Устройство для интегрированного обезвоживания водонефтяных эмульсий. Сепарация нефти ультразвуком


Способ разделения водонефтяной эмульсии с применением ультразвукового воздействия

Изобретение может быть использовано в нефтяной промышленности для обезвоживания нефти. Способ разделения водонефтяной эмульсии с применением ультразвукового воздействия включает обработку эмульсии ультразвуком, при этом предварительно определяют оптимальные частоты ультразвукового воздействия в зависимости от размера капель воды в эмульсии, позволяющие достичь минимальной доли воды в нефти. Обработку эмульсии проводят с изменением оптимальной частоты ультразвукового воздействия в зависимости от изменения размера капель воды в процессе обработки. Изобретение обеспечивает повышение степени обезвоживания нефти и сокращение времени отстаивания, что позволяет снизить капитальные затраты на обезвоживание нефти. 1 пр., 3 табл.

 

Предложение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обезвоживания нефти.

Известно, что под влиянием звуковых колебаний между частицами, колеблющимися в акустическом поле, возникают силы притяжения и отталкивания. В водонефтяных эмульсиях такие силы притяжения между каплями воды способствуют их сближению, при оптимальных условиях воздействия - коалесценции и последующему осаждению в отдельную фазу. Приводится, что эмульсии глицерина с водой и гексана с парафином расслаиваются при обработке ультразвуком с частотой 1 МГц и интенсивностью 2 Вт/см2 (Бергман Л. Ультразвук и его применение в науке и технике / под ред. B.C. Григорьева и Л.Д. Розенберга. - М.: Издательство иностранной литературы, 1957. - 727 с.).

Недостатками данного способа являются низкая степень разделения веществ и длительное время обработки.

Наиболее близким по технической сущности является способ для деэмульсификации эмульсии вода-нефть посредством воздействия ультразвука (пат. RU №2339679, МПК C10G 33/00, опубл. 27.11.2008), включающий этап формирования потока эмульсий вода-нефть через область воздействия ультразвука вдоль направления потока. При этом создают попутную ультразвуковую волну, направление распространения которой совпадает с направлением потока эмульсий, и противоточную ультразвуковую волну, направление распространения которой противоположно направлению потока эмульсий. На передней и задней сторонах устройства установлены ультразвуковые преобразователи. После деэмульсификации эмульсии вода-нефть осаждают под действием силы тяжести и разделяют или осаждают и разделяют в электрическом поле для обезвоживания.

Недостатками данного способа являются невысокая степень обезвоживания нефти и длительное время отстаивания.

Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение степени обезвоживания нефти, сокращение времени обработки и снижение капитальных затрат на обезвоживание нефти.

Технические задачи решаются способом разделения водонефтяной эмульсии с применением ультразвукового воздействия, включающим обработку эмульсии ультразвуком.

Новым является то, что предварительно определяют оптимальные частоты ультразвукового воздействия в зависимости от размера капель воды в эмульсии, позволяющие достичь минимальной доли воды в нефти, а обработку эмульсии проводят с изменением оптимальной частоты ультразвукового воздействия в зависимости от изменения размера капель воды в процессе обработки.

Для определения оптимальной частоты ультразвукового воздействия для эмульсии с определенным размером капель воды образец водонефтяной смеси, состоящей из воды и нефти или воды, нефти и деэмульгатора (Смирнов Ю.С. Применение деэмульгаторов для подготовки нефти на промыслах // Нефтепромысловое дело: - обзорная информация. - 1987. - вып.20 - 44 с.), подвергается обработке ультразвуком при разных частотах. Экспериментально определяется оптимальная частота ультразвукового воздействия, при которой достигается минимальная доля воды в нефти. Для исходной эмульсии определяется дисперсный состав, например, микроскопическим методом (РД 34.44.215-96 «Методы определения качества водомазутных эмульсий, используемых в виде жидкого котельного топлива». - М.: Изд-во стандартов, 1997. - 18 с.), и выбирается значение размера преобладающего количества капель воды, для которого устанавливается соответствующая начальная оптимальная частота ультразвукового воздействия. Устанавливаются значения размеров, при достижении которых преобладающим количеством капель воды в эмульсии происходит изменение частоты ультразвука на оптимальную для данного размера. Выбор устанавливаемых значений размеров капель воды определяется возможностями ультразвукового оборудования по изменению частоты. В процессе обработки эмульсии определяется ее дисперсный состав, и при достижении преобладающим количеством капель воды установленных размеров частота ультразвукового воздействия меняется на оптимальную для данного размера капель. Установлено, что с уменьшением размера капель воды в эмульсии возрастает оптимальная частота ультразвукового воздействия. В процессе обработки эмульсии происходит укрупнение капель воды, и для эффективного обезвоживания нефти целесообразно проводить обработку со снижением оптимальной частоты ультразвука, что способствует дальнейшему укрупнению капель и их отделению от нефти.

В табл.1 приведены результаты обезвоживания сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения при постоянных частотах ультразвукового воздействия. Исходная обводненность водонефтяной эмульсии - 52%, размер капель воды - 1-5 мкм. Условия процесса: частота ультразвука - 20-1000 кГц, температура нагрева эмульсии - 85°C, концентрация деэмульгатора - 100 г/т. На каждой частоте ультразвука эмульсия обрабатывалась отдельно до достижения конечной остаточной массовой доли воды в нефти. При частоте ультразвукового воздействия от 20 до 1000 кГц время обработки эмульсии составило от 3 до 2 ч, массовая доля воды в нефти после обработки - от 3,6 до 0,35% соответственно.

Таблица 1
Наименование показателя Значение показателя
1. Исходная обводненность эмульсии, % 52
2. Размер капель воды в эмульсии, мкм 1-5
3. Частота ультразвукового воздействия, кГц 20 50 100 1000
4. Время обработки, ч 3 2 2 2
5. Массовая доля воды в нефти после обработки, % 3,6 1,5 0,42 0,35

Предлагаемый способ разделения водонефтяной эмульсии иллюстрируется следующим примером. Для эмульсии Ашальчинского месторождения экспериментально определены значения оптимальных частот ультразвукового воздействия при размерах преобладающего количества капель воды 1; 5; 10; 50 мкм (табл.2). Искусственно приготавливался образец эмульсии с определенным размером преобладающего количества капель воды от 1 до 50 мкм и подвергался обработке ультразвуком при разных частотах для определения оптимальной, при которой достигается минимальная доля воды в нефти. Температура нагрева составляла 85°C, концентрация деэмульгатора - 100 г/т. Видно, что с уменьшением размера преобладающего количества капель воды в исходной эмульсии от 50 до 1 мкм оптимальная частота ультразвукового воздействия возрастает от 32 до 1000 кГц.

Таблица 2
Наименование показателя Значение показателя
1. Исходная обводненность эмульсии, % 50
2. Размер преобладающего количества капель воды в эмульсии, мкм 1 5 10 50
3. Оптимальная частота ультразвукового воздействия, кГц 1000 75 60 32
4. Массовая доля воды в нефти после обработки, % 0,37 0,32 0,41 0,36

В табл.3 приведены результаты обезвоживания сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения с применением ультразвукового воздействия с изменением оптимальной частоты колебаний в зависимости от изменения размера капель воды. Температура нагрева составляла 85°C, концентрация деэмульгатора - 100 г/т. Исходная обводненность эмульсии сверхвязкой нефти - 52%, размер капель воды - 1-5 мкм. Установленные значения размеров, при достижении которых преобладающим количеством капель воды в эмульсии происходит изменение частоты ультразвука: 1; 5; 10; 50 мкм. Оптимальные частоты ультразвукового воздействия для установленных размеров капель воды представлены в табл.2.

Таблица 3
Наименование показателя Значение показателя
1. Исходная обводненность эмульсии, % 52
2. Размер капель воды в эмульсии, мкм 1-5
3. Размер преобладающего количества капель воды до обработки, мкм 1 5 10 50
4. Оптимальная частота ультразвукового воздействия, кГц 1000 75 60 32
5. Размер преобладающего количества капель воды после обработки, мкм 5 10 50 -
6. Время обработки, мин 5 15 20 15
7. Массовая доля воды в нефти после обработки, % 35 19 7 0,24

В исходной эмульсии преобладают капли воды размером 1 мкм, для которых устанавливается начальная оптимальная частота ультразвукового воздействия 1000 кГц. После 5 мин обработки эмульсии при частоте 1000 кГц происходит укрупнение преобладающего количества капель воды до размера 5 мкм, при этом массовая доля воды в нефти снижается с 52 до 35%. Для эмульсии с размерами капель воды 5 мкм устанавливается оптимальная частота ультразвука 75 кГц. Последующие 15 мин обработки эмульсии при частоте 75 кГц приводят к укрупнению преобладающего количества капель воды до размера 10 мкм, при этом массовая доля воды в нефти снижается до 19%. В течение следующих 20 мин обработки эмульсии с размерами капель воды 10 мкм при оптимальной частоте ультразвукового воздействия 60 кГц преобладающее количество капель воды укрупняется до размера 50 мкм, при этом массовая доля воды в нефти снижается до 7%. Заключительные 15 мин обработки эмульсии с размерами капель воды 50 мкм при оптимальной частоте ультразвукового воздействия 32 кГц приводят к обезвоживанию нефти до массовой доли воды 0,24%. Обработка эмульсии с изменением оптимальной частоты ультразвукового воздействия по сравнению с обработкой при постоянных частотах, где массовая доля воды в нефти после обработки составляет 0,35-3,6% (см. табл.1), позволяет повысить степень обезвоживания нефти. Общее время обработки эмульсии с изменением оптимальной частоты ультразвукового воздействия составляет 55 мин, что в 2-3 раза меньше по сравнению с обработкой при постоянных частотах. Сокращение времени обработки ультразвуком позволяет уменьшить объем оборудования для отстаивания нефти и в 2-3 раза снизить капитальные затраты.

Предлагаемый способ разделения водонефтяной эмульсии с применением ультразвукового воздействия позволяет повысить степень обезвоживания нефти и в 2-3 раза сократить время отстаивания и капитальные затраты на обезвоживание нефти.

Способ разделения водонефтяной эмульсии с применением ультразвукового воздействия, включающий обработку эмульсии ультразвуком, отличающийся тем, что предварительно определяют оптимальные частоты ультразвукового воздействия в зависимости от размера капель воды в эмульсии, позволяющие достичь минимальной доли воды в нефти, а обработку эмульсии проводят с изменением оптимальной частоты ультразвукового воздействия в зависимости от изменения размера капель воды в процессе обработки.

www.findpatent.ru

Устройство для интегрированного обезвоживания водонефтяных эмульсий

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности, к технологии обезвоживания водонефтяных эмульсий на различные фракции и может быть использовано на производствах нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности для обезвоживания продукции скважин на нефть, воду, механические примеси и попутный газ, а также для выделения нефти из шламов. Обеспечивает повышение качества разделения добываемой жидкости на отдельные фракции за счет интегрированного воздействия микроволнового и ультразвукового излучения в центробежном поле си, а также снижение затрат электроэнергии.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности обезвоживания водонефтяных эмульсий за счет интегрированного воздействия на водонефтяные эмульсии микроволнового и ультразвукового излучений в центробежном поле сил.

Данное изобретение комплексно решает проблемы обезвоживания водонефтяных эмульсий с достижением необходимой эффективности ее обезвоживания. Применение изобретения позволит: получить высококачественную товарную нефть, повторно использовать воду в технологических процессах, сократить выбросы углеводородов, углекислого и прочих газов в атмосферу, сократить платежи предприятия за загрязнение окружающей среды.

Полезная модель относится к нефтяной промышленности, в частности, к технологии обезвоживания водонефтяных эмульсий на различные фракции и может быть использовано на производствах нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности для обезвоживания продукции скважин на нефть, воду, механические примеси и попутный газ, а также для выделения нефти из шламов. Обеспечивает повышение качества разделения добываемой жидкости на отдельные фракции за счет интегрированного воздействия микроволнового и ультразвукового излучения в центробежном поле си, а также снижение затрат электроэнергии.

Известны способ и устройство для деэмульсификации эмульсии вода-нефть посредством воздействия ультразвука (патент РФ 2339679 МПК - С10G 33/00 опубликованный 27.11.2008), заключающиеся в том, что формируют поток эмульсии вода-нефть через область воздействия ультразвука вдоль направления потока. При этом создают попутную ультразвуковую волну, направление распространения которой совпадает с направлением потока эмульсий, и противоточную ультразвуковую волну, направление распространения которой противоположно направлению потока эмульсий. На передней и задней сторонах устройства установлены ультразвуковые преобразователи. После деэмульсификации эмульсии вода-нефть осаждают под действием силы тяжести и разделяют или осаждают и разделяют в электрическом поле для обезвоживания,

Недостатком данного способа является низкая эффективность и длительность процесса обезвоживания водонефтяных эмульсий, связанная с осаждением эмульсии под действием силы тяжести.

Известен способ реализуемый устройством разделения водонефтяной смеси (полезная модель РФ 40925 МПК 7 В08В 7/04 опубликованная 10.10.2004), заключающийся в воздействии микроволновой энергией от источника электромагнитных колебаний на обрабатываемую среду - водонефтяную смесь, находящуюся в трубопроводе. В результате воздействия микроволновой энергией осуществляется обработка водонефтяной смеси. Устройство состоит из трубопровода, содержащего входной участок трубопровода, и выходной участок трубопровода, к торцевой стенке входного участка трубопровода, диаметром dтр>2/2,61, подсоединен узел ввода энергии СВЧ, выполненный в виде волноводного патрубка диаметром dп>2/3,41, герметично закрытого со стороны конца расположенного внутри входного участка трубопровода радиопрозрачной диафрагмой конической формы и с волноводным фланцем на другом конце, к которому подсоединен тракт СВЧ источника энергии СВЧ. Высота hд диафрагмы составляет от половины до полутора диаметра основания doc диафрагмы, а диаметр основания doc диафрагмы взят не менее 2/3,41. Через торцевую стенку входного участка трубопровода внутрь волноводного патрубка введены входной и выходной воздушные патрубки. Узел ввода для нефти расположен на боковой стенке входного участка трубопровода напротив боковой поверхности волноводного патрубка, а вершина радиопрозрачной диафрагмы обращена вглубь входного участка трубопровода. Выходной участок трубопровода содержит узлы отбора фракций. Управление мощностью осуществляется вручную либо не предусматривается.

Недостатком данного устройства является неэффективность воздействия электромагнитного поля на среду за счет локального воздействия, вследствие чего происходит нерациональный расход энергопотребления устройства и снижается качество обрабатываемой смеси.

Известен способ сепарации нефти из газожидкостной смеси реализуемый устройством для сепарации нефти из газожидкостной смеси [Заявка на изобретение РФ 2008130812, опубл. 27.01.2010], заключающийся в том, что газожидкостную смесь водонефтяную эмульсию и попутный газ - подают в сепарационную камеру и производят вращение газожидкостной смеси в сепарационной камере для разделения ее на нефть, воду и газ посредством центробежных сил. Устройство содержит вращающую цилиндрическую сепарационную камеру, патрубок для ввода газожидкостной смеси, установленный коаксиально с сепарационной камерой, патрубки для отвода нефти, воды и газа.

Основным недостатком данного способа и устройства для его реализации является не полная сепарация нефти из водонефтяной эмульсии, образующейся после предварительного разделения газожидкостной смеси на попутный газ и водонефтяную эмульсию.

Техническим результатом полезной модели является повышение эффективности обезвоживания водонефтяных эмульсий за счет интегрированного воздействия на водонефтяные эмульсии микроволнового и ультразвукового излучений в центробежном ноле сил.

Технический результат достигается тем, что в устройстве для интегрированного обезвоживания водонефтяных эмульсий, включающем подачу водонефтяной эмульсии в сепарационную камеру, вращение водонефтяной эмульсин в сепарационной камере для ее разделения на нефть и воду посредством центробежных сил, согласно полезной модели, в процессе вращения водонефтяной эмульсии в сепарационной камере на водонефтяную эмульсию воздействуют интегрированным микроволновым и ультразвуковым излучением.

Устройство содержит вращающую цилиндрическую сепарационную камеру, канал подачи водонефтяной эмульсии, каналы для отвода нефти, воды и газа, волновод с магнетроном и ультразвуковые излучатели.

На фиг.1 представлен чертеж устройства. Сепарационная камера выполнена из цилиндрического барабана 1, на опоре вращения с волноводом 2, барабан приводится во вращение через шкив 3, соединенный с электродвигателем (условно не показано). По бокам сепарационной камеры установлены ультразвуковые излучатели 4 с частотой излучения в диапазоне 15÷100 кГц, направленные к центру вращения. К волноводу установлен магнетрон 5 частотой излучения в диапазоне 1÷30 ГГц. Устройство снабжено подводящим водонефтяную эмульсию каналом 6. Для отвода воды, нефти и газа устройство оборудовано каналами 7, 8,9 соответственно. Заборная часть каналов расположена соответственно в слоях сепарируемых фракциях. На чертеже условно обозначены зоны воздействия и направление микроволнового 10 и ультразвукового 11 излучений, а так же границы раздела нефти и газа 13 и воды и нефти 14.

Работа заявляемого устройства осуществляется в следующей последовательности:

1. посредством канала подачи 6 в сепарационную камеру подают водонефтяную эмульсию, заполняя не менее 85% по объему;

2. производят вращение цилиндрического барабана 1 с водонефтяной эмульсией посредством шкива привода 3;

3. в результате предыдущих операций внутри барабана сепаратора 1 за счет поля центробежных и архимедовых сил формируются послойное размещение предварительных (фракций водонефтяной эмульсии с границами раздела сред - 13, 14;

4. осуществляется направленная обработка водонефтяной эмульсии интегрированным микроволновым (1,2÷30 ГГц) и ультразвуковым (16÷100 кГц) излучениями в сепарационной камере;

5. после получения окончательно сформировавшихся послойно фракций воды, нефти и газа производиться их отведение в соответствующие накопительные емкости (не показано) посредством каналов отвода 7, 8, 9.

Пример конкретной реализации. Водонефтяная эмульсия Ашальчинского месторождения с объемным содержанием воды 40% подастся в устройство для интегрированного обезвоживания водонефтяных эмульсий со скоростью потока 1 м 1 ч. Частота вращения сепарационной камеры 2800 об/мин. В первом эксперименте магнетрон и ультразвуковые излучатели выключены. Содержание воды в обработанной продукции составил 12%. Во втором эксперименте включается магнетрон частотой излучения 1,2 ГГц и мощностью 1 кВт. Содержание воды в обработанной продукции составил 1,7%. В третьем эксперименте включается магнетрон частотой излучения 1,2 ГГц и мощностью 1 кВт и ультразвуковые излучатели частотой излучения 16 кГц и мощностью 0,7 кВт. Содержание воды в обработанной продукции составил 1,3%. В четвертом и последующих экспериментах условия остаются прежними кроме частот микроволнового и ультразвукового излучений. Результаты экспериментов представлены в таблице 1.

Таблица 1
Исследование интегрированного обезвоживания водонефтяной эмульсии
экспериментаЧастота микроволнового излучения, ГГцЧастота ультразвукового излучения, кГцСодержание воды в обработанной продукции, %
4 2,4220,08
510 502,1
62075 2,7
7 301003,4

Таким образом, проведенные исследования показали эффективность интегрированного обезвоживания водонефтяных эмульсий. Для водонефтяной эмульсии Ашальчинского месторождения с объемным содержанием воды 40% оптимальными параметрами воздействия являются: скорость потока - 1 м3/ч, частота вращения сепарационной камеры 2800 об/мин, частота микроволнового излучения - 2,4 ГГц, часто га ультразвукового излучения - 22 кГц.

Данная полезная модель комплексно решает проблемы обезвоживания водонефтяных эмульсий с достижением необходимой эффективности ее обезвоживания. Применение полезной модели позволит: получить высококачественную товарную нефть, повторно использовать воду в технологических процессах, сократить выбросы углеводородов, углекислого и прочих газов в атмосферу, сократить платежи предприятия за загрязнение окружающей среды.

1. Устройство для интегрированного обезвоживания водонефтяных эмульсий, состоящее из вращательной цилиндрической сепарационной камеры с каналами для ввода водонефтяной эмульсии и отвода нефти, воды, газа; магнетрона с волноводом; ультразвукового генератора, отличающееся тем, что вращательная цилиндрическая сепарационная камера, магнетрон с волноводом, ультразвуковой генератор объединены в единый модуль для одновременной интегрированной обработки водонефтяной эмульсии микроволновым и ультразвуковым излучениями в центробежном поле сил.

2. Устройство по п.1, в котором частоту микроволнового излучения выбирают из диапазона 1,2-30 ГГц, частоту ультразвукового излучения выбирают из диапазона 16-100 кГц.

3. Устройство по п.1, в котором ультразвуковые излучатели, направленные к оси вращения, установлены снаружи сепарационной камеры.

4. Устройство по п.1, в котором обработка водонефтяной эмульсии микроволновым и ультразвуковым излучениями в центробежном поле сил производится в поточном режиме.

poleznayamodel.ru

способ дегазации нефти в сепараторе первой ступени - патент РФ 2306169

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к дегазации нефтеводогазовой смеси в сепараторе первой ступени. Способ включает следующие операции: размещение внутри входного патрубка по окружности диаметрально противоположно четырех акустических четвертьволновых резонаторов; размещение диафрагмы последовательно резонаторам внутри входного патрубка; встраивание перед входным штуцером для нефтеводогазовой смеси входного патрубка с резонаторами и диафрагмой; генерирование диафрагмой турбулентных вихрей и низкочастотного звука; трансформация низкочастотного звука в область ультразвука резонаторами; формирование ультразвукового поля стоячих волн в пространстве между резонаторами; коагуляция газовых пузырьков в ультразвуковом поле стоячих волн с последующей дегазацией смеси; слив дегазированной смеси через выходной штуцер в технологическую линию; выход газа в технологическую линию. Технический результат состоит в обеспечении эффективной защиты нефтеводогазовой смеси от потерь легких углеводородов в технологической схеме промыслового сбора, в частности в сепараторе первой ступени. 3 ил.

Рисунки к патенту РФ 2306169

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к дегазации нефтеводогазовой смеси в сепараторе первой ступени.

Известны способы дегазации нефтеводогазовой смеси путем стабилизации нефти, т.е. в отборе наиболее летучих углеводородов /1/.

Недостаток данного способа заключается в больших потерях нефти в узлах замера (трапно-замерные установки), на которых обычно установлены негерметичные мерники (при самотечной системе сбора нефти), кроме того, испарение легких фракций провоцирует потери углеводородов и более тяжелых бензиновых фракций.

Наиболее близким способом к технической сущности снижения потерь легких и тяжелых углеводородных фракций можно отнести известное явление - коагуляцию (процесс сближения и укрупнения взвешенных в газе или жидкости мелких твердых частиц, жидких капелек и газовых пузырьков под действием акустических колебаний звуковых и ультразвуковых частот) газовых пузырьков в жидкости, если это явление применить к дегазации нефтеводогазовой смеси на входе сепаратора первой ступени [2].

Недостаток данного способа (в случае применения современных методов возбуждения ультразвука в трубах) заключается в сложности использования ультразвуковых колебаний, например, при использовании магнитострикционного метода (или других методов) - необходима электроэнергия, кабель и генератор ультразвуковых частот.

Задачей изобретения является обеспечение эффективной защиты нефтеводогазовой смеси от потерь легких углеводородов в технологической схеме промыслового сбора, в частности в сепараторе первой ступени.

Техническим результатом предложенного способа является обеспечение эффективной защиты нефтеводогазовой смеси от потерь легких углеводородов в технологической схеме промыслового сбора, который достигается тем, что способ дегазации нефти в сепараторе первой ступени, оборудованном входным штуцером для нефтеводогазовой смеси и выходным газовым штуцером, предусматривает следующие операции: а) размещение внутри входного патрубка по окружности диаметрально противоположно по меньшей мере четырех акустических четвертьволновых резонаторов; б) размещение диафрагмы последовательно акустическим четвертьволновым резонаторам внутри входного патрубка; в) встраивание перед входным штуцером для нефтеводогазовой смеси входного патрубка с акустическими четвертьволновыми резонаторами и диафрагмой; г) генерирование диафрагмой турбулентных вихрей; д) создание низкочастотного звука, возникающего при срыве турбулентных вихрей с диафрагмы; е) трансформация низкочастотного звука в область ультразвука акустическими четвертьволновыми резонаторами; ж) формирование ультразвукового поля стоячих волн в пространстве между акустическими четвертьволновыми резонаторами; з) осуществление коагуляции газовых пузырьков в ультразвуковом поле стоячих волн с последующей дегазацией нефтеводогазовой смеси; и) осуществление слива дегазированной нефтеводогазовой смеси через выходной штуцер для нефтеводогазовой смеси из сепаратора в технологическую линию; к) осуществление выхода газа из входного патрубка в сепаратор с последующим выходом его через выходной газовый штуцер в технологическую линию.

Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что в заявленном способе дегазации нефти в сепараторе первой ступени используют ультразвуковое поле стоячих волн, трансформируемое из низкочастотных колебаний (генерируемых турбулентными вихрями путем диафрагмы) акустическими четвертьволновыми резонаторами.

Таким образом, предлагаемое изобретение соответствует критерию «Новизна».

Сравнение заявленного решения с другими техническими решениями показывает, что коагуляция газовых пузырьков в жидкости известна [2]. Однако неизвестно, что ультразвук можно создать с помощью четвертьволновых резонаторов.

Таким образом, предлагаемое изобретение соответствует критерию «Изобретательский уровень».

Основные положения физической сущности для осуществления способа.

1. Поток жидкости по трубопроводу при любых скоростях сопровождается возникновением вихрей, приводящих к появлению шума. Особенно сильный шум возникает при преодолении потоком препятствий (заслонок, решеток, поворотов и т.д.).

2. Преобразование низкочастотного шума в ультразвук.

3. Преобразование низкочастотного шума осуществляется акустическими четвертьволновыми резонаторами, которые размещаются во входном патрубке нефтеводогазовой смеси.

4. Формирование ультразвуковых стоячих волн в пространстве между акустическими четвертьволновыми резонаторами.

5. Использование явления физического процесса коагуляции газовых пузырьков в ультразвуковом поле стоячих волн для дегазации легких фракций углеводородных компонентов нефти.

Покажем возможность использования акустической коагуляции частиц механической примеси в скважинной продукции ультразвуковыми стоячими волнами с последующим осаждением их на забой скважины.

1. Волны и колебательная скорость.

Волновое уравнение, описывающее упругое возмущение, имеет вид /3/

Частным решением уравнения (1) является

где а - смещение частицы среды относительно положения покоя; А - амплитуда смещения; t - время.

Выражение (2) описывает плоскую гармоническую волну частоты f= /2 , распространяющуюся в положительном направлении оси х.

Дифференцируя (2) по t, получаем для скорости частицы среды - так называемой колебательной скорости

Следовательно, амплитуда колебательной скорости

Величина U определяет ту максимальную скорость, с которой частицы движутся в процессе колебаний.

Согласно выражению (4) скорость частицы колеблется между этой величиной и нулем.

2. Интерференция волн. Стоячие волны.

Явления, связанные с одновременным существованием в некоторой точке среды нескольких колебаний, называют интерференцией.

Явления интерференции играют важную роль в излучении звука.

Особенно важную роль играет интерференция при распространении двух одинаковых волн в противоположных направлениях. Колебания, распространяющиеся в положительном и отрицательном направлениях по оси х, можно записать в виде

Применяя теорему сложения, получим для результирующей стоячей волны выражение

из которого непосредственно вытекает, что в точках Cos(2 x/ ) обращается в нуль, смещение а тождественно равно нулю; это имеет место при x, равном нечетному числу /4. Посередине между этими точками располагаются точки, в которых Cos(2 x/ ) по абсолютной величине максимален; здесь амплитуда смещения в стоячей волне вдвое превосходит амплитуды в исходных бегущих волнах.

Выражение для колебательной скорости в стоячей волне найдем, дифференцируя выражение

Таким образом, узлы и пучности колебательной скорости располагаются в тех же точках, что и узлы и пучности смещения.

3. Давление в стоячей волне.

Обратимся теперь к вопросу о распределении давления в стоячей волне. В волне, распространяющейся в направлении сил оси x, давление p пропорционально изменению смещения вдоль x, т.е. величине d a/dx. Дифференцируя выражение (7) по x, получим

Таким образом, в стоячей волне и звуковое давление содержит узлы и пучности; однако местоположение узлов давления совпадает с положением пучностей смещения и наоборот. Амплитуда давления в пучностях вдвое превосходит амплитуду в исходных бегущих волнах [3].

4. Акустическая коагуляция.

Уже давно было известно, что под влиянием звуковых колебаний между частицами, колеблющимися в звуковом поле, могут возникать силы притяжения и отталкивания. Для сферических частиц этот процесс был экспериментально и теоретически исследован Кенигом [4] в связи с работами Бьеркнесса [5]. На этом явлении основано отчасти возникновение пылевых фигур в трубках Кундта.

Брандт и Фройнд [6] и Бранд и Гидеман [7] показали, что под действием ультразвуковых волн в аэрозолях мгновенно происходит коагуляция и осаждение частиц.

Брандт и Фройнд изучили подробности процесса оседания частиц микрофотографированием при освещении по методу темного поля.

На основании этих опытов Брандт и Гидеман различают две стадии коагуляции. Вначале частицы принимают участие в колебательном процессе и следуют за движением жидкости между пучностями и узлами колебаний. При этом они в результате столкновений и под действием сил взаимного притяжения слипаются и увеличиваются в размерах. На второй стадии увеличившиеся частицы уже не следуют за звуковыми колебаниями, а совершают хаотические движения, причем в результате новых взаимных соударений и столкновений с меньшими частицами их размеры продолжают увеличиваться, а затем выпадают в осадок.

5. Коагуляция газовых пузырьков в стоячей волне.

Пусть в жидкости с динамической вязкостью , колеблющейся с амплитудой Uж и частотой f, находится газовый пузырек с радиусом R и плотностью .

Согласно закону Стокса [3] сила трения, действующая на частицу,

где - разность скоростей газового пузырька и жидкости.

Согласно формуле (10) скорость частиц жидкости

Движение газового пузырька описывается дифференциальным уравнением

или

Общее решение этого уравнения имеет вид [3]

Не периодический член отображает переходной процесс. Им можно пренебречь, так как коагуляция происходит через такое время, когда переходной процесс не оказывает уже никакого влияния.

Таким образом, амплитуда колебания газового пузырька равна

Степень участия частицы в звуковых колебаниях среды (так называемый коэффициент увлечения) в случае стоячей звуковой волны определяется соотношением

Отношение амплитуд ХГП /UЖ будет тем меньше, чем больше радиус частицы и чем выше частота.

Таким образом, для степени участия частицы механической примеси в колебаниях жидкости определяющей является величина R2 f.

Если принять значение ХГП/UЖ =0,8 за границу, до которой частицы механической примеси еще увлекаются звуковыми колебаниями, то из соотношения

получим

Величина Z определяет степень участия частиц механической примеси в колебаниях жидкости.

Таким образом, соотношение (18) позволяет рассчитать частоты, необходимые для создания стоячих волн с целью коагуляции газовых пузырьков.

Согласно приведенным выше положениям физической сущности - достигается акустическая коагуляция газовых пузырьков.

На фиг.1 изображена схема патрубка с акустическими четвертьволновыми резонаторами и диафрагмой для создания ультразвукового поля стоячей волны для осуществления дегазации нефтеводогазовой смеси; на фиг.2 показана схема сепаратора первой ступени с патрубком для дегазации нефтеводогазовой смеси; на фиг.3 показана схема расположения ультразвукового поля стоячей волны в пространстве между акустическим четвертьволновыми резонаторами в патрубке и коагуляция газовых пузырьков.

На фиг.1 изображено: 1 - входной патрубок, внутри которого размещены акустические четвертьволновые резонаторы и диафрагма для создания низкочастотного звука; 2 - направление входного потока нефтеводогазовой смеси в патрубок; 3 - диафрагма; 4 - турбулентные вихри; 5 - низкочастотный звук, возникающий при срыве вихрей с диафрагмы; 6 - звуковое поле стоячих волн в пространстве между акустическими четвертьволновыми резонаторами; 7 - акустические четвертьволновые резонаторы.

На фиг.2 изображено: 1 - входной патрубок, внутри которого размещены акустические четвертьволновые резонаторы и диафрагма для создания низкочастотного звука; 2 - направление входного потока нефтеводогазовой смеси в патрубок; 8 - входной штуцер для нефтеводогазовой смеси; 9 - газ - после дегазации нефтеводогазовой смеси в ультразвуковом поле стоячих волн; 10 - дегазированная нефтеводогазовая смесь; 11 - нефтегазовый сепаратор первой ступени; 12 - выходной газовый штуцер; 13 - выходной штуцер для нефтеводогазовой смеси из сепаратора.

На фиг.3 изображено: 6 - ультразвуковое поле стоячих волн в пространстве между акустическими четвертьволновыми резонаторами; 7 - акустические четвертьволновые резонаторы; 14 - коагуляция газовых пузырьков в ультразвуковом поле стоячих волн.

Пример осуществления способа.

Первая операция. Размещают внутри входного патрубка 1 (фиг.1) по окружности диаметрально противоположно по меньшей мере четыре акустических четвертьволновых резонатора 7 (фиг.1).

Вторая операция. Размещают диафрагму 3 (фиг.1) последовательно акустическим четвертьволновым резонаторам 7 (фиг.1) внутри входного патрубка 1 (фиг.1).

Третья операция. Встраивают перед входным штуцером 8 для нефтеводогазовой смеси (фиг.2) входной патрубок 1 (фиг.1), внутри которого размещены акустические четвертьволновые резонаторы 7 (фиг.1) с диафрагмой 3 (фиг.1).

Четвертая операция. Генерируют диафрагмой 3 (фиг.1) турбулентные вихри 4 (фиг.1).

Пятая операция. Создают низкочастотный звук 5 (фиг.1) турбулентными вихрями 4 (фиг.1) после диафрагмы 3 (фиг.1).

Шестая операция. Трансформируют низкочастотный звук 5 (фиг.1) в область ультразвука акустическими четвертьволновыми резонаторами 7 (фиг.1).

Седьмая операция. Формируют ультразвуковое поле 6 (фиг.1 и фиг.3) стоячих волн между акустическими четвертьволновыми резонаторами 7 (фиг.1).

Восьмая операция. Осуществляют коагуляцию газовых пузырьков 14 (фиг.3) в ультразвуковом поле стоячих волн 6 (фиг.3) с последующей дегазацией нефтеводогазовой смеси.

Девятая операция. Осуществляют слив дегазированной нефтеводогазовой смеси 10 (фиг.2) в сепаратор 11 (фиг.2) с последующим выходом через выходной штуцер 13 (фиг.2) для слива нефтеводогазовой смеси в технологическую линию (не показано).

Десятая операция. Осуществляют выход газа 9 (фиг.2) из патрубка 1 (фиг.2) в сепаратор 11 (фиг.2) с последующим выходом его через выходной газовый штуцер 12 (фиг.2) в технологическую линию (не показано).

Источник информации

1. Каспарьянц К.С. Промысловая подготовка нефти. - М.: Недра, 1966. С.122-130.

2. Ультразвук. Маленькая энциклопедия. Гл. ред. И.П.Голямина. М.: - Советская энциклопедия, 1979. С.161-162 /ПРОТОТИП/.

3. Бергман Л. Ультразвук и его применение в науке и технике. - М.: ИЛ, 1957. - С.23-25, 489-491, 495-497 [ПРОТОТИП].

4. König W., Hydrodynamisch-akustische Untersuchungen, Ann. d. Phys. (3), 42, 353, 549 (1891).

5. Bjerknes C.A. Remarques historiques sur la theori du mouvement d'un ou de plusieurs corps, de formes constantes ou variables, dans un fluide incompfessible; sur les forces apparentes, qui en resultent et sur les experiences qui s'y rattachent, Compt. Rent., 84, 1222, 1309, 1375, 1446, 1493 (1867).

6. Brandt., Über das Verhalten von Schwebstofen in schwingen Gasen bei Schall - und Ultraschallfrequenzen, Kolloid. Zs., 76, 272 (1936).

7. Brandt О., Hiedenmann E., Über das Verhalten von Aerosolen im akustischen Feld, Kolloid. Zs., 75, 129 (1936).

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ дегазации нефти в сепараторе первой ступени, оборудованном входным штуцером для нефтеводогазовой смеси и выходным газовым штуцером, предусматривающий следующие операции: а) размещение внутри входного патрубка по окружности диаметрально противоположно по меньшей мере четырех акустических четвертьволновых резонаторов; б) размещение диафрагмы последовательно акустическим четвертьволновым резонаторам внутри входного патрубка; в) встраивание перед входным штуцером для нефтеводогазовой смеси входного патрубка с акустическими четвертьволновыми резонаторами и диафрагмой; г) генерирование диафрагмой турбулентных вихрей; д) создание низкочастотного звука, возникающего при срыве турбулентных вихрей с диафрагмы; е) трансформация низкочастотного звука в область ультразвука акустическими четвертьволновыми резонаторами; ж) формирование ультразвукового поля стоячих волн в пространстве между акустическими четвертьволновыми резонаторами; з) осуществление коагуляции газовых пузырьков в ультразвуковом поле стоячих волн с последующей дегазацией нефтеводогазовой смеси; и) осуществление слива дегазированной нефтеводогазовой смеси через выходной штуцер для нефтеводогазовой смеси из сепаратора в технологическую линию; к) осуществление выхода газа из входного патрубка в сепаратор с последующим выходом его через выходной газовый штуцер в технологическую линию.

www.freepatent.ru

СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ

⇐ ПредыдущаяСтр 54 из 83Следующая ⇒

Добываемые нефти могут содержать в различных количе­ствах растворенные газы (азот, кислород, сероводород, угле­кислоту, аргон и др.), а также легкие углеводороды. При движении нефти от забоя скважины до нефтеперерабатыва­ющего завода из-за недостаточной герметизации систем сбо­ра, транспорта и хранения часто полностью теряются раство­ренные в ней газы и происходят значительные потери легких нефтяных фракций. При этом при испарении легких фрак­ций, таких как метан, этан и пропан, частично уносятся и более тяжелые углеводороды бутан, пентан и др.

Предотвратить потери нефти можно путем полной герме­тизации всех путей движения нефти. Однако некоторое не­совершенство существующих систем сбора и транспорта не­фти, резервуаров, технологии налива и слива не позволяют доставить нефть на переработку без потерь легких фракций. Следовательно, необходимо отобрать газы и легкие фракции нефти в условиях промысла и направить их для дальнейшей переработки.

Основную борьбу с потерями нефти требуется начинать с момента выхода ее из скважины. Ликвидировать потери лег­ких фракций нефти можно в основном применением рацио­нальных систем сбора нефти и попутного нефтяного газа, а также сооружением установок по стабилизации нефти для ее последующего хранения и транспорта. Под стабилизацией нефти следует понимать извлечение легких углеводородов, которые при нормальных условиях являются газообразными, для дальнейшего их использования в нефтехимической про­мышленности. Степень стабилизации нефти, т. е. степень извлечения легких углеводородов, для каждого конкретного месторождения зависит от количества добываемой нефти, содержания в ней легких углеводородов, возможности реализации продуктов стабилизации, технологии сбора нефти и газа на промысле, увеличения затрат на перекачку нефти за счет повышения вязкости после стабилизации из-за глубоко­го извлечения легких углеводородов, влияния стабилизации на бензиновый фактор нефти.

Существуют два различных метода стабилизации нефти — сепарация и ректификация.

Сепарация — отделение от нефти легких углеводородов и сопутствующих газов однократным или многократным испа­рением путем снижения давления (часто с предварительным подогревом нефти).

Ректификация — отбор из нефти легких фракций при однократном или многократном нагреве и конденсации с чет­ким разделением углеводородов до заданной глубины стаби­лизации.

Процесс сепарации может начинаться сразу же при дви­жении нефти, когда из нее отбирается газ, выделившийся в результате снижения давления или повышения температу­ры. При резком снижении давления в сепараторе значи­тельно увеличивается количество тяжелых углеводородов, уносимых свободным газом. При быстром прохождении не­фти через сепаратор возрастает количество легких углево­дородов в нефти.

Многоступенчатая система сепарации позволяет получить на первых ступенях метан, который направляется на соб­ственные нужды или потребителям, а на последующих ступе­нях — жирный газ, содержащий более тяжелые углеводоро­ды. Жирный газ отправляется на газобензиновые заводы для последующей переработки.

При наличии газобензинового завода (с учетом затрат на содержание и эксплуатацию установок многоступенчатой се­парации) экономически целесообразно применять двухступен­чатую систему сепарации.

Для стабилизации нефти на промыслах используют в ос­новном метод сепарации. Сосуд, в котором происходит отде­ление газа от нефти, называют сепаратором. В сепарационных установках происходит и частичное отделение воды от нефти. Применяемые сепараторы можно условно разделить на следующие основные типы:

1) по принципу действия — гравитационные, центробеж­ные (гидроциклонные), ультразвуковые, жалюзийные и др.;

2) по геометрической форме и положению в простран­стве — сферические, цилиндрические, вертикальные, гори­зонтальные и наклонные;

3) по рабочему давлению — высокого (более 2,5 МПа), среднего (0,6 — 2,5 МПа) и низкого (0 — 0,6 МПа) давления, вакуумные;

4) по назначению — замерные и рабочие;

5) по месту положения в системе сбора — первой, второй и концевой ступеней сепарации.

В сепараторах любого типа по технологическим признакам различают четыре секции:

I — основную сепарационную;

Рис. 4.5. Вертикальный сепаратор: / — корпус; 2 — поплавок; 3 — дренажная трубка; 4 — наклонные плоско­сти; 5 — патрубок для ввода газожидкостной смеси; 6 — регулятор давле­ния; 7 — перегородка для выравнивания скорости газа; 8 — жалюзийная насадка; 9 — регулятор уровня; 10 — патрубок для сброса нефти; 11 — раздаточный коллектор; 12 — люк; 13 — заглушка; секции: / — сепарацион-ная; II — осадительная; III — отбора нефти; IV — каплеуловительная

II — осадительную, предназначенную для выделения пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции;

III — секцию отбора нефти, служащую для сбора и отвода нефти из сепара­тора;

IV — каплеуловительную, находящуюся в верхней части аппарата и служащую для улавливания капельной нефти, уно­симой потоком газа.

Эффективность работы аппаратов характеризуется коли­чеством жидкости, уносимой газом, и количеством газа, ос­тавшегося в нефти после сепарации. Чем ниже эти показате­ли, тем более эффективна работа аппарата.

Рассмотрим конструктивные особенности промысловых се­параторов.

В вертикальном цилиндри-ческом гравитационном сепара­торе (рис. 4.5) газонефтяная смесь через патрубок поступа­ет в раздаточный коллектор и через щелевой выход попада­ет в основную сепарационную секцию /. В осадительной секции II из нефти при ее течении по наклонным плоско­стям происходит дальнейшее выделение окклюдиро-ванных пузырьков газа. Разгазированная нефть поступает в секцию ее сбора III, из которой через патрубок отводится из сепа­ратора. Газ, выделившийся из нефти на наклонных плоско­стях, попадает в каплеуловительную секцию IV, проходит через жалюзийную насадку и по трубопроводу выходит из сепаратора. Капли нефти, захваченные потоком газа и неус­певающие осесть под действием силы тяжести, в жалюзийных решетках прилипают к стенкам и стекают по дренаж­ной трубке в секцию сбора нефти.

Гидроциклонный двухъемкостный сепаратор (рис. 4.6) при­меняют на промыслах для работы на / ступени сепарации. Газонасыщенная нефть через тангенциальный вход поступает в гидроциклонную головку, где за счет центробежных сил нефть и газ разделяются на самостоятельные потоки. В вер­хнюю емкость нефть и газ поступают раздельно. Нефть по направляющей полке стекает на уголковый разбрызгиватель, в котором поток нефти разбивается на отдельные струи и происходит дальнейшее выделение газа. По сливной полке разгазированная нефть собирается в нижней емкости сепара­тора. При достижении определенного объема нефти в ниж­ней емкости поплавковый регулятор уровня через исполни­тельный механизм направляет дегазированную нефть в от­водной трубопровод. Газ, отделившийся от нефти в дегазато­ре, проходит в верхней емкости перфорированные перего­родки, где происходит выравнивание скорости газа и частич­ное выпадение жидкости. Окончательная очистка газа проис­ходит в жалюзийной насадке 7. Отделенная от газа жидкость по дренажной трубке 10 стекает в нижнюю емкость 9 [36].

Рис. 4.6. Гидроциклонный двухъемкостный сепаратор: 1 — тангенциальный ввод газонефтяной смеси; 2 — головка гидроциклона; 3 — отбойный козырек для газа; 4 — направляющий патрубок; 5 — верхняя емкость сепаратора; 6 — перфорированные сетки для улавливания капель­ной жидкости; 7 — жалюзийная насадка; 8 — отвод газа; 9 — нижняя емкость гидроциклона; 10 — дренажная трубка; 11 — уголковые разбрызги­ватели; 12 — направляющая полка; 13 — перегородка; 14 — исполнительные механизмы

Падение давления в сборных коллекторах в результате дви­жения по ним газонефтяной смеси может приводить к частич­ному выделению газа из нефти. В этом случае в сепарационную установку можно подавать нефть и газ разделенными потоками. Такой принцип использован на блочных сепарационных установках с предварительным отбором газа (рис. 4.7). Газожидкостная смесь от скважин поступает в устройство пред­варительного отбора газа, которое расположено на наклонном участке подводящего трубопровода. Устройство предваритель­ного отбора газа представляет собой отрезок подводящего трубопровода значительно большего диаметра, чем основная подводящая линия, установленный под углом 3 — 4° к горизон­ту, с вертикально приваренной газоотводной вилкой, которая соединена трубопроводом с каплеуловительной секцией. Пред­варительно отобранный газ проходит через каплеуловитель, где в жалюзийных насадках отделяется от капельной влаги. Нефть вместе с газом, не успевшим выделиться из нефти и не попавшим в газоотводную вилку, поступает в технологическую емкость, в которой на диффузоре и наклонных полках ско­рость потока снижается и происходит интенсивное разгазирование. Выделившийся в технологической емкости газ также проходит через каплеуловитель.

Разработано и применяется большое число аппаратов для разгазирования и частичного обезвоживания нефти перед подачей ее на установку подготовки товарной нефти.

 

mykonspekts.ru

 

Полезная модель относится к нефтяной промышленности, в частности к дегазации нефти в сепараторах. Технический результат - повышение эффективности сепарации нефти за счет усовершенствования конструкции. Он достигается тем, что в известное устройство, содержащее емкость с нефтью, наклонные желоба, каплеотбойники, штуцера для ввода и вывода продукции, гасосборник, дополнительно введен излучатель ультразвуковых колебаний, жестко закрепленный на нижней поверхности наклонного желоба.

Полезная модель относится к нефтяной промышленности, в частности к устройствам для дегазации нефти в сепараторах.

Известен двухъемкостной сепаратор, сепарирующий элемент которого выполнен в виде перфорированных листов (См. кн. А.П. Силаш. Добыча и транспорт нефти и газа. М, изд. «Недра», 1980. Стр. 59-60).

Недостатками этого сепаратора являются низкая сепарация нефти и значительная металлоемкость.

Наиболее близким по совокупности признаков к заявленному устройству является нефтегазовый сепаратор (см. патент РФ 95742, 2010), содержащий емкость с нефтью, наклонный желоб, каплеотбойники, штуцера для ввода и вывода продукции и газосборник.

Недостатком известного сепаратора является низкая производительность и необходимость применения дополнительного вспомогательного оборудования компрессора, увеличивающие металлоемкость и сложность обслуживания.

Техническая задача - создание устройства, способного осуществлять сепарацию нефти от растворенного газа.

Технический результат - повышение эффективности сепарации нефти за счет усовершенствования конструкции. Он достигается тем, что в известное устройство, содержащее емкость с нефтью, наклонные желоба, каплеотбойники, штуцера для ввода и вывода продукции и газосборник, дополнительно введен излучатель ультразвуковых колебаний, жестко закрепленный на нижней поверхности наклонного желоба.

Предлагаемое устройство изображено на чертеже:

Устройство содержит емкость (1) со штуцером ввода нефти (2), генератор (3), излучатель ультразвуковых колебаний (4), жестко закрепленный на нижней поверхности наклонного желоба (5), в верхней части емкости находятся каплеотбойник (6) и газосборник (7), в нижней части емкости расположен штуцер вывода дегазированной нефти (8).

Устройство работает следующим образом. В закрытую емкость с нефтью 1, через штуцер ввода 2 подается нефтегазовая смесь. Излучатель 4 формирует ультразвуковые волны в стекающей по желобу нефти. Ультразвуковая волна представляет собой волну давления в нефти, и сопровождается чередованием высоких и низких давлений, что приводит к вскипанию нефти, т.е. выделению растворенного газа. Образующиеся пузырьки газа за счет подъемной силы всплывают в толще нефти. При их подъеме они соединяются за счет действия сил поверхностного натяжения, происходит «слипание» пузырьков. Таким образом, происходит сепарация нефти и растворенного газа. Выделившийся газ проходит через каплеотбойники 6, и собирается в газосборнике 7. Дегазированная нефть выводится через штуцер вывода 8.

Предлагаемое устройство позволяет создать зоны переменного давления за счет ультразвуковой волны, что позволяет эффективно осуществлять сепарацию.

Источники информации:

1. А.П. Силаш. Добыча и транспорт нефти и газа. М., изд. «Недра», 1980. Стр. 59-60.

2. Краснов В.., Шишкин Н.Д., Слащев Ю.В. Патент РФ 95742, 2010 (прототип)

Нефтегазовый сепаратор, содержащий емкость с нефтью, в верхней части которой расположены каплеотбойники и газосборник, штуцера для ввода и вывода продукции, при этом штуцер вывода продукции находится в нижней части емкости, причем внутри емкости за штуцером ввода продукции находится наклонный желоб для стекания нефти, отличающийся тем, что в устройство дополнительно введен излучатель ультразвуковых колебаний, жестко закрепленный на нижней поверхности наклонного желоба.

РИСУНКИ

poleznayamodel.ru

Метода - сепарация - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Метода - сепарация

Cтраница 1

Методы сепарации основаны на разделении потока на составляющие его компоненты. Способы выделения из потока дисперсной фазы могут основываться на таких эффектах, как фильтрация, коагуляция, инерционное и гравитационное улавливание, электростатическое осаждение, мокрое улавливание и пр. В случае применения способа мокрого улавливания поверхность, на которую осаждается дисперсная фаза, покрывается липким составом, например глицерином или раствором пихтового бальзама. Концентрация и размер частиц определяются путем непосредственных измерений. Концентрация фаз находится из уравнений (12.4) и (12.6) по измеряемым в опыте объему или массе разделенных компонентов.  [1]

Специальные же методы сепарации, очистки и осушки газа применяются тогда, когда подлежащий очистке газ содержит некоторые примеси в количествах, превышающих обычные величины, или когда примеси несовместимы с предусмотренным применением газа, например, очистка природного газа с большим содержанием ШЗ и газового бензина и каменноугольного газа, хранимого под давлением.  [2]

Особенно важными являются методы сепарации влаги из проточных частей турбин. Для иллюстрации на рис. 12 - 18 приведены результаты испытаний многоступенчатой быстроходной турбины при постоянном отношении давлений и переменном начальном перегреве ( влажности) пара. Кривая / соответствует испытаниям турбины, влагоулавливающие устройства последних трех ступеней которой показаны на рисунке пунктирными линиями.  [4]

Очевидно, что методами сепарации определяется средняя расходная концентрация фаз на входе в приемное устройство за определенный промежуток времени. К недостаткам этих методов следует отнести то, что перед заборными устройствами частицы потока вследствие действия сил инерции могут отклоняться от линий тока газовой среды, и поэтому концентрация и функция распределения частиц по размерам в пробе часто значительно отличаются от их значений в потоке.  [5]

Сгущение дрожжевой суспензии ведут по методу круговой сепарации на дрожжевых сепараторах производительностью 12 - 14 м3 / ч для цехов кормовых дрожжей мощностью до 5 т и 20 - 25 м3 / ч для цехов мощностью свыше 5 т сухих дрожжей в сутки.  [6]

Поэтому было решено остановиться на методе сепарации ловушечных эмульсий. Предварительные опыты, проведенные БашНИИ НП и НИИХИММАШ на лабораторном сепараторе АС2 - Е, показали, что при сепарировании можно разделить ловушечную эмульсию на воду, нефтепродукт и твердый остаток.  [7]

Для стабилизации нефти на промыслах используют в основном метод сепарации. Сосуд, в котором происходит отделение газа от нефти, называют сепаратором. В сепарационных установках происходит и частичное отделение воды от нефти. Применяемые сепараторы можно условно подразделить на следующие основные типы: по принципу действия - гравитационные, центробежные ( гидроциклонные), жалюзийные, ультразвуковые и др.; по геометрической форме и положению в пространстве - сферические, цилиндрические, вертикальные, горизонтальные и наклонные; по рабочему давлению - высокого давления ( более 2 5 МПа) среднего ( 0 6 - 2 5 МПа), низкого ( О-06 МПа), вакуумные; по назначению - замерные и рабочие; по месту положения в системе сбора - I, II, концевой ступеней сепарации.  [8]

В тепло - и массообменных аппаратах используются те же методы сепарации, что и в паровых котлах и парогенераторах ( см. гл. Однако наряду с этим применяются и другие устройства.  [9]

Не останавливаясь на изложении последующих подразделов, следует отметить, что методы сепарации в воздушном потоке в поле действия сил земного тяготения и центробежных сил также отнесены к седиментометрическим.  [10]

В настоящее время для стабилизации нефти на промыслах используют в основном метод сепарации.  [11]

В системе Комлин-Сенденсон также используется растворенный воздух для флотации. При этом методе сепарации осадок сокращается до 1 / 8 прежнего объема. Найдено, что отделять осадок от сточных вод таким способом проще, чем обычными методами осаждения, потому что многие частицы имеют плотность, близкую к плотности воды.  [12]

Какие существуют методы удаления дисперсных твердых частиц в потоках жидкостей и газов. Укажите кратко различия в методах сепарации, их преимущества и возможности. Приведите пример технологического процесса, где использовался бы один или более методы, индивидуально или в сочетании с другими.  [13]

При пенном фракционировании растворенных примесей очень часто используют диспергирование воздуха через пористые материалы или другие специальные диспергирующие устройства, что имеет определенные преимущества перед напорной флотацией: меньшие затраты энергии, отсутствие сложных механизмов. Однако для обеспечения высокой степени извлечения загрязняющих примесей важно при таком методе сепарации обеспечить получение пузырьков мелких размеров. Для этой цели используют различные устройства: перфорированные трубы, фильтросные пластины и другие приспособления.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru