Сепаратор для установок учета нефти. Сепарация сырой нефти


Математическое описание процесса сепарации нефти при акустическом воздействии 

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ ПРОЦЕССА СЕПАРАЦИИ НЕФТИ ПРИ АКУСТИЧЕСКОМ ВОЗДЕЙСТВИИ

А.М. Пищухин, В.В. Тугов, Т.Б. Фахритдинов

Оренбургский государственный университет

460018, г. Оренбург, пр. Победы, 13

Проведены исследования влияния ультразвукового воздействия на процесс сепарации нефти. Разработана математическая модель, описывающая процесс разделения нефтяной смеси с помощью ультразвукового воздействия.

Ключевые слова: нефть, математическая модель, ультразвук, сепарация, жидкостная и газовая фазы.

В условиях, когда себестоимость добычи нефти достаточно высока, а возможности капитальных вложений ограничены, углубление переработки нефти становится для страны первостепенной задачей. Глубокая переработка нефти дает возможность отрасли уверенно переносить изменения мировых цен на нефть. В этом отношении показателен опыт США: при глубине переработки 95% сырья покупка за рубежом сырой нефти позволяет бережно расходовать собственные сырьевые ресурсы. Развитие нефтяной промышленности в РФ связано с серьезными трудностями, обусловленными целым рядом свойственных ей специфических особенностей, таких как значительная рассредоточенность технологических объектов нефтяных промыслов, обводненность скважин, большое количество посторонних примесей в продукции нефтяных скважин и т. д. Все указанные обстоятельства значительно затрудняют эксплуатацию нефтяных месторождений и обслуживание технологических объектов нефтепромыслов. К тому же ограниченность запасов нефти и высокие темпы ее потребления вызывают необходимость вовлечения в разработку месторождений трудноизвлекаемых углеводородов – высоковязких нефтей и битумов. Очевидно, что такую «грязную» и сырую нефть, содержащую органические (от метана до бутана) и неорганические газовые компоненты, нельзя транспортировать и перерабатывать на НПЗ без тщательной ее подготовки. Однако известные в практике промысловой подготовки нефти способы являются малоэффективными.

Одним из перспективных способов эффективной промысловой подготовки нефти является сепарация с использованием акустического воздействия (ультразвука). Ультразвуковая обработка материалов получила широкое применение в других областях промышленности (металлургия, химическая промышленность). Применение данного способа позволяет интенсифицировать технологические процессы и получить в ряде случаев качественно новые показатели.

Для исследования влияния ультразвукового воздействия на процесс сепарации использовалась сырая нефть со скважин Маслиховского месторождения. Значение газового фактора составило 49-51 м3/т, содержание воды – 74,2% (объем.), содержание газов в нефти: Ch5 – 82,4%, C3H8 – 3,48%. Исследуемая нефть обрабатывалась в экспериментальной установке в течение 5 мин при постоянном значении расхода 0,5 л/мин. После проведения эксперимента отбиралась проба и проводился соответствующий анализ. Для каждого значения времени опыт проводился 3 раза, по полученным значениям вычислялось среднее значение соответствующих показателей. Графики зависимости содержания растворенного газа Ch5 и С3Н8 в нефти от частоты ультразвуковой волны представлены на рис. 1 и 2 соответственно. По полученным экспериментальным данным видно, что применение ультразвука в процессе сепарации нефти позволяет снизить концентрацию растворенных газов, т. е. применение ультразвука в сепарационных установках позволит отказаться от некоторого числа ступеней сепарации. В свою очередь, отказ от некоторого числа ступеней (2-3) сепаратора за счет применения ультразвукового воздействия позволит снизить себестоимость перерабатываемой продукции.

Р и с. 1. Зависимость содержания растворенного газа Ch5 в нефти от частоты ультразвуковой волны

Для идентификации полученных данных необходимо в первую очередь составить математическую модель парожидкостного состояния нефти.

При эксплуатации нефтяных месторождении массобменные процессы в добываемой нефти моделируются на основе фазового равновесия в многокомпонентных системах. Однако данное положение весьма условно, так как фазовое равновесие зависит от многих факторов – термобарических условий, длительности процесса, скорости диффузии компонентов, дисперности и компонентного состава нефтяной смеси и т. д.

Результаты экспериментальных исследований, посвященных изучению проблем первичной подготовки нефти, весьма противоречивы. В части из них делаются выводы о существенном влиянии пород на свойства нефти и динамике содержания газовой фазы в процессе ее отбора [1]. Однако принципиальным моментом являлось то, что эти эксперименты проводились без учета содержания в нефти остаточной воды, которая в естественных породах составляет значительную часть. В связи с этим актуальными являются работы А.Ю. Намиота [2], в которых наиболее существенные факторы, влияющие на фазовое состояние нефтяной смеси, проанализированы с позиций общих представлений физической химии о кинетике фазовых переходов. Согласно сказанному при различных термобарических условиях требуется рассчитывать парожидкостное равновесие в многокомпонентных системах.

Р и с. 2. Зависимость содержания растворенного газа C3H8 в нефти от частоты ультразвуковой волны

Процесс разделения нефти осуществляется в сепарационных установках (обычно многоступенчатых), распределенных согласно технологическому процессу. Несмотря на то, что технологический процесс происходит в конечном числе точек объекта, его можно рассматривать как непрерывный, поэтому для моделирования возможно применение дифференциальных уравнений в частных производных. Таким образом, представление процесса разделения нефти, осуществляемого на конечном числе устройств, в качестве непрерывного позволяет значительно упростить соответствующую математическую модель, то есть перейти от громоздкой системы обыкновенных дифференциальных уравнений к существенно меньшему числу уравнений в частных производных. При моделировании процесса нефть необходимо рассматривать как многокомпонентную смесь «жидкость 1 – жидкость 2 – пар». Под первым компонентом «жидкость 1» следует понимать собственно саму нефть, под вторым компонентом «жидкость 2» – воду и растворенные в ней соли, под компонентом «пар» – попутные газы.

Основу процесса разделения нефти составляют теплообмен, массообмен и гидродинамика взаимодействующих потоков. Этот процесс характеризуется большим числом параметров, связанных между собой сложными зависимостями. В промышленных условиях в большинстве случаев сепараторы работают в динамическом режиме, то есть со временем меняются состав и количество нефти. Кроме того, на сепараторы воздействует система управления с помощью различных параметров. Поэтому для исследования процессов сепарации необходима математическая модель, в основе которой лежит составление фазовых концентраций смеси.

Пусть нефть определенного состава Zi разделилась на газовую фазу состава yi и находящуюся с ней в равновесии жидкую фазу состава xi. Мольная доля газовой фазы равна V, а жидкой фазы – L. Запишем уравнение материального баланса для i-того компонента смеси [3]:

. (1)

Поскольку V + L = 1, то заменим в уравнении (1) L на (1-V). Кроме того, учтем, что коэффициент распределения i-того компонента нефти Кi равен , и заменим yi на произведение Kixi. Тогда из уравнения (1) получим:

, (2)

. (3)

Уравнения (2) и (3) называют уравнениями фазовых концентраций компонентов смеси. Они позволяют определить мольные доли компонентов в газовой и жидкой фазах нефти состава Zi при заданных значениях коэффициентов распределения Кi и известном значении мольной доли паровой фазы V.

Поскольку и , то и с учетом выражений (2) и (3) можно записать следующее уравнение для расчета мольной доли газовой фазы V смеси состава Zi при заданных значениях Кi:

. (4)

Функция F(V) является монотонно убывающей, так как

. (5)

Это свойство функции F(V) используется при моделировании процесса разделения многокомпонентных систем.

Рассмотрим сферический газовый пузырек начального радиуса Ro, помещенный в жидкость (в нашем случае нефтяная смесь). Будем предполагать, что центр пузырька не движется относительно смеси, объем же пузырька изменяется со временем за счет разности давлений внутри пузырька и в окружающей его смеси, а также в результате динамического и тепломассообменного взаимодействия между газовой и жидкой фазами. Считаем, что пузырек состоит из инертного газа i и паров смеси v. Смесь представляет собой бинар­ный раствор, который может испаряться с поверхности пузырька.

Запишем основные уравнения, характеризующие поведение многокомпонентной смеси.

В общем виде уравнение неразрывности выглядит следующим образом [4]:

, (6)

где – субстанциональная производная; L– плотность жидкости; – первый инвариант тензора скоростей деформации (если жидкость несжимаемая, то). Поскольку жидкость считается несжимаемой, то (6) сводится к следующему виду:

, (7)

где u, uR – радиальная составляющая скорости в жидкости и на поверхности пузырька соответственно; R – радиус пузырька; r – радиальная координата (причем r = 0 соответствует центру пузырька).

Скорость движения жидкости uR и скорость движения границы пузырька не равны, если на поверхности происходят фазовые превращения, так как они приводят к появлению потока массы:

, (8)

где ρL – плотность жидкости; .

На основании выражения (8) опишем баланс массы газа в пузырьке:

. (9)

В процессе роста пузырька его объем изменяется, а плотность газа ρG практически не меняется. Поэтому, полагая в (9) ρG = const, получим:

. (10)

В случае для нефтяной смеси, как правило, выполняется неравенство ρL >> ρG и ε ≈ 1. Следовательно uR ≈ R.

Подставляя (10) в (7), получим

. (11)

В общем виде уравнение движения выглядит следующим образом [4]:

, (12)

где Т – тензор напряжений; f – объемные силы.

Поскольку в нашем случае отсутствуют объемные силы (f = 0), то уравнение (12) сводится к виду:

. (13)

Подставляя (13) в (11) и интегрируя данное выражение по r от R до ∞, получим:

. (14)

Входящие в (14) радиальные составляющие тензора напряжений τrr равны:

, (15)

, (16)

где p∞ – давление в жидкости вдали от пузырька; pυ, pl – парциальное давление жидкости и газа;  – кинематическая вязкость; Σ – коэффициент поверхностного натяжения.

Условие (16) представляет собой баланс сил на границе пузырька, действующих со стороны газа и жидкости.

Подставив в (14) выражения (15) и (16), получим:

. (17)

Уравнение (17) описывает изменение со временем радиуса пузырька за счет изменения разности давлений внутри и вне пузырька. Одним из эффективных способом изменения давлений является ультразвуковое воздействие на парожидкостную смесь.

Максимальный радиус пузырька, при котором он пульсирует, мало изменяя свои первоначальные размеры, называется резонансным радиусом, который определяется из следующего выражения [5]:

, (18)

где f – частота ультразвукового поля; n – показатель политропы;  – напряжение сдвига.

Из (18) следует, что резонансный радиус пузырька при воздействии акустического поля равен

, (19)

где ; .

Уравнения (17) и (19) показывают изменение со временем радиуса пузырька за счет изменения разности давлений внутри и вне пузырька и параметров звукового поля (в частности частоты ультразвукового поля). В свою очередь, изменение давления в пузырьке и около него вызывает эффект кавитации, приводящий к интенсивному выделению растворенных газов. Адекватность математического описания подтверждается на качественном уровне структурой уравнения (19), в котором размер пузырька пропорционален частоте ультразвукового воздействия, что объясняет увеличение выхода газа в описанном выше эксперименте.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

  1. Требин, Ф.А. Экспериментальное изучение влияния пористой среды на фазовые превращения газоконденсатных систем / Ф.А. Требин, Г.И. Задора // Журнал «Нефть и газ», 1968, № 8.

  2. Намиот, А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. - М.: Недра, 1976. – 284с.

  3. Брусиловский, А.И. Фазовые превращения при разработке месторождении нефти и газа. - М.: Грааль, 2002. – 575 с.

  4. Сепарация многофазных многокомпонентных смесей / Э.Г. Синайский, Е.Я. Лапига, Ю.В. Зайцев. – М.: Недра, 2002. – 621c.

  5. Шутилов, В.А. Основы физики ультразвука. – Л.: Изд-во Ленингр.ун-ва, 1980. – 280с.

Статья поступила в редакцию 21 февраля 2011 г.

UDC 665.6:621.928.1

MATHEMATICAL DESCRIPTION OF OIL SEPARATION PROCESS UNDER ACOUSTIC INFLUENCE

A.M. Pishchukhin, V.V. Tugov, T.B. Fakhritdinov

Orenburg State University

13, Pobedi ave., Orenburg, 460018

The researches of ultra sound influence on the process of oil separation have been carried out. The mathematical model for description of oil blend separation by ultra sound influence has been elaborated.

Keywords: oil, mathematical model, ultra sound, separation, liguid & gas phases.

УДК 681.3

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ТЕМПЕРАТУР РАЗДЕЛЕНИЯ НЕФТИ

НА ЦЕЛЕВЫЕ ПРОДУКТЫ НА ОСНОВЕ СВОЙСТВ УЗКИХ ФРАКЦИЙ

А.П. Сизиков

Самарский государственный экономический университет

113043, г. Самара, ул. Советской Армии, 141

В статье рассматривается задача разгонки нефти на целевые продукты с учетом эффек­та нечеткого разделения. В качестве исходных данных используется таблица физико-химических свойств узких фракций. Для решения задачи применяется метод дина­ми­чес­кого прог­рам­мирования. Методика реали­зова­на в ав­тор­ском прог­раммном продукте.

Ключевые слова: ректификация нефти, температурные границы разделения, эффект нечет­кого раз­деле­ния, динамическое программирование.

Для нефтеперерабатывающих предприятий весьма актуаль­ным яв­ля­ется выпол­не­ние требований стандартов серии ISO 9000 по обес­печению мак­си­ма­ль­ной идентифи­ци­руемости, наблю­даемости и управ­ляе­мости произ­водст­ва. Обес­пе­че­ние этих тре­бований в отношении процесса ректи­фи­кации является сложной проб­ле­мой, поскольку здесь мы имеем дело с нефтью, которая представляет собой сложную физико-хими­чес­кую систему. Экономический смысл проблемы заклю­чается в том, чтобы по воз­мож­­ности избежать избыточного запаса целевых продуктов по качеству или, иначе говоря, убыточного пере­расп­ределения фракций в пользу малоценных про­дуктов.

Математическая формулировка задачи. При первичной переработке нефти про­ис­­ходит разделение сме­си с непре­рывным фракционным составом на ряд целевых про­дуктов. Состав смеси (нефти) пред­по­ла­га­ет­ся известным в виде суммарной харак­терис­ти­ки, называемой кри­вой истинных тем­пе­ратур кипения (ИТК) и показывающей зави­си­мость между тем­пе­ра­ту­рой и процентом отго­няе­мой массы. Эта кривая пред­ставлена в виде нарезки узких фракций с тем­пе­ра­ту­рами выкипания , , где – число узких фрак­ций. Инфор­ма­ция об узких фракциях и их свойст­вах представляется в табличном виде (табл. 1).

Таблица 1

Фрагмент таблицы фракционного состава нефти и физико-химических

свойств узких фракций

Фракция

Выход, %

Плотность

Вязкость

Сера

Т 50%

Т всп.

100-120

2,5

743,0

0,70

0,034

115

-6

120-130

1,5

752,2

0,78

0,041

125

15

130-140

1,5

760,1

0,89

0,048

135

22

140-150

1,5

768,1

1,02

0,075

145

29

150-160

1,5

775,9

1,14

0,102

155

38

160-170

1,5

783,7

1,27

0,128

165

43

170-180

1,5

791,1

1,39

0,155

175

50

560+

19,2

1 006,0

3,71

При разделении смеси необходимо учитывать следующие условия: материальный баланс, спе­ци­фикацию целевых продуктов, эффект наложения фрак­ций [1]. Задача сво­дит­ся к задаче «о точках на прямой» и решается методом дина­ми­чес­кого прог­рам­ми­ро­ва­ния. Точ­ками здесь являются темпе­ра­тур­ные границы целевых продуктов или, точнее говоря, но­мера узких фракций, по которым осу­ществ­ляется разделение. Мате­мати­ческая фор­му­лировка задачи:

, (1)

где – число целевых продуктов; – начальная фракция -го целевого продукта; – сверт­ка векторного кри­те­­рия, харак­те­ризующего целе­вой продукт с точки зрения ценности и соот­ветствия спе­ци­фи­кации.

textarchive.ru

Сепаратор для установок учета нефти

Изобретение относится к устройствам для сепарации сырой нефти в установках учета нефти и может использоваться на скважинах, дожимных насосных станциях и других установках. Сепаратор включает горизонтальную емкость с входным и выходным патрубками продукции скважин, внутри которой установлена перегородка, разделяющая ее на две части, и сливную полку. Высота перегородки равна внутреннему радиусу емкости и разделяет ее на измерительную и технологическую части. Сепаратор снабжен второй перегородкой, установленной в технологической части емкости с просветом между нижней ее кромкой и дном емкости. Площадь сечения просвета и площадь сечения между двумя перегородками больше площади поперечного сечения патрубка для вывода нефти. Технический результат состоит в улучшении качества сепарации. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к устройствам для сепарации сырой нефти в установках учета нефти и может использоваться на скважинах, дожимных насосных станциях и других установках.

Известен сепаратор для установок учета нефти, включающий емкость, сливную полку. (Сепаратор АГЗУ (Автоматизированные групповые замерные установки) типа “Спутник-А”).

Наиболее близким устройством того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является сепаратор, включающий горизонтальную емкость, внутри которой установлена перегородка, разделяющая ее на две части, сливную полку, (авт. свид. СССР №1318246, кл. B 01 D 19/00, 1987 г.) - принят за прототип.

К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата, принятого за прототип, относится то, что в известном сепараторе нестабильные условия сепарации из-за циклических колебаний уровня жидкости и давления, что ухудшает условия сепарации и способствует уносу пузырьков свободного газа нефтью.

Технический результат - улучшение качества сепарации.

Указанный технический результат при осуществлении изобретения достигается тем, что в известном сепараторе, включающем горизонтальную емкость с входными и выходными патрубками продукции скважин, внутри которой установлена перегородка, разделяющая ее на две части, сливную полку, высота перегородки равна внутреннему радиусу емкости и разделяет ее на измерительную и технологическую части, сепаратор также снабжен второй перегородкой, установленной в технологической части емкости с просветом между нижней ее кромкой и дном емкости, площадь сечения которого и площадь сечения между двумя перегородками больше площади поперечного сечения патрубка для вывода нефти на 20-25%, а высота второй перегородки составляет не менее 1,1 внутреннего радиуса емкости.

Для уменьшения сопротивления перетоку жидкости из сепарационной части в измерительную и обеспечения достаточного зеркала испарения в сепарационной части вторая перегородка имеет просвет между дном емкости и ее нижней кромкой, которую располагают таким образом, что площадь поперечного сечения между двумя перегородками на уровне нижней кромки второй перегородки больше площади поперечного сечения патрубка для вывода нефти на 20-25%, а высота второй перегородки не менее 1,1 внутреннего радиуса емкости.

Такое выполнение сепаратора обеспечивает стабильные условия сепарации, практически полное выделение газа из нефти.

На чертеже представлен сепаратор для установок учета нефти - общий вид.

Сепаратор включает горизонтальную емкость 1 с входным и выходным патрубками продукции скважин, внутри которой установлена перегородка 2, высота которой равна внутреннему радиусу емкости и разделяет ее на технологическую 3 и измерительную 4 части, сливную полку 5, вторую перегородку 6, установленную в технологической части емкости с просветом между ее нижней кромкой и дном емкости, площадь сечения которого и площадь сечения между двумя перегородками больше площади поперечного сечения патрубка для вывода нефти на 20-25%, высота второй перегородки составляет не менее 1,1 внутреннего радиуса емкости. Сепаратор содержит также регулятор уровня 7, расположенный в измерительной части емкости, запорный клапан 8, счетчик 9 на выходе нефти, регулятор перепада давления 10, брызгоулавливатель 11, установленные на патрубке вывода газа.

Сепаратор работает следующим образом.

Продукция скважин поступает в сепаратор через патрубок ввода (см. чертеж) и по наклонной сливной полке 5 стекает в противоположный конец емкости 1 и медленно течет по технологической (сепарационной) части 3, в которой происходит окончательная сепарация - выделение пузырьков газа.

Эффективность окончательной сепарации зависит от времени пребывания нефти в емкости 1 (которое в свою очередь определяется объемом нефти в сепарационной части 3 и расходом нефти через сепаратор) и величины зеркала испарения (поверхности нефти). Уровень нефти в сепарационной части 3, следовательно, объем нефти в ней, время пребывания нефти в сепараторе и наибольшее зеркало испарения обеспечиваются высотой перегородки 2, равной радиусу емкости.

Когда уровень нефти в сепарационной части 3 достигает верхней кромки перегородки 2, нефть через просвет и верхнюю кромку перегородки 2 начинает перетекать в измерительную часть 4. Благодаря тому, что высота перегородки 6 составляет не менее 1,1 радиуса емкости, из сепарационной части 3 в измерительную часть 4 перетекают только нижние, полностью освобожденные от пузырьков газа слои нефти.

Жидкость из сепарационной части отбирается непрерывно или циклически. При циклическом отборе по достижению заданного верхнего уровня нефти в измерительной части 4 под воздействием регулятора уровня 7 и регулятора перепада давления 10 начинается отбор нефти (выдавливание газом, или откачка насосом) из измерительной части 4 через счетчик 9 (узел учета нефти) для измерения объема и массы нефти. Одновременно продолжается переток нефти из сепарационной части 3 в измерительную 4. Отбор нефти прекращается по достижению заданного нижнего уровня в измерительной части под воздействием регулятора уровня 7. Затем снова начинается заполнение измерительной части и цикл повторяется.

При циклическом отборе нефти из сепаратора в его сепарационной части 3 всегда сохраняется одинаковый уровень с наибольшим зеркалом испарения, малая скорость и максимальное время пребывания нефти в сепараторе.

Благодаря наиболее благоприятным условиям сепарации и перетеканию в измерительную часть 4 сепаратора нижних полностью сепарированных слоев нефти из сепарационной части исключается показание свободного газа в отбираемую нефть, повышается точность измерения объема и массы нефти.

1. Сепаратор для установок учета нефти, включающий горизонтальную емкость, с входным и выходным патрубками продукции скважин, внутри которой установлена перегородка, разделяющая ее на две части, сливную полку, отличающийся тем, что высота перегородки равна внутреннему радиусу емкости и разделяет ее на измерительную и технологическую части, сепаратор также снабжен второй перегородкой, установленной в технологической части емкости с просветом между нижней ее кромкой и дном емкости.

2. Сепаратор по п.1, отличающийся тем, что площадь сечения просвета и площадь сечения между двумя перегородками больше площади поперечного сечения патрубка для вывода нефти на 20-25%.

3. Сепаратор по пп.1, 2, отличающийся тем, что высота второй перегородки составляет не <1,1 внутреннего радиуса емкости.

www.findpatent.ru

Сепараторы при переработке нефти - Справочник химика 21

    Отводимые с верха колонны пары бензина конденсируются в две ступени. На первой обеспечивается более низкое содержание газообразных углеводородов в составе орошения, чем в дистилляте. Несконденсированная газовая и жидкая фазы бензина совместно дополнительно охлаждаются и поступают в сырьевую емкость 9 дебутанизатора 10. В случае переработки нефти с повышенным содержанием газа (С. —С ) — 2%, против 1,1% в проектном сырье — часть стабильного бензина подается в качестве абсорбента в поток бензина после сепаратора 8. При этом для [c.73]     Процессы гидрогенизации в переработке нефти осуществляются над катализатором при 3—15 МПа и 300—450 °С. В реактор 4 сырье поступает в паровой или жидкой фазе, разбавленное циркулирующим водородсодержащим газом. Последний подают в количестве от 300 до 1000 м на 1 м исходного жидкого сырья. В циркулирующем газе содержится от 60 до 80% Н . Продукты гидрогенизации охлаждают вместе с циркулирующим водородсодержащим газом до 30—40 °С, и жидкий гидрогенизат отделяют от газов в сепараторе высокого давления 6. [c.12]

    Из многочисленных конструкций сепараторов, центрифуг и циклонов, применяемых в нефтегазодобывающей, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности рассмотрим примеры тарельчатого центробежного сепаратора, гидроциклона, осадительной горизонтальной центрифуги (декантера), используемых для очистки нефтесодержащих вод, получаемых в процессе добычи нефти и газа и переработки нефти. [c.244]

    Добытую нефть сначала освобождают от растворенных в ней газов в сепараторах, снижая давление и скорость движения, а затем от воды, минеральных солей и механических примесей. Соли удаляют, промывая нефть водой в специальных установках. Обезвоживание и освобождение от механических примесей производят длительным отстаиванием нефти. В случаях образования эмульсии воды с нефтью простым отстаиванием воду удалить нельзя. Для разрушения эмульсий применяются методы центрифугирования, нагревания нефти под давлением до 140°С и электрический способ, предусматривающий одновременно и обессоливание нефти. Электрообессоливающие установки, сокращенно называемые ЭЛОУ , состоят из системы электро-дегидраторов, в которые через смесь нефти, умягченной воды и раствора едкого натра пропускают электрический ток промышленной частоты (30 000—40 000 в). Эмульсия разрушается, капли воды соединяются и отделяются отстаиванием. Поступающая на переработку нефть должна содержать менее 1% воды и не более 70—100 мг/л солей. [c.65]

    При первичной переработке нефти на установках АВТ получают попутный углеводородный газ, который попадает в атмосферу через неплотности аппаратуры, через предохранительные клапаны ректификационных колонн и сепараторов. [c.387]

    Одним из основных вопросов проектирования установки гидроочистки бензиновой фракции являлся выбор схемы сепарации нестабильного гидрогенизата. В нефтепереработке применяются схемы как одноступенчатой сепарации - в холодном сепараторе, так и двухступенчатой сепарация вначале в горячем, затем в холодном сепараторе (Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа/Под ред. Б.И. Бондаренко. -М, Химия, 1983). Каждая из схем имеет свои преимущества и недостатки. [c.53]

    Стабилизация бензина. Все построенные за последние годы установки АВТ оборудованы блоком стабилизации бензинов. Установки, запроектированные институтом- Гипронефтезаводы , имеют депентанизатор, а в проектах Гипроазнефти стабилизация осуществляется в полной колонне. Обследование блока стабилизации установки АВТ при переработке арланской нефти показало следующее. Выход (в вес. % на нефть) нестабильный бензин — 5,6 стабильный бензин — 5,1 газ из сепаратора—0,2 рециркулят из сепаратора 0,28. В расчете на нефть выход общего газа составляет 1,49%, выход общего бензина 10,2%. Технологический режим стабилизатора следующий  [c.124]

    Шлам из накопительного резервуара питательным насосом подают на механический фильтр для удаления металлических частиц, песка и других механических примесей, которые по специальному трубопроводу поступают на транспортер, а оттуда — в бункер-накопитель. Затем шлам в паровом эжекторе нагревают до 40—70 °С и подают в гидроциклон для удаления песка, далее нефтешлам поступает в декантатор, а песок по транспортеру— в бункер-накопитель. В декантаторе происходит дальнейшее отделение от шлама твердых частиц, которые собираются в бункере-накопителе, а предварительно очищенный шлам через промежуточный резервуар и самоочищающийся фильтр тремя потоками подают на сепараторы. В центробежных сепараторах происходит окончательное разделение нефте-шлама иа нефтепродукты, воду и твердые отходы. Твердые отходы можно использовать в качестве компонента материалов для дорожного строительства, а нефтепродукты — для переработки в целевые продукты или в качестве топлива. Установка— передвижная, компактная, полностью автоматизирована. [c.118]

    Следует различать довольно грубую сепарацию нефти и газа и сепарацию, которая необходима в процессах очистки и переработки газа. Изготовители стандартных сепараторов для отделения нефти от газа считают, что все частицы размером менее 100 мкм будут улавливаться в коагуляторе. Обычный коагулятор (если он правильно запроектирован) будет задерживать частицы размером не менее 20—30 мкм более совершенный коагулятор позволяет удалять из газа частицы размером до 2—10 мкм. Сепарация частиц более мелких размеров за счет силы тяжести или поверхностного натяжения весьма затруднительна. [c.88]

    Необходимо добиваться, чтобы постоянные сбросы горючих газов и паров в факельную систему отсутствовали. Однако на практике это требование часто ле выполняется. Так, на установках каталитического риформинга и гидроочистки постоянно сбрасываются в факельную систему газы из сепараторов узлов очистки водородсодержащего и топливного газа в факельную систему часто направляются газы из рефлюксных емкостей установок первичной перегонки нефти и вторичной перегонки бензина. Особенно велики постоянные сбросы на факел на тех НПЗ, где мощности систем сброса и переработки углеводородных газов т-сутствуют или недостаточны. [c.279]

    Газовый конденсат из сепараторов забирается насосами и подается на дальнейшую переработку. На некоторых НПЗ конденсат используется как компонент сырья газоперерабатывающих установок. Как временное решение допустима подача конденсата в сырую нефть. Врезка трубопровода факельного конденсата в трубопровод нефти осуществляется непосредственно перед резервуарами сырьевой базы. [c.286]

    Нефть, поступающая из штуцеров, попадает в сепаратор или трап, где происходит ( ефть разделение газа и нефти. Углеводородные газы, особенно тяжелые, хорошо растворяются в нефти. Поэтому вместе с нефтью движется по насосно-компрессорным трубам и растворенный в ней газ. Количество этого газа в нефти может быть значительным, составляя десятки, а иногда и сотни кубометров (при нормальных условиях) в 1 /га нефти. Прежде чем нефть направить -в резервуар для хранения и затем на переработку, нужно выделить из нее растворенный газ. Если этого не сделать, газ все равно выделится, как только попадет в резервуар или в цистерну для перевозки. Но в этих случаях газ не только будет утерян, но и может явиться причиной пожара и взрыва. Этот газ, называемый попутным, поскольку он добывается попутно с нефтью, представляет большую ценность не столько как топливо, сколько как сырье для нефтехимической промышленности. [c.124]

    На рис. 62 была представлена схема трапа, или сепаратора. Нефть из скважины поступает в трап, скапливается в нижней его части, а отсюда по трубопроводу направляется дальше в резервуар-отстойник, где отделяется от твердых примесей — песка, глины и других, оседающих на дно. В верхней части трапа накапливается газ. По газопроводу он направляется на дальнейшую очистку и в газовую сеть или на специальную переработку (см. гл. VHI). [c.247]

    Каталитический крекинг, как и каталитический риформинг, применяют на так называемых комбинированных нефтеочистительных заводах для сокращения промежуточных дистиллятов и увеличения выхода автомобильного бензина и ненасыщенных газов, которые являются полупродуктами для последующей химической переработки. Сырьем обычно служит тяжелый газойль и даже парафин, разлагающийся при высокой температуре в присутствии кремнеземно-глиноземного катализатора. Большинство современных крупных реакторов каталитического крекинга работает по принципу подвижного (текучего) катализа , при котором сырье и свежая порция катализатора непрерывно подаются в реакционную колонку, откуда одновременно выводится отработанная порция катализатора, направляемая в регенерационный резервуар для реактивации посредством обработки горячим воздухом. Чистый продукт из реакционной колонки разгоняется в первичном сепараторе на легкие фракции, промежуточные дистилляты и тяжелые фракции. Верхние погоны (смесь жидких метана, этана и каталитического бензина) отбираются и сепарируются в абсорбционной колонке с помощью легкой абсорбционной нефти на неконденсированный газ (метан, этилен и этан) и на абсорбированную фракцию, состоящую из СНГ и бензина. Насыщенный абсорбент ( жирная нефть) десорбируется от содержащихся в нем легких фракций, которые сепарируются на бензиновую фракцию и СНГ в голове колонки-дебутанизатора. [c.21]

    Сепараторы являются обязательным элементом любой технологической схемы промысловой подготовки нефти и газа на нефтяных и газоконденсатных месторождениях, а также составной частью оборудования в процессе переработки газового конденсата, компримирования газа и его охлаждения на заключительной стадии эксплуатации месторождения, в установках для сайклинг-процесса, газлифта и др. [5 — 9]. [c.16]

    Высококипящие и остаточные фракции нефти содержат значительное количество гетероорганических смолисто-асфальтеновых соединений и металлов, попадание которых при перегонке в дистилляты резко ухудшает их эксплуатационные характеристики и значительно усложняет последующую их переработку. Это обстоятельство обусловливает необходимость организации четкой сепарации фаз в секции питания атмосферной и особенно вакуумной колонн. Эффективной сепарации фаз в секции питания колонн достигают установкой специальных сепараторов (отбойных тарелок, насадок и т. д.), улавливающих мельчайшие капли (туман, пена, брызги) кубовой жидкости, а также промывкой потока паров стекающей жидкостью в специальной промывной тарелке. Для этого и с целью повышения разделительной способности нижних тарелок сепарационной секции колонны необходимо обеспечить некоторый избыток орошения, называемый избытком однократного испарения, путем незначительного перегрева сырья (но не выше предельно допустимой величины). Доля отгона при однократном испарении в секции питания колонны должна быть на 2-5 % больше выхода продуктов, отбираемых в виде дистиллята и боковых погонов. [c.108]

    Целевым назначением процесса 3D (дискриминационной деструктивной дистилляции) является подготовка нефтяных остатков (тяжелых нефтей, мазутов, гудронов, битуминозных нефтей) для последующей каталитической переработки путем жесткого термоадсорбционного крекинга в реакционной системе с ультракоротким временем контакта (доли секунды) циркулирующего адсорбента (контакта) с нагретым диспергированным сырьем. В отличие от APT в процессе 3D вместо лифт-реактора используется реактор нового поколения, в котором осуществляется исключительно малое время контакта сырья с адсорбентом на коротком горизонтальном участке трубы на входе в сепаратор циклонного типа. Эксплуатационные испытания демонстрационной установки показали, что выход и качество продуктов 3D выше, чем у процесса APT. [c.214]

    Метод хрупких покрытий целесообразно использовать при анализе напряженно-деформированного состояния, прочности и ресурса сложных элементов оборудования для добычи, транспортировки и переработки углеводородного сырья — нефти и газа (трубопроводы, резервуары, сепараторы, компрессоры, насосы и др.) при нормальных, высоких и криогенных температурах (-250...+400 °С). [c.480]

    Таким образом, из того количества легких углеводородов, которое сохранилось в нефти после отделения газов в сепараторе, 30% теряется по пути до нефтесборных -пунктов, 6%—ори перекачке на заводы и лишь 64% попадает с товарной нефтью на переработку. Следовательно, потери при внешнем транспорте в 5—7 раз меньше потерь при внутри-промысловых операциях. Осно вное внимание должно быть, очевидно, направлено на ликвидацию внутрипромысловых потерь. [c.11]

    Сначала смола или угольная паста подается специальным насосом высокого давления (пастовый насос) через теплообменник и подогреватели снизу в первый реактор. Циркуляционный газ вводится при помощи циркуляционного газового насоса непосредственно в угольную пасту или смолу, подаваемые насосом 5. Чтобы в процессе деструктивной гидрогенизации угля или смолы образовался требуемый промежуточный продукт (среднее масло), обычно последовательно соединяют 3—4 реактора. Из системы реакторов (колонны) реакционная смесь поступает в сепаратор, в котором поддерживают температуру на 10—40° ниже температуры реакции. В нижней конической части сепаратора находится жидкость (требуемый уровень жидкости проверяется замером). На дне собирается шлам, содержащий при гидрогенизации угля до 35% твердых веществ, а при гидрогенизации смолы и нефти—большей частью до 22%. В сепараторе этот шлам отделяется. Из сепаратора в виде газовой фазы выходит так называемый головной продукт , выкипающий приблизительно на 50% при температуре до 325°. Его охлаждают сначала в теплообменниках, а затем водой в конечном холодильнике. Газ отделяется от жидкости в так называемых газоотделителях. Они представляют собой слегка наклонные к горизонтали цилиндрические сосуды высокого давления, в которых поддерживается определенный уровень жидкости. После добавления к циркуляционному газу свежего водорода газ возвращается циркуляционным насосом в систему. Для непрерывного поддержания в циркуляционном газе требуемого парциального давления водорода (около 70—80% Н2) его промывают в специальном скруббере. маслом под давлением при этом содержание углеводородов в газе снижается. При дросселировании из промывного масла выделяются уловленные углеводороды. Циркуляционный водород подается также непосредственно в реакторы для охлаждения их (холодный газ). По составу продукт с т. кип. ниже 325°, отходящий из газоотделителя, очень близок к среднему маслу полукоксования или к нефтяному среднему маслу, однако он богаче водородом и содержит меньше фенолов, чем продукты переработки смолы. [c.115]

    Выходящая из газоотделителя фракция, кипящая при температуре выше 325 (так называемые тяжелые масла), возвращается в кругооборот для этого ее смешивают со свежим продуктом (смолой или нефтью) или используют в качестве затирочного масла. Жидкие и твердые компоненты, отводимые снизу из сепаратора, подвергаются дальнейшей переработке—центрифугированию и полукоксованию. Замена центрифугирования фильтрацией возможна только после дополнительного введения масла и при высокой температуре (около 200°). Наилучшим способом разделения является все же центрифугирование в сепараторе. Шлам, обычно содержащий после гидрогенизации угля около 22—25% твердых веществ, предварительно разбавляют тяжелым маслом до содержания 15—20% твердых веществ (температура смеси 140—160°). В результате центрифугирования получаются  [c.116]

    Дегазация и стабилизация нефти. Как указывалось ранее, нефть, добываемая из скважины, несет с собой значительное количество попутного газа (95—120 нм т). Перед подачей нефти на первичную переработку этот газ отделяют двумя последовательными процессами сепарацией и стабилизацией. Нефть и газ на выходе из скважины проходят через специальные устройства — трапы или сепараторы, в которых попутный газ отделяется от нестабильной нефти, направляемой затем на дальнейшую переработку. Такая многоступенчатая сепарация имеет ряд преимуществ происходит более полное отделение попутного газа, сокращается унос капель нефти с газом, уменьшается расход электроэнергии на сжатие газа. [c.23]

    В больншнстве ироцессов деструктивной переработки нефти газ получается из сепаратора соответствующей установки. [При этом [c.305]

    Все процессы пререработки нефти объединяются названием нефтехимия . Предварительно перед переработкой нефти из нее извлекают растворенные неорганические соли, другие примеси отделяются в отстойниках. Обезвоживание нефти проводят электростатическим методом — действием поля переменного электрического тока напряжением 4000 В. Попутные газы отделяют в сепараторах под вакуумом. [c.469]

    И стали 0X13, широко используемой при изготовлении внутренних частей сепараторов в установках для первичной переработки нефти. Результаты испытаний петлеобразных образцов нескольких плавок стали 0X13 в растворах, имитирующих среды первичной переработки нефти, приведены в табл. 4.18. [c.100]

    Обследование реактора, сепаратора и циклонов реактора после продолжительного пробега при переработке ромашкинской нефти показало отсутствие заметных следов коррозии. Коррозия была обнаружена в скрубберах, холодильниках, закалочном аппарате и газосепараторах. [c.137]

    С точки зрения комплексного подхода к системе сбора, подготовки нефти и переработки газа представляет интерес опыт эксплуатации нефтяного месторождения Рейнбоу-Лейк [41], расположенного на себеро-западе Канады в провинции Альберта. По климатическим условиям этот район Канады очень близок к условиям Западной Сибири. Месторождение расположено в труднодоступном таежном заболоченном месте, на территории которого построен газоперерабатывающий завод. Основное назначение завода — подготовка нефти и переработка нефтяного газа с целью получения обессоленной и обезвоженной стабильной нефти, сухого газа, широкой фракции легких углеводородов и элементарной серы. Связь с заводом осуществляется в основном с помощью авиации. Сбор нефти и газа на месторождении Рейнбоу-Лейк имеет много общего с лучевой системой сбора, описанной выше. Газонефтяная смесь прямо от скважины через замерные установки поступает на завод, где все потоки объединяются в одном коллекторе. Непосредственно на территории завода осуществляют сепарацию нефти в три ступени. Отделение газа в сепараторе первой ступени происходит при давлении 0,75 МПа и температуре 25°С. Нефть после сепаратора подогревают паром в теплообменнике до температуры 75—80°С и направляют сначала в сепаратор второй ступени с давлением 0,25 МПа, а затем в сепаратор третьей ступени с давлением 0,1 МПа. Далее нефть идет иа установку по обезвоживанию и обессоливанию. Доведенную до кондиции нефть перекачивают по нефтепроводу на НПЗ. Нефтяной газ, отделившийся на третьей и второй ступенях сепарации, самостоятельными потоками поступает на разные цилиндры компрессора, дожимается до давления 0,75 МПа и подается на смешение с газом первой ступени. Нефтяной газ месторождения Рейнбоу-Лейк содержит около 5% сероводорода. Поэтому, прежде чем поступать на блок переработки, этот газ подвергается очистке от НгЗ по абсорбционной схеме. Переработку газа осуществляют по схеме низкотемпературной конденсации при давлении 2,7 МПа и температуре — 18°С. Для осушки газа применяют 80%-ный раствор триэтиленгликоля (ТЭГ), который инжектируется в сырьевые теплообменники и в распределительную камеру пропанового холодильника. Точка росы осушенного газа достигает —34°С. Основную часть перерабо- [c.39]

    Техническая суть новой технологии заключается в том, что изменена традиционная схема эксплуатации скважины нефтегазоводная смесь без предварительного разделения перетекает по трубопроводам со всех скважин в одно место — центральный сборный пункт — и там подвергается разделению и переработке. По традиционной технологии (описанной выше) огромный напор внут-рипластового давления бесцельно терялся в сепараторе при скважине. По новой технологии он рационально используется — передавливает густую жидкость на десятки километров от места добычи к центральному промысловому пункту. На нем сгруппировано все технологическое оборудование (сепараторы, отстойники и др.). Пройдя на центральном пункте все стадии обработки, нефть поступает в центральный нефтепровод. Нефтяной газ после сепарации сжижают. [c.260]

    Биохимические методы используют в основном для очистки и обезвреживания грунтов на нефтеперерабатывающих заводах и на местах добычи нефти [27-30] и реализуют их следующим образом (рис. 10). Нефтешлам (плавающий и донные осадки) забирают из шламонакопителя и насосом 1 подают на самоочищающийся фильтр грубой очистки 2, где нефтешлам очищают от крупных частиц размером более 10 мм. Перед фильтром грубой очистки 2 в поток нефтешлама насосом 3 вводят деэмульгатор. Затем нефтешлам направляют в емкость 4, где его нагревают до 45 °С водяным паром, который подают непосредственно в поток нефтешлама. Нефтешлам расслаивается на четыре фазы нефтепродуктовую, водную, водно-иловую суспензию и замазученные механические примеси. Нефтепродуктовую фазу выводят из емкости 4 и насосом 5 отправляют в подогреватель-смеситель 6, догревают до 75 С водяным паром. Перед подогревателем-смесителем 6 нефтепродуктовую фазу обрабатывают деэмульгатором (насос 7). Далее нефтепродуктовую фазу в центрифуге 8 очищают от механических примесей, плотность которых выше плотности воды, и самотеком отправляют в емкость-деаэратор 9, оттуда насосом 10 подают в подогреватель-смеситель 11, где нагревают водяным паром до 95 °С. Во всасывающую линию насоса 10 подают деэмульгатор насосом 12. Нагретую нефтепродуктовую фазу сепарируют в сепараторе 13 и выводят очищенный нефтепродукт и воду, которую повторно очищают в сепараторе 14 (насосом 15 подают на размыв донного осадка в шламонакопитель). Замазученные механические примеси (грунт) с нижнего уровня емкости 4 конвейером 16 направляют в емкость 17, туда же насосом 18 закачивают легкую бензиновую фракцию НК-62 °С и водяной пар, Замазученный грунт отмывают растворителем при помощи внутреннего устройства 19, обрабатывают паром, после чего с нижнего уровня емкости 17 отправляют конвейером 20 в аппарат биологической очистки 21. Жидкие углеводороды из емкости 17 насосом 22 подают в емкость 4 для дальнейшей переработки. Водно-иловую суспензию из емкости 4 перекачивают насосом 23 в аппарат очистки — культиватор 2 и вносят питательные вещества (источники азота, фосфора, буферные растворы для поддержания pH) и инокулят [c.34]

    Механические примеси нефти представлены мелкими частич ками горных пород, выносимых из скважины, а также частица ми продуктов коррозии нефтепромыслового оборудования 1 плотных углеродистых образований (карбоидов) самой нефтр Они образуют с нефтью также дисперсную систему нефть твердое тело , разделение которой проводится методом отстаи вания в сепараторах и отстойниках УКПН на промыслах. Не большое (до 0,2%) количество этих примесей остается в нефэт идущей ка переработку, и выделяется при более глубоко очистке нефти на нефтезаводах. [c.48]

    Глубокая стабилизация нефти на промыслах с тщательной герметизацией на пути от первичных, сепараторов до НСУ (УКПН). Нефть приходит на заводы с таким содержанием компонентов Сз—Сз, при котором не требуются герметизация и специальные меры выделения и переработки легких компонентов. [c.13]

    ГАЗЫ ПРИР0Д1ГЫЕ ГОРЮЧИЕ (переработка) — естественные смеси углеводородов различного состава по способу добычи Г. п. г. разделяются на собственно природные газы, добываемые из чисто газовых месторождений, практически не содержащих нефти п о и у т н ы е газы, растворенные в нефти и добываемые вместе с нею, и газы газоконденсатных месторождений, находящиеся в пластах иод давлением и содержащие (в результате т. н. обратного исиарения) керосиновые, а иногда и соляровые фракции нефти. Собственно природные газы я газы газоконденсатных месторождений выходят на поверхность земли под значительным давлением (50—100 ат) попутные газы выделяются из нефти в сепараторах иод небольшим избыточным давлением либо под разрежением. Природные и попутные газы в основном состоят из алканов, незначительного количества цикланов и ароматич. углеводородов, небольших количеств азота и аргона, а также следов гелия и водорода. Кроме того, иногда в газах содержится НгЗ, меркаптаны и СО. . По составу Г. п. г. иног.о разделяют на сухие и жириые. К жирным относятся газы, содержащие 50—100 (и больше) г/лА углеводородов от Сд и выше. Собственно природные газы обычно относятся к сухим газам, попутные и газоконденсатные — к жирным. [c.385]

    Очень ценным было предложение иопользовать для переработки нефтегрязи, содержащей 20% воды и до 5% механических примесей, установки термического крекиига. На одной из установок смонтированы дополнительная колонна и сепаратор. Ловушечный нефтепродукт подается в крекинг-остаток, имеющий высокую температуру. При этом вода и легкие фракции из ловушечного продукта испаряются. Производительность по переработке ловушечной нефти на установке термического крекинга достигла 2 тыс. т в месяц. Внедрение этого предложения позволило заводу за лето 1968 г. освободить от нефтепродуктов два пруда-отстойника и аварийный амбар ЭЛОУ емкостью 3 тыс. т. [c.103]

    При глубокой переработке высокосернистой нефти на НПЗ производителыностью 12 млн. т1год в очистных сооружениях улавливается до 30 м 1ч нефтепродуктов, которые представляют собой стойкую трехфазную эмульсию. Наиболее рационально разрушение (разделение) эмульсии производить на сепараторах типа 0/РТ-ЗМ6-ЛЭ. Применение сепараторов позволят полностью разделать ловушечную эмульсию, а выделившийся при этом нефтепродукт. направить на переработку. [c.149]

    Процессы добычи, транспорта и переработки газа и нефти характеризуются фа-3015ЫМИ переходами, образованием жидкой фазы из парообразной, парообразной из ж 1дкой. сосутцествованием термодинамически равновесных или неравновесных паровой, жидкой и часто твердой фаз. При снижении давления в пласте и на забое неф тяной скважины ниже давления начала разгазирования при пластовой температуре образуется паровая фаза. Фазовые превращения в пласте происходят при разработке газоконденсатных залежей, при движении нефти и газоконденсатных смесей в скважинах, при отделении нефти и конденсата от их паров в сепараторах, при хранении нефти и конденсата в резервуарах, в процессе образования и разрушения нефтяных и газовых месторождений, кристаллогидратов углеводородных газов. [c.268]

chem21.info