступеней сжатия, в зависимости от удаленности объектов газопотребления или газоперерабатывающего завода. Скомпримированный до соответствующего давления газ проходит маслоотделитель 11, где отделяется смазочное масло VIII, захватываемое в цилиндрах компрессора, конденсатор-холодильник 12, где охлаждается до 30 °С, и поступает в сепаратор 13, где от газа отделяется сконденсировавшийся нестабильный конденсат VII. Нестабильный конденсат собирается в емкости 14, из которой насосом 15 перекачивается на газоперерабатывающий завод. Газ VI, выходящий из сепаратора 13, направляется потребителю или на газоперерабатывающий завод.

Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей сепарацией и абсорбцией широкой газовой фракции приведена на рис.42.

 
 

Сырая нефть I подается насосом 1 в теплообменник 4, и,пройдя блок обезвоживания и обессоливания 5, насосом 7 прокачивается через трубчатую печь 8, где нагревается до температуры 100—110°С, и поступает в сепаратор 9, в котором от нефти отделяется широкая газовая фракция. Снизу сепаратора 9 выходит стабильная нефть II, которая, отдав тепло сырой нефти в теплообменнике 4, направляется в резервуар стабильной нефти 2. Широкая газовая фракция III, выходящая сверху сепаратора 9, насосом 11 подается в низ абсорбера 10, в котором в результате процесса абсорбции из нее извлекаются высокомолекулярные углеводороды (бензиновая фракция). Сущность процесса абсорбции состоит в избирательномпоглощении высокомолекулярных углеводородов из газа жидкостью, называемой абсорбентом. Переход высокомолекулярных углеводородов из газа в жидкость обусловлен нарушением фазового равновесия при контакте газа с родственной жидкостью, в которой содержание поглощаемых компонентов мало.

В технологической схеме должен быть предусмотрен процесс десорбции абсорбента, т. е. обратного извлечения поглощенных им в абсорбере углеводородов. Абсорбент можно десорбировать либо ректификацией, либо выпаркой абсорбента. В рассматриваемой технологической схеме в качестве абсорбента используют стабильную нефть, которая насосом 3 прокачивается через холодильник 6 и подается на верх абсорбера 10. Таким образом, в абсорбере 10 происходит встречное днижение поднимающейся снизу вверх широкой газовой фракции и стекающей сверху вниз стабильной нефти (абсорбента). Для создания лучшего контакта встречных потоков жидкости и газа в абсорбере применяют различные специальные устройства — тарелки, насадки и др.

В результате абсорбции бензиновые углеводороды из широкой газовой фракции переходят в нефть, а легкие газообразные углеводороды IV (от метана до бутана) выходят сверху абсорбера и направляются на газоперерабатывающий завод. Процесс абсорбции (переход углеводородов из газообразного состояния в жидкое) происходит с выделением тепла, поэтому абсорбент, опускаясь вниз по абсорберу, разогревается, что приводит к снижению растворимости газов в нем. Для снижения температуры абсорбента проводят промежуточное его охлаждение. Для этого разогретый абсорбент забирается с определенного уровня абсорбера, прокачивается насосом 13 через холодильник 12, и охлажденный абсорбент V возвращается в абсорбер.

Технологическая схема стабилизации нефти ректификацией приведена на рис.43.

 
 

Сырая нефть I насосом 1 прокачивается через теплообменник 3, после чего проходит блок обезвоживания и обессоливания 4 и поступает на стабилизацию. Обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в теплообменнике 5 до температуры 150—200 °С за счет тепла отходящего потока стабильной нефти, при этом частично испаряется и в двухфазном парожидком состоянии поступает в питательную секцию ректификационной колонны 6. Ректификация — это процесс многократного испарения и конденсации углеводородов, происходящий на специальных устройствах — ректификационных тарелках. Для его осуществления необходимо, чтобы в колонне было два встречных потока — жидкий и паровой и чтобы имелась разность температур при переходе от одной тарелки к другой. Жидкий поток стекает сверху вниз ректификационной колонны в результате подачи на верхнюю тарелку так называемого холодного орошения. В качестве холодного орошения используется часть сконденсированного верхнего продукта, выходящего сверху ректификационной колонны и являющегося равновесным по составу с верхним продуктом. Для этого нефтяные пары, выходящие сверху ректификационной колонны 6, охлаждаются в холодильнике 7, и в сепараторе 8,от них отделяется углеводородный конденсат III, который собирается в сборнике конденсата 9, а затем насосом II подается на верх ректификационной колонны 6. Паровой поток снизу вверх создается так называемым паровым орошением IV, вводимым в низ ректификационной колонны под нижнюю тарелку и являющимся равновесным по составу с нижним продуктом. В качестве парового орошения используют часть превращенного в парообразное состояние нижнего продукта. Для этого часть стабильной нефти, выходящей снизу ректификационной колонны 6, насосом 13 прокачивают через трубчатую печь 12, в которой нагревают до такой температуры, чтобы произошло превращение нефти в парообразное состояние, и эти пары подаются под нижнюю тарелку. В результате того, что на верх колонны подается холодное орошение, а вниз — паровое орошение, по высоте ректификационной колонны устанавливается необходимая разность температур: внизу колонны 230—280 °С, а вверху колонны 65—96 оС. На каждой тарелке поднимающиеся снизу пары встречаются со стекающей с верхней тарелки более холодной жидкостью. Конструкция тарелки обеспечивает необходимый контакт встречающихся потоков пара и жидкости, так что между ними происходит тепло- и массообмен. Пары охлаждаются, при этом часть высокомолекулярных углеводородов из паров конденсируется и переходит в жидкость. Жидкость, наоборот, нагревается, при этом часть низкомолекулярных углеводородов испаряется и переходит в пар. Этот процесс повторяется многократно, так как ректификационная колонна имеет достаточно много тарелок. В результате поднимающиеся пары при переходе от одной тарелки к другой обогащаются низкомолекулярными углеводородами, а жидкость — высокомолекулярными углеводородами. Тем самым достигается требуемая четкость разделения с заданной глубиной извлечения того или иного компонента (пропана, бутана или метана). Отделившиеся легкие углеводороды в газообразном V и жидком VI состоянии насосом 10 направляются на химический комбинат. Стабильная нефть II, с высокой температурой выходящая снизу ректификационной колонны, проходит теплообменники 5 и 3, где отдает свое тепло поступающей нефти, охлаждаясь при этом до температуры 40—45 °С, и направляется в резервуар стабильной нефти 2.

Для интенсификации процесса стабилизации нефти предложено использовать центробежные силы. Скорость выделения легкой фазы в гидроциклоне, как показали расчеты, в 500 раз выше, чем скорость гравитационного разделения. Никаких дополнительных контактных устройств для стабилизации нефти в гидроциклоне не требуется, в отличие от ректификационной колонны. Продуктами процесса стабилизации являются: стабильная нефть и легкие углеводороды в виде сухого газа и нестабильного бензина.

В ИПТЭР разработана конструкция гидроциклона ГУД-1 (табл.12).

В корпусе аппарата ГУД-1 расположено шесть сепарирующих элементов, каждый из которых снабжен вводным устройством, обеспечивающим тангенциальный ввод смеси и интенсивную крутку потока, сливной камерой с наконечником, конструкция которого обеспечивает пристенное пленочное течение жидкости и концентрирование легких углеводородов. Гидроциклон устанавливается на сборнике стабильной нефти (рис.44).

 

 
 

Из ГУД-1 смесь парогаза с капельной жидкостью направляют в каплеуловитель, пустотелый аппарат, где под действием гравитационных сил происходит отделение капель нефти от парогазовой смеси легких углеводородов. Далее парогаз конденсируют при температуре 10-15 оС и разделяют в сепараторе на легколетучие газы и конденсат. Для получения качественного конденсата давление в сепараторе поддерживают в пределах 1,7-1,3 ати, что препятствует переходу в газовую фазу наиболее ценных бутановых фракций.

Установлено, что доля извлечения углеводородов С3 из нефти в гидроциклоне достигает 90%, С4 – 68%, С5 – 48%. Углеводороды С6 обнаружены в пределах до 20%, а С8 – до 8%.

Таблица 12

Техническая характеристика гидроциклона ГУД-1

 

Показатель Величина
Максимальная производительность, м3/сут
Диаметр, мм
Высота, мм
Масса, кг
Рабочее давление, Мпа (кгс/см2) 0,4-0,6 (4-6)

 

Гидроциклонная технология стабилизации нефти сокращает металлоемкость более, чем в 50 раз, а капитальные вложения – в 60 раз.

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Технология - стабилизация - нефть

Технология - стабилизация - нефть

Cтраница 1

Технология стабилизации нефти и конденсата в колоннах с отдувкой газом является одним из эффективных процессов, но при этом происходит унос части газа стабильной нефтью.  [1]

Технология стабилизации нефти и конденсата в колоннах с отлувкой газом является одним из эффективных процессов, но при этом происходит унос части газа стабильной нефтью.  [2]

Технология стабилизации нефти с подачей сухого нефтяного газа не требует больших капитальных затрат.  [3]

Технология стабилизации нефти и конденсата в колоннах с отдувкой газом является одним из эффективных процессов, но при этом происходит унос части газа стабильной нефтью.  [4]

Гидроциклонная технология стабилизации нефти сокращает металлоемкость более, чем в 50 раз, а капитальные вложения - в 60 раз.  [6]

Особенность абсорбции в технологии стабилизации нефти - поступление на абсорбцию парогазовой смеси, в составе которой находится около 50 % бензиновых углеводородов.  [7]

В данной работе рассматриваются новые ресурсосберегаюшие технологии стабилизации нефти и конденсата, отбензинивания нефтяного газа, сопоставляются с традиционно используемыми технологиями, приводятся предпочтительные параметры рабочих режимов.  [8]

Этот подход использован в технологии стабилизации нефти путем однократной абсорбции в трубопроводе смешения, в котором часть нефти подается в поток газа сепарации, смешивается, охлаждается в трубопроводе и разделяется в емкости на осушенный газ и насыщенный абсорбент. Насыщенный абсорбент подается в основной поток нефти.  [10]

Таким образом, использование технологии стабилизации нефти с подачей нефтяного газа в отгонную часть колонны позволяет сократить расход газа в нагревательные печи на 440 м3 / ч и исключить подачу воды в поток нефти.  [11]

Капитальные вложения для усовершенствования технологии стабилизации нефти и ее внедрения складываются из затрат на НИР - 220 ты.  [12]

Традиционные технологические схемы, техника и технология стабилизации нефти предусматривают применение крупногабаритного металлоемкого оборудования, требуют значительных энергетических затрат. Стабилизация нефти на промыслах ограничена возможностью сооружения подогревательных печей повышенной тепловой мощности, крупногабаритных теплообменных аппаратов и колонн.  [13]

Решение поставленных вопросов возможно при использовании технологии стабилизации нефти с подачей газа в промежуточное сечение отгонной части колонны.  [14]

Решение поставленных вопросов возможно при использовании технологии стабилизации нефти с подачей газа и промежуточное сечение отгонной части колонны.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Процесс - стабилизация - нефть

Процесс - стабилизация - нефть

Cтраница 2

Рассмотрим процесс стабилизации нефти в аппарате многоступенчатою испарения и конденсации, проведенный на примере нефти Ромашкинского месторождения. Для сопоставления проведены также расчеты процесса двухступенчатой сепарации нефти, включающей горячую ступень сепарации. Использование нефти создает более жесткие условия процесса стабилизации.  [16]

Рассмотрим процесс стабилизации нефти Ромашкинского месторождения в аппарате многоступенчатого испарения и конденсации. Для сопоставления проведены также расчеты процесса двухступенчатой сепарации нефти, включающей горячую ступень сепарации.  [17]

Проведение процесса стабилизации нефти с целью снижения общей упругости ее паров достигается отбором определенной части легких компонентов. При этом любой из способов стабилизации связан, как правило, с обязательным повышением температуры исходной нефти.  [18]

Эффективность процесса стабилизации нефти значительно возрастает при смешении газа сепарации и части нефти и дальнейшего охлаждения смеси в конденсаторе-холодильнике. При этом состав газа облегчается.  [19]

Углубление процесса стабилизации нефти дает возможность значительно уменьшить технологические потери нефти от испарения в товарных парках НГДУ, головных сооружений нефтепроводов и НПЗ. Предлагаемая технология позволяет регулировать отбор нестабильного бензина, увеличить межремонтный период работы оборудования НСУ и одновременно с этим решать вопросы охраны окружающей среды.  [20]

Необходимость процесса стабилизации нефти на промыслах очевидна.  [21]

Под процессом стабилизации нефти понимается отделение от нее легких ( пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.  [22]

Под процессом стабилизации нефти понимается отделение от нее легких фракций с целью уменьшения их потерь при ее транспортировке.  [23]

Под процессом стабилизации нефти понимается отделение от нее легких ( пропан - бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.  [25]

Под процессом стабилизации нефти понимается отделение от нее легких ( пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.  [26]

В процессе стабилизации нефти получается нестабильный бензин. Количество бензина определяют по потенциальному содержанию его в нефти ( выраженному в процентах к весу нефти) и плановому объему стабилизации нефти.  [27]

Для интенсификации процесса стабилизации нефти предложено использовать центробежные силы.  [28]

Результаты расчетов процесса стабилизации нефти методом отдувки газом в колонне глубокой дегазации ( КГД) приведены на рис. 7.5 ирис.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Моделирование систем на примере системы стабилизации нефти

Содержание:

Стр.

Краткая характеристика процесса стабилизации нефти_____________________4

Обзор и анализ существующих методов построения математических

моделей, применяемых для построения модели печи, в установках

комплексной подготовки нефти ________________________________________8

Получение математической модели трубчатой печи_______________________10

Построение статической характеристики объекта_________________________15

Построение динамической характеристики объекта_______________________16

Заключение_________________________________________________________18

Список литературы__________________________________________________19

Часть 1. Краткая характеристика процесса стабилизации нефти.

Стабилизация нефти это один из процессов подготовки нефти. Стабилизация нефти - удаление из нефти, выходящей из нефтяных скважин, остаточного количества летучих углеводородных газов и лёгких жидких фракций после первичной дегазации, а именно удаление метана, этана, пропана, сероводорода, углекислого газа и азота. Это способствует сокращению потерь нефти от испарения, снижению интенсивности процесса коррозии аппаратуры, оборудования и трубопроводов по пути движения нефти от месторождения до нефтеперерабатывающего завода, а также позволяет получить ценное сырье для нефтехимии [5].

Установки стабилизации нефтей строятся и эксплуатируются на промыслах. Углеводородные газы направляются на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а стабильная нефть — на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

В стабильной нефти содержание растворённых газов не превышает 1—2%. В результате стабилизации легкой нефти из нее полностью удаляются метан, этан и на 95 % пропан, при этом давление насыщенных паров нефти при 40 °С снижается с 0,85 до 0,03 МПа, что гарантирует постоянство фракционного состава нефти при ее транспортировании и хранении [4].

Применяют следующие способы стабилизации нефти: горячую, или вакуумную, сепарацию и ректификацию.

При горячей сепарации от нефти отделяется широкая газовая фракция, в которой наряду с пропанобутановой фракцией содержится большое количество более высокомолекулярных углеводородов, извлечение которых из нефти ухудшает ее качество. Для извлечения высокомолекулярных углеводородов из широкой газовой фракции и последующего возвращения их в стабильную нефть используют следующие процессы:

1) однократную конденсацию с последующей компрессией, масляной абсорбцией или низкотемпературной конденсацией остаточных газов;

2) фракционированную конденсацию с последующей компрессией газового остатка;

3) абсорбцию или ректификацию.

Для стабилизации только нефтей применяют одноколонные установки, а двухколонные установки используют для стабили­зации нефти — в одной колонне и стабилизации газового бензина — в другой. Последние используют для нефтей с высоким содержанием растворенных газов — более 1,5 % (масс.) [4].

На рис. 1 приведена технологическая схема промысловой двухколонной стабилизационной установки, используемая для нефтей с высоким содержанием растворенных газов [1].

Рис. 1 Схема установки для стабилизации нефти.

1, 11, 17, 18 — насосы; 2,7 — теплообменники; 3 — водоотделитель; 4 — первая ректификационная колонна; 5 — конденсаторы-холодильники; 6 — емкость бензина; 8 — вторая ректификационная колонна; 9 — печь; 10 — горячий насос; 12 — кипятильник с паровым пространством; 13, 14 — холодильники; 16 — емкость орошения.

Линии: I — сырая нефть; II — сухой газ; III — сжиженный газ; IV — стабильная нефть; V — бензин.

По этой схеме нефть насосом 1 прокачивается через теплообменник 2 в водогрязеотстойник 3, где отстаивается от воды, и затем направляется в ректификационную колонну 4, работающую под давлением от 2 да 5 ат. Перетекая по тарелкам колонны, нефть освобождается от легких фракций, которые, пройдя вместе с газами конденсатор-холодильник 5, конденсируются и собираются в газосепараторе 6. Здесь несконденсированные газы отделяются от жидкой фазы, состоящей главным образом из бутана, гексана и высших. Первые направляются в газовую магистраль и далее на газофракционную установку, а вторые через теплообменник 7 в стабилизационную колонну 8 газового бензина. Колонна 8 работает под давлением 8-12 ат. Лишенная низкокипящих фракций нефть горячим насосом 10 частично подается на циркуляцию в трубчатую печь 9, а оставшаяся доля 11 направляется через теплообменник 2, кипятильник 12, холодильник 14 в емкость стабилизированной нефти [1].

Легкие бензиновые фракции, ректифицируясь в стабилизаторе 8, освобождаются от избыточного количества пропан - бутановых фракций. Последние после конденсации и охлаждения в конденсаторе 15 поступают в газосепаратор 16, откуда часть конденсата насосом 18 подается на орошение, а избыток переводится в емкость сжиженного газа или на газоперерабатывающий завод на разделение [1].

Стабилизационный бензин проходит через кипятильник 12, теплообменник 7 и холодильник 13, а далее либо направляется в емкость либо смешивается со стабилизированной нефтью и направляется на нефтеперерабатывающий завод [1].

В системе установки стабилизации нефти происходит много процессов. Рассмотрим один из них: процесс нагрева нефти в трубчатой печи 9.

Рис. 2 Упрощенная схема трубчатой печи

Таблица 1.

Основные технологические характеристики трубчатой печи [2].

Часть 2. Обзор и анализ существующих методов построения математических моделей, применяемых для построения модели печи, в установках комплексной подготовки нефти.

Существует множество методов построения моделей технологических процессов. Приведем несколько из них:

1) Номографический метод расчета – основан на графическом представлении функциональных зависимостей от нескольких переменных (формул, уравнений, систем уравнений). Получающиеся при этом графические представления (геометрические модели) называются номограммами. При номографическом методе вычислительная операция заменяется выполнением простых геометрических операций (наложение линейки, проведение окружности, измерение отрезка). Номограмма может быть использована для выявления взаимного влияния переменных и изучения экстремальных свойств.

2) Методы приближения функций – основаны на разложении функции в ряд, определении численными методами величины интегралов или подбора аналитических выражений для описания экспериментальных зависимостей и решают задачи приближения одних функций другими, которые для нас более «удобны» по каким- либо критериям. Другими словами, при решении всех этих задач мы строим модели исходных зависимостей, которые сохраняют их основные свойства и в то же время они наиболее удобны для анализа и последующего применения.

3) Эмпирические методы – приспособлены только для автоматизации и оптимизации конкретных действующих установок. Они позволяют осуществить только условную оптимизацию, определяемую конструкцией установки. При этом они не дают возможность оценить, насколько далек найденный оптимум от потенциально возможного для этого процесса.

4) Аналитические методы – обычно используются на стадии проектирования технологического процесса и систем автоматизации, оценки допустимой области изменения технологических параметров, разработки структурных схем регулирования. Полученные модели позволяют проводить оптимизацию процесса и оценивать его потенциальные возможности без учета его конструктивной реализации. Принципиальная особенность аналитических методов заключается в том, что можно аналитическим путем исследовать динамику проектируемых систем, применять полученные уравнения для описания свойств других однотипных объектов и процессов.Аналитические методы расчёта отличаются сложностью, но поскольку базируются на основных законах теплообмена, то их можно применять в широких пределах. Они обеспечивают вполне удовлетворительную сходимость с данными практики.

Учитывая все отмеченные выше достоинства аналитических методов, а также то, что технологический процесс, протекающий в трубчатых печах, подробно изучен и имеются аналитические зависимости характеризующие его, то наиболее эффективным методом получения модели будет аналитический .

Часть 3. Получение математической модели трубчатой печи.

1) Модель будем строить в рамках следующих допущений и ограничений, которые определяются, исходя из анализа технологического процесса.

Принимаем следующие ограничения и допущения:

1. Внутри змеевика параметры распределённые (температура зависит от координаты, меняется по длине змеевика).

2. Стационарный процесс (за малые промежутки времени параметры не изменяются в широких пределах).

3. В змеевике процесс идеального вытеснения (в любом сечении трубы температура постоянна в каждой точке этого сечения). Принимаем на основании того, что движение потока хладагента в змеевиковых и трубчатых элементах небольшого диаметра удовлетворительно соответствует гидродинамической модели идеального вытеснения.

4. Поперечное перемешивание в змеевике идеальное.

5. Тепловой поток через поверхность теплообмена устанавливается мгновенно и направлен перпендикулярно к ней в каждой точке.

6. Идеальная изоляция от внешней среды (нет потерь тепла в окружающую среду).

7. Среды, участвующие в процессе, несжимаемы.

8. Коэффициент теплопередачи от газа к сырью постоянен по площади поверхности змеевика.

9. Преобладающий процесс теплопередачи в печи – теплопроводность.

mirznanii.com

Процесс - стабилизация - нефть

Процесс - стабилизация - нефть

Cтраница 3

При проектировании процесса стабилизации нефти на промысле следует учитывать термическую стабильность входящих в ее состав серусодержащих соединений, однако из-за низкого порога стабильности для некоторых нефтей 40 С этот фактор не может быть определяющим.  [31]

Анализ развития процессов стабилизации нефти методом ректификации, показывает высокую эффективность совмещения процессов ректификации при повышенном давлении и сепарации кубового остатка ректификационной колонны при пониженном давлении.  [32]

Для уточнения температуры процесса стабилизации нефти необходимо выбрать критерий, по которому будет определяться эффективность процесса. Общепринятым критерием при оценке стабильности товарной нефти в отрасли служит показатель ДНП нефти. Однако данный критерий имеет существенный недостаток. Он заключается в том, что на величину ДНП нефти оказывают значительное влияние углеводороды С4 - С6, которые являются ценными компонентами товарной нефти и составляют часть ее бензинового потенциала. Поэтому важно знать, за счет извлечения каких углеводородов происходит снижение ДНП нефти.  [34]

Установлены зависимости показателей процесса стабилизации нефти от режимных параметров и расход газа, необходимый для устойчивой работы стабилизационной установки, - 0 23 - 1 00 % мае.  [35]

С целью повышения эффективности процесса стабилизации нефти была разработана новая конструкция наконечника сливного патрубка ( рис. 3.9, патрубок 2), при этом внутренняя поверхность на нижнем конце наконечника выполнена торроидальной, а наружная - ступенчато-конической с возрастающими в направлении сверху вниз углами наклона к оси сепарирующего элемента. Выполнение наружной поверхности наконечника под различными углами наклона дает возможность мелким взвешенным газовым пузырькам легких углеводородов, укрупняться путем коалесценции, а также накапливаться на этой поверхности, укрупняться по мере их продвижения и срываться с острых кромок наконечника с последующим отделением в центробежном поле. Наличие дополнительной отражательной поверхности и острой кромки в наконечнике сливного патрубка, образованной при переходе наружной поверхности во внутреннюю, торроидальную и находящуюся в непосредст-венной близости от газовоздушного столба, улучшает отделение более мелких капель нефти за счет тяжелой капельной жидкости и проскока газовой фазы в наконечник сливного патрубка.  [36]

Как указывалось ранее, процессу стабилизации нефти предшествуют процессы испарения и конденсации углеводородных систем, вызванные изменением давления и температуры.  [37]

Исследованиями установлено, что эффективность процесса стабилизации нефти значительно возрастает при смешении газа сепарации с частью нефти и дальнейшего охлаждения смеси в конденсаторе-холодильнике. При этом состав газа облегчается. Массовое содержание высококипящих компонентов Сб в газе снижается.  [38]

Для решения практических задач управления процессом стабилизации нефти в ценфобежном поле необходимо отработать способы получения качественной информации по входным и выходным параметрам и выявить необходимую частоту сбора исходной информации.  [39]

На рис. 3.1 приведена принципиальная схема процесса стабилизации нефти применительно к концевой ступени сепарации.  [40]

Расчетные исследования показали, что эффективность процесса стабилизации нефти значительно возрастает при смешении газа сепарации и масти нефти и дальнейшего охлаждения смеси в конденсаторе-холодильнике. При этом состав газа облегчается. Массовое содержание высококипящих компонентов С, в газе снижается.  [41]

На рис. 3.1 приведена принципиальная схема процесса стабилизации нефти применительно к концевой ступени сепарации.  [42]

Расчетные исследования показали, что эффективность процесса стабилизации нефти значительно возрастает при смешении газа сепарации и части нефти и дальнейшего охлаждения смеси в конденсаторе-холодильнике. При: лом состав газа облегчается. Массовое содержание высококипящих компонентов G, в газе снижается.  [43]

Исходя из этого, считается целесообразным осуществлять процесс стабилизации нефти на промыслах, особенно если добываемая нефть содержит много легких фракций и транспортируется на большие расстояния.  [44]

За базу сравнения приняты показатели, характеризующие процесс стабилизации нефти с использованием существующей технологии.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Процесс - стабилизация - нефть

Процесс - стабилизация - нефть

Cтраница 4

Проведенные исследования показали, что на эффективность процесса стабилизации нефти в гидроциклоне большое влияние оказывает температура и давление нефти на входе в аппарат. Температура и давление варьируются в зависимости от того, в каких продуктах стабилизации имеется потребность.  [46]

Расчетными и лабораторными исследованиями [ 151 ] показана эффективность процесса стабилизации нефти с подачей дополнительного газа в сепарационные установки.  [47]

Материальный баланс НСУ получен по результатам расчетов процесса стабилизации нефти с учетом однократного испарения нижнего продукта и подачей продуктов испарения ( бензино-керосиновых фракций) в промежуточное сечение укрепляющей секции колонны.  [48]

Расчетными и лабораторными исследованиями [ 88 показана эффективность процесса стабилизации нефти дополнительно вводимым газом. Но процесс однократного испарения с подачей газа в систему карактеризуется очень низкой четкостью разделения, большим уносом бензиновых фракций и капельной нефти с газом сепарации, а также физическим уносом части газа стабильной нефтью и поэтому применим не во всех случаях.  [49]

На нефтяных месторождениях последняя ступень понижения давления в процессе стабилизации нефти дает выход газа, содержащего определенное количество бутана и пропана. Этот газ сжимается, и сконденсированная жидкость перекачивается на нефтеперерабатывающий завод, где расположена установка для отделения фракций СНГ.  [50]

Расчетными и лабораторными исследованиями [ 88 1 показана эффективность процесса стабилизации нефти дополнительно вводимым газом. При однократном испарении подача газа позволяет увеличить отбор от потенциала низкокипяших углеводородных фракций по пентан включительно до 50 - 70 о. Но процесс однократного испарения с подачей газа в систему характеризуется очень низкой четкостью разделения, большим уносом бензиновых фракций и капельной нефти с газом сепарации, а гакже физическим уносом часта газа стабильной нефчыо и поэтому применим не но всех случаях.  [51]

Отсутствуют также зависимости для определения эффективности работы гидроциклонных аппаратов применительно к процессу стабилизации нефти, что затрудняет расчеты и применение их в широких масштабах.  [52]

Нередко для обеспечения возможности транспорта нефти до нефтеперерабатывающих заводов без потерь осуществляют процесс стабилизации нефти, под которым понимается отделение от нее легких ( пропан-бутановых и частично бензиновых) фракций под давлением и при повышенных температурах.  [53]

По результатам лабораторных исследований и обследования НСУ ЭЛОУ Д1 выполнен расчетный анализ процесса стабилизации нефти.  [54]

В ходе экспериментальных работ были определены оптимальные значения геометрических параметров гидроциклона применительно к процессу стабилизации нефти в поле центробежных сил. На основании этих исследований была разработана промышленная установка стабилизации нефти.  [55]

В связи с этим актуальными являются задачи исследований по выявлению, научному обоснованию основных принципов процесса стабилизации нефти в поле центробежных сил и создания на этой основе принципиально новой технологии и техники стабилизации нефти.  [56]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru