Стабилизация нефти на промыслах. Стабилизация нефти на промыслах


Установка стабилизации нефтей на промысле

    Установка стабилизации нефтей на промысле [c.3]

    Для охлаждения нефти и конденсации паров легких углеводородов используется сырая нефть, поступающая с промыслов, а также вода. Качество воды при этом, как правило, невысокое, в ней содержатся посторонние примеси, она достаточно минерализована. Поэтому в трубках теплообменников отлагаются накипь и органические осадки, трубки подвержены коррозии. Эти недостатки полностью устраняются при использовании аппаратов воздушного охлаждения. Строящиеся и проектируемые в настоящее время установки стабилизации нефти оснащаются в основном конденсаторами и холодильниками воздушного охлаждения. [c.101]

    Процесс стабилизации нефтей, предназначенный для удаления легких углеводородов, может быть осуществлен разными методами. Для стабилизации только нефтей на промыслах применяют одноколонные установки, а двух колонные установки используют для стабилизации нефти в одной колонне и стабилизации газового бензина в другой. Последние используют для [c.8]

    Однако даже после многоступенчатой сепарации пузырьков газа из нефти на промысле в ней остается в растворенном (абсорбированном) состоянии, а также в виде взвешенных мелких (до 20-50 мкм) пузырьков газа (образуя дисперсную систему нефть - газовая фаза) еще около 0,5-1,5% (мае.) углеводородов -от метана до пентанов. Газ отделяется от нефти в процессе высокотемпературной стабилизации на специальных нефтестабилизационных установках и затем в процессе первичной дистилляции нефти. [c.45]

    Установки стабилизации нефтей строятся и эксплуатируются на промыслах. Для стабилизации только нефтей применяют одноколонные установки, а двухколонные установки используют для стабилизации нефти — в одной колонне и стабилизации газового бензина — в другой. Последние используют для нефтей с высоким содержанием растворенных газов —более 1,5 % (масс.). [c.7]

    Следует отметить, что работа первых ректификационных колони АВТ под давлением 10 ати, а также проектирование в новых АВТ испарителей такой же технической характеристики уменьшает не только металлоемкость колонн, но при работе установки АВТ на стабилизированной нефти позволяет осуществлять более надежно технологический режим, так как снижается влияние на него поступления нефтей различного состава и особенно легких компонентов нефти, имеющих высокую упругость паров. Иными словами, работа первых ректификационных колонн при более высоком давлении разрешает получать более устойчиво необходимый фракционный состав легкокипящих бензиновых фракций. Таким образом, даже при наличии полной стабилизации нефтей на промыслах целесообразность применения первых ректификационных колонн с давлением 10 ати не снижается. При замене действующих испарителей, помимо повышения давления, следует рекомендовать первые ректификационные колонны устанавливать с 28—32 тарелками при получении бензиновой фракции с к. к. не выше 85°. [c.61]

    Стабилизация является завершающей стадией промысловой сепарации нефти. Увеличением числа ступеней сепарации и подбором давлений на них можно добиться получения заданной упругости насыщенных паров. Стабилизация нефти может осуществляться в промысловых условиях посредством горячей или вакуумной сепарации, в заводских — посредством ректификации. Иногда ректификационные стабилизационные установки используются и на промыслах. [c.48]

    Растворенные в нефти углеводороды выделяют на нефтестабилизационных установках дегазированную нефть направляют на нефтеперерабатываюш,ий завод, а выделившиеся газы — на газоулавливание и фракционирование. Обычно установки но стабилизации нефти и переработки попутного газа располагаются на промыслах или вблизи них. [c.24]

    В Ухте установки по стабилизации нефти и переработки нефтяных газов Западно-Тэбукского месторождения целесообразно сооружать на территории нефтезавода. Для транспорта нефтяного газа ча нефтеперерабатывающие заводы, расположенные ва больших расстояниях (200-300 км) от промыслов, необходимо изучить целый комплекс вопросов, связанных с осушкой газа, выпадением конденсата и движением двухфазного потока. [c.24]

    Несмотря на то, что нефть при своем движении от скважины к товарному парку многократно сепарируется и давление ее снижается до атмосферного, в ней все же остаются растворенные газы, которые при хранении и дальнейшем транспортировании нефти выделяются и улетучиваются. Одновременно с газами выделяются и легкие бензиновые фракции нефти. Потери легких фракций увеличиваются вследствие того, что при обезвоживании и обессоливании нефти последнюю приходится нагревать на промыслах до 50—80 ( горячий отстой). Поэтому при промысловых товарных парках строят установки стабилизации нефти, на которых из нее отгоняют летучие компоненты и подвергают их конденсации. После стабилизации нефть можно хранить и транспортировать без потерь. Установки стабилизации обычно совмещают с установками обезвоживания и обессоливания нефти. Такая совмещенная установка и назь вается установкой комплексной подготовки нефти. [c.12]

    Как известно из литературы, одновременно со стабилизационными установками на некоторых промыслах США применяются установки, преследующие цель разрушения нестойких эмульсий и частичной (упрощенной) стабилизации нефти. [c.147]

    Туда же с промыслов направляются нестабильные газобензины для последующей переработки. Нефти на промыслах Грозного не стабилизируются, а направляются на установки первичной переработки грозненского нефтеперерабатывающего завода. Извлеченные бензины поступают для стабилизации в третий цех нефтеперерабатывающего завода. [c.29]

    В связи с тем, что поступающая с промыслов сырая нефть имеет, как правило, резкие колебания в содержании воды и солей, целесообразно в сырьевом парке проводить усреднение состава поступающей на ЭЛОУ сырой нефти с тем, чтобы обеспечить стабилизацию режима установки. [c.124]

    На автоматический режим и дистанционное управление переводятся насосные,. компрессорные, котельные, товарные парки, уст анйвки по подготовке (стабилизации) нефти на промыслах и групповые замерные установки. [c.57]

    С целью оптимизации выработки ШФЛУ рассмотрены ввод в колонну в качестве отпаривающего агента низокипящих углеводородных фракций. В качестве низкокипящих углеводородных фракций рассмотрены нефтяной газ из компрессорной станции, попутный нефтяной газ промысла, а также получаемая на нефтестабилизационной установке ШФЛУ Рассмотренные исследования показали целесообразность использования в качестве отпаривающего агента сухого или попутного нефтяного газа. Нагретая ШФЛУ может быть использована для ввода дополнительного тепла в колонну, что также позволяет интенсифицировать процесс стабилизации нефти, но требует дополнительных энергетических затрат и ее эффективность незначительна по сравнению с вариантами использования сухого или нефтяного газа. Использование бензиновой фракции невозможно также из-за большой степени ее абсорбции потоком стабильной нефти. Исследования показали, что чем легче фракционный состав подаваемого газа, тем выше эффективность процесса стабилизации нефти. [c.48]

    Практически в настоящее время стабилизацию нефти осуществляют на нефтеперерабатывающих заводах. Строительство газобензиновых заводов на промыслах начинается обычно через несколько лет после начала эксплуатации открытого месторождения, т. е. по существу уже в тот период, когда дебит по газам начинает падать. Следовательно, в течение длительного вре-мен 1 громадные количества газов, растворенных в нефти, теряются, при этом заводы испытывают затруднения, перерабатывая нестабильную нефть. Поэтому целесообразно рекомендовать наряду со строительством нефтестабилизациониых установок на промыслах дооборудовать существующие электрообес-соливающие установки на заводах стабилизационной аппаратурой, а фракционировку выделенных при этом газов проводить раздельно от газов деструктивной переработки нефти. [c.29]

    Процесс стабилизации нефтей, предназначенный для удаления легких углеводородрв, может быть осуществлен разными методами. Для стабилизации нефтей на промыслах обычно используют одноколонные установки. На рис. 1Х.2 представлена одна из схем стабилизации нефти на действующих установках. [c.269]

    ХЛ-3 и др.). Стабилизация пефти осуществляется обычно на промыслах. Лабораторная установка для определсчгия соста1за газов, растворенных в нефтях, хроматографическим методом разработана во ВНИИ НП . Практически в лабораторных условиях нефть стабилизируют только при отборе пробы на промысле. [c.57]

    Следовательно, в течение длительного времени громадные количества газов, растворенных в нефти, будут теряться и при этом заводы будут испытывать затруднения, перерабатывая нестабильную нефть. Сторонники строительства НСУ только на промыслах как основной довод в пользу своей точки зрения приводят то, что прп этом будет извлечено газа из нефтп примерно в 2 раза больше, чем при стабилизации на заводах. Действительно, при современном состоянии системы герметизации транспорта и храпения в нефти после трапа содержится 5—6% газа, в нефти же, поступающей на завод, 2,5%. Однако надо учитывать, что невозможно осуществить строительство нефтостабилизационпых установок у каждой скважины. Наиболее вероятное место такой установки где-либо у сборных пунктов, где количество растворенного газа уже значительно снижено сравнительно с трапной нефтью. [c.35]

    Установка У-30 (рис. 2.8) предназначена для очистки от сероводорода и стабилизации углеводородных конденсатов совместно с нефтью, расширенного конденсата поступающих на установку с блока ЭЛОУ У-730 наружных конденсатов с промыслов, а также для переработки внутренних конденсатов, поступающих с первой и второй очередей ГПЗ. Полученные в процессе переработки нестабильного конденсата очищенные от НгЗ и СОг на У-330 газы расширения используются в качестве топливного газа на собственные нужды завода и в качестве топлива на КТЭЦ очищенные от НгЗ и СОг газы стабилизации являются сырьем для получения ШФЛУ на У-90. [c.112]

chem21.info

Стабилизация нефти на промыслах

Стр 1 из 3Следующая ⇒

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 [1].

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:

— основную сепарационную;

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

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

— 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 цилиндрическом гравитационном сепара­торе (рисунок 1) газонефтяная смесь через патрубок поступа­ет в раздаточный коллектор и через щелевой выход попада­ет в основную сепарационную секцию I. В осадительной секции II из нефти при ее течении по наклонным плоско­стям происходит дальнейшее выделение окклюдированных 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.

1 — 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:

I — сепарационная; II — осадительная; III — отбора нефти;

IV — каплеуловительная

Рисунок 1 – Вертикальный сепаратор

 

Гидроциклонный двухъемкостный сепаратор (рисунок 2) при­меняют на промыслах для работы на I 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.

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 Рисунок 2 – Гидроциклонный двухъемкостный сепаратор  

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. 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.

Для повышения эффективности процесса сепарации в горизонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства. Гидроциклонные сепараторы могут быть одноёмкостные и двухемкостные.

Одноёмкостные гидроциклонные сепараторы могут применять на первой ступени сепарации, а для нефтей с большими газовыми факторами – на второй и третьей ступени. Сепаратор состоит из одной или нескольких гидроциклонных головок и технологической ёмкости (рисунок 3).

 

1 – штуцер ввода сырья; 2 – корпус гидроциклона; 3 – направляющий патрубок; 4 – корпус сепаратора; 5 – распределительные решётки; 6 – каплеотбойники; 7 – штуцер вывода газа; 8 – сливные полки; 9 – штуцер вывода нефти; 10 – люк-лаз

Рисунок 3 – Схема гидроциклонного одноёмкостного сепаратора

 

Газонефтяной поток (рисунок 3) входит тангенциально через штуцер 1 в корпус гидроциклона 2, диаметр которого 250 мм. Благодаря такому способу ввода смесь приобретает вращательное движение вокруг патрубка 3, образуя нисходящий вихрь. Более тяжёлая нефть прижимается к стенкам гидроциклона 2, а газовый вихрь, вращаясь, движется в центре. Под действием центробежной силы газ выделяется из стекающей пленки. В нижней части циклона предусмотрены устройства для предотвращения смешения газа с нефтью (на схеме не показаны).

Далее газовый и нефтяной потоки раздельно поступают в корпус сепаратора 4. Более лёгкий газ направляется вверх, проходит распределительные решетки 5, каплеотбойники 6 и выходит из сепаратора через штуцер 7. Решетки 5 нужны для выравнивания скорости газового потока путем распределения его по всему сечению аппарата и вместе с каплеотбойниками 6 улавливают капли жидкости.

Более тяжёлая нефть поступает на сливные полки 8, стекает тонким слоем и освобождается от пузырьков газа. Кроме этого, полки обеспечивают равномерное поступление нефти в нижнюю часть ёмкости и уменьшают пенообразование. Разгазированная нефть выводится из сепаратора через штуцер 9.

Гидроциклонных головок в сепараторе может быть несколько, схема такого аппарата приведена на рисунке 4.

I – газонефтяная смесь; II – газ; III - нефть

Число гидроциклонов может быть 4, 6 или 8. Условное обозначение таких сепараторов следующее: например, ГС-4-1600-0,6, где ГС – гидроциклонный сепаратор, 4 – число гидроциклонных головок, 1600 – внутренний диаметр корпуса сепаратора в мм, 0,6 – рабочее давление в МПа

Рисунок 4 – Схема одноёмкостного гидроциклонного сепаратора с несколькими гидроциклонами

 

Гидроциклонные двухъёмкостные сепараторы применяются на автоматизированных замерных установках типа «Спутник», после которых нефть и газ снова смешиваются и транспортируются на ДНС или УПН. Схема такого сепаратора приведена на рисунке 5.

Нефтегазовый поток, разделенный в гидроциклоне 1, поступает в верхнюю ёмкость сепаратора. Нефть по сливной полке 2 попадает на разбрызгиватель 3, где поток разбивается на отдельные струйки. Отбойники 4 изолируют зону разбрызгивателя от зоны движения газового потока. Далее нефть через сливной патрубок 5 попадает в нижнюю ёмкость сепаратора. Там по сливной полке 6 нефть сначала поступает в отсек 7, где улавливается грязь и механические примеси, а затем через перегородку 8 нефть поступает в отсек сбора 9 и выходится через штуцер 10.

I – нефтегазовая смесь; II – газ; III – нефть; 1 – гидроциклон; 2 – сливная полка; 3 – разбрызгиватель; 4 – каплеотбойники; 5 – сливной патрубок; 6 – сливная полка; 7 – отсек для улавливания мехпримесей; 8 – перегородка; 9 – отсек для сбора нефти; 10 – штуцер для вывода разгазированной нефти; 11 – штуцер для сброса грязи и мехпримесей; 12 и 15 – дренажные патрубки; 13 – перфорированные сетки; 14 – жалюзийная насадка; 16 – штуцер для отвода газа; 17– люк-лаз

Рисунок 5 – Схема гидроциклонного двухъёмкостного сепаратора:

 

Газ на выходе из гидроциклона проходит три зоны. Сначала в зоне грубой очистки (до сеток 13) за счет резкого снижения скорости крупные капли нефти осаждаются под действием гравитационных сил и стекают через патрубок 12 в нижнюю ёмкость. Во второй зоне газ очищается от мелких капель, проходя через перфорированные сетки 13. В третьей зоне газ проходит жалюзийную насадку 14, где задерживаются более мелкие капли. Уловленные таким образом во второй и третьей зонах капли нефти стекают через патрубок 15 в нижнюю ёмкость. Газ выходит из сепаратора через штуцер 16.

Сепараторы такого типа могут иметь следующие обозначения, например: СУ-2-3000-2,5, где СУ – сепарационная установка, 2 – двухъёмкостная, 3000 – производительность в м3/сутки, 2,5 – рабочее давление в МПа. На ДНС применяют, например, СУН-2-1500-0,6, где СУН – сепарационная установка с насосной откачкой, остальные обозначения аналогичные. Разработаны и другие модификации гидроциклонных сепараторов.

По мере разработки месторождения растет обводнённость нефти. Основную массу пластовой воды лучше отделить от нефти как можно раньше – до поступления нефти на ЦППН, так как нагрев нефти с балластной водой приводит к большим затратам энергии.

Предварительный сброс пластовой воды осуществляется в трёхфазных сепараторах.

Горизонтальные трехфазные сепараторы применяются на ДНС и УПН до нагрева нефти. На рисунке 6 приведена схема трехфазного сепаратора типа БАС-1-100, где БАС – блочная автоматизированная сепарационная установка, 1 – номер модификации, 100 – объём сепаратора в м3.

I – смесь нефти, газа и воды; II – газ; III – нефть; IV – вода; 1 – штуцер ввода сырья; 2 – распределительный коллектор; 3 – сепарационный отсек; 4 и 9 – перегородки; 5 – водяной отсек; 6 – штуцер отвода пластовой воды; 7 – газоотводная линия; 8 – штуцер отвода газа; 10 – нефтяной отсек; 11 – штуцер отвода нефти

Рисунок 6 – Схема трёхфазного сепаратора

 

Предварительно смешанная с деэмульгатором продукция скважин поступает (рисунок 6) через штуцер 1 и коллектор 2 в сепарационный отсек 3, где происходит гравитационное разделение нефти, газа и воды. Более тяжёлая вода собирается на дне отсека 3, из которого она перетекает под перегородкой 4 в отсек 5 и отводится через штуцер 6.

Газ поднимается в верхнюю часть сепаратора и отводится по газоотводной линии 7 через штуцер 8.

Более лёгкая нефть собирается в верхнем слое жидкой фазы отсека 3, из которого через перегородку 9 нефть поступает в отсек 10 и через штуцер 11 отводится из аппарата.

Производительность такого сепаратора 2500 м3 в сутки по жидкости.

Разработаны и другие конструкции трёхфазных сепараторов [2, 3].



stydopedya.ru

Киселев) Установка стабилизации нефтей на промысле

из "Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа"

выходящая из промысловых скважин, несет с собой попутный газ, песок, ил, кристаллы солей и воду в виде насыщенного раствора хлоридов. Попутные и растворенные в нефти газы отделяются на промысле в системе трапов-газосепараторов за счет последовательного снижения давления от давления в скважине до атмосферного. Газ, выходящий из сепараторов сверху, частично освобождается от увлеченного конденсата в промежуточных приемниках и направляется на газобензиновые заводы или закачивается в скважины для поддержания в ни пластового давления. После трапов-газосепараторов в нефтях остаются еще растворенные газы, количество которых иногда достигает 4 % (масс.). [c.7] В трапах-газосепараторах одновременно с отделением газа происходит и отстой сырой нефти от механических примесей и основной массы промысловой воды, поэтому эти аппараты на промыслах часто называют отстойниками. Нефть из трапов-газосепараторов направляется в отстойные резервуары емкостью до 30—50 тыс. м , из которых она поступает на промысловые электрообессоливающие установки (именуемые в дальнейшем ЭЛОУ). [c.7] Как видно из этих данных, только нефти I группы удовлетворяют требованиям ГОСТ 9965—62, хотя требования к качеству нефтей, поступающих на перегонку, еще более жесткие. [c.7] С промысловых электрообессоливающих установок нефть направляется на стабилизацию. [c.7] Процесс физической стабилизации нефтей предназначен для удаления газовых компонентов. Вследствие высокого давления насыщенных паров газы выделяются из нефти при температуре окружающей среды, унося с собой ценные легкие компоненты бензиновых фракций. [c.7] Такое испарение наблюдается в резервуарах, при сливе и наливе нефтей и нефтепродуктов. При этом потери могут достигать 5 % (масс.). Присутствие в нефтях газов, кроме этого, способствует образованию в трубопроводах паровых пробок, которые затрудняют перекачивание. [c.7] Установки стабилизации нефтей строятся и эксплуатируются на промыслах. Для стабилизации только нефтей применяют одноколонные установки, а двухколонные установки используют для стабилизации нефти — в одной колонне и стабилизации газового бензина — в другой. Последние используют для нефтей с высоким содержанием растворенных газов —более 1,5 % (масс.). [c.7] Технологическая схема двухколонной установки стабилизации нефти приведена на рис. 1-1. Сырая нефть из резервуаров промысловых ЭЛОУ забирается сырьевым насосом 5, прокачивается через теплообменник б, паровой подогреватель 7 и при температуре около 60 °С подается под верхнюю тарелку первой стабилизационной колонны 2. Эта колонна оборудована тарелками желобчатого типа (число тарелок может быть от 16 до 26), верхняя из которых является отбойной, три нижних — смесительными. Избыточное давление в колонне от 0,2 до 0,4 МПа, что создает лучшие условия для конденсации паров бензина водой в водяном холодильнике-конденсаторе 8. Нефть, переливаясь с тарелки на тарелку, встречает более нагретые поднимающиеся пары и освобождается от легких фракций. Температура низа колонны поддерживается в пределах 130—150 °С за счет тепла стабильной нефти, циркулирующей через змеевики трубчатой печи 1 с помощью насоса 3. Стабильная нефть, уходящая с низа колонны, насосом 4 прокачивается через теплообменники 6, где отдает свое тепло сырой нефти. Далее нефть проходит аппарат воздушного охлаждения 19 и поступает в резервуары стабильной нефти, откуда она и транспортируется на нефтеперерабатывающие заводы. [c.7] Смесь газов и паров, выходящая с верха колонны 2, охлаждается в холодильнике-конденсаторе 8. Газы вместе с образовавшимся конденсатом поступают в газоводоотделитель 9. Несконденсированные газы — сухой газ (в основном метан и этан) с верха газоводоотделителя выводятся с установки. На газоотводном трубопроводе ставится редукционный клапан 10, поддерживающий стабильное давление в аппарате 9 и колонне 2. [c.7]

Вернуться к основной статье

chem21.info

СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОБЕЗВОЖИВАНИЕ

Электрическое обезвоживание и обессоливание нефти особенно широко распространено в заводской практике, реже применяется на нефтепромыслах. Возможность при­менения электрического способа в сочетании с другими способами (термическим, химическим) можно отнести к одному из основных его достоинств. Правильно выбранные режимы электрической обработки практически позволяют успешно провести обезвоживание и обессоливание любых эмульсий [36, 39].

Рассмотрим механизм обезвоживания нефтяных эмульсий в электрическом поле.

В результате индукции капли воды вытягиваются вдоль цепи электрического поля с образованием в вершинах элек­трических зарядов. Под действием основного и индивидуаль­ного полей капли приходят в упорядоченное движение и сталкиваются, что приводит к их коалесценции. При прохож­дении эмульсии через электрическое поле, создаваемое пере­менным по величине и направлению током, так же, как и при постоянном токе, капли, имеющие заряд, стремятся к электродам. Однако вследствие изменения напряжения поля капли воды начинают двигаться синхронно основному полю и поэтому все время находятся в колебании. При этом форма капель непрерывно меняется. В связи с этим происхо­дит разрушение адсорбированных оболочек капель, что об­легчает их слияние при столкновениях. Установлено, что деэмульсация нефти в электрическом поле переменной частоты и силы тока в несколько раз эффективнее, чем при исполь­зовании постоянного тока.

На эффективность электродеэмульсации значительно вли­яют вязкость и плотность эмульсии, дисперсность, содержа­ние воды, электропроводность, а также прочность адсорбиро­ванных оболочек. Однако основным фактором является на­пряженность электрического поля. В настоящее время элект­родеэмульсаторы в основном работают на токах промышлен­ной частоты в 50 Гц, реже — на постоянном токе и совсем редко — на токах высокой частоты. Напряжение на электро­дах деэмульсаторов колеблется от 10 000 до 45 000 В.

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.

studlib.info

Подготовка нефти на промысле. Цели и задачи.

Цель: получение нефти, соответствующей заданным нормам по ряду показателей, предъявляемых к качеству товарной нефти. Из скважин извлекается смесь: нефть+вода+попутный газ+мех. примеси, перемещать по трубопроводам такую смесь нельзя. Наличие воды приводит к лишним затратам на перекачку, перекачка смеси ведет к большим потерям на преодоление сил трения, минерализованная вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров и т.д.

 Во время подготовки нефть может проходить 3 основных технологических процесса: обезвоживание, обессоливание, стабилизация. Наиболее сложным является обезвоживание нефти. Трудность заключается в том, что нефть и вода склонны к образованию эмульсий обратного типа (т.е. вода в нефти) при этом, содержание воды может достигать 80-90%. Механизм разрушения эмульсий основан на процессах коагуляции (слипания)  и коалисценции (слияния) глобул воды. Для проведения данных процессов применяют в основном тепловые и химические методы. Тепловой метод: жидкость подогревается в печах до температуры 35-70 С и отправляется в отстойники. В процессе нагрева снижается вязкость жидкости, а значит и силы внутреннего трения, увеличивается объем и снижается плотность, причем плотность нефти снижается значительнее плотности воды, а следовательно увеличивается разность плотностей воды и нефти и увеличивается гравитационный фактор. Большие глобулы воды начинают догонять маленькие, пробивают бронирующий слой и объединяются. Химические методы: предполагают разбить ПАВ или убрать их с поверхности глобул воды. Добавляют реагенты, которые усиливают сродство АСПВ к нефти или к воде, т.о. добиваясь их ухода или в нефть или в воду. Наиболее хорошие деэмульгаторы это ПАВ неионогенного типа (т.е. которые не диссациируют на ионы в воде). После чего более интенсивно будут идти процессы коагуляции и коалисценции. Также применяются такие методы как электродеэмульсация, центрифугирование, фильтрация или их совокупность. Обессоливание: обеспечивается добавлением в нефть пресной воды, которая забирает на себя часть солей. Также существуют установки по электрообессоливанию. Стабилизация: регулирует давление насыщенных паров. Если нефть не стабилизировать, она будет терять легкие УВ везде, где есть контакт с атмосферой. Стабилизация-это процесс отделения легких УВ(пропан-бутановая фракция), а также растворенных газов(сероводород,азот…). Для этого нагретую нефть прогоняют через сепаратор или проводят ректификацию нефти (процесс многократного испарения и конденсации УВ). Легкие фракции используются как сырье в нефтехимии и как топливо.

students-library.com

СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОБЕЗВОЖИВАНИЕ

Электрическое обезвоживание и обессоливание нефти особенно широко распространено в заводской практике, реже применяется на нефтепромыслах. Возможность при­менения электрического способа в сочетании с другими способами (термическим, химическим) можно отнести к одному из основных его достоинств. Правильно выбранные режимы электрической обработки практически позволяют успешно провести обезвоживание и обессоливание любых эмульсий [36, 39].

Рассмотрим механизм обезвоживания нефтяных эмульсий в электрическом поле.

В результате индукции капли воды вытягиваются вдоль цепи электрического поля с образованием в вершинах элек­трических зарядов. Под действием основного и индивидуаль­ного полей капли приходят в упорядоченное движение и сталкиваются, что приводит к их коалесценции. При прохож­дении эмульсии через электрическое поле, создаваемое пере­менным по величине и направлению током, так же, как и при постоянном токе, капли, имеющие заряд, стремятся к электродам. Однако вследствие изменения напряжения поля капли воды начинают двигаться синхронно основному полю и поэтому все время находятся в колебании. При этом форма капель непрерывно меняется. В связи с этим происхо­дит разрушение адсорбированных оболочек капель, что об­легчает их слияние при столкновениях. Установлено, что деэмульсация нефти в электрическом поле переменной частоты и силы тока в несколько раз эффективнее, чем при исполь­зовании постоянного тока.

На эффективность электродеэмульсации значительно вли­яют вязкость и плотность эмульсии, дисперсность, содержа­ние воды, электропроводность, а также прочность адсорбиро­ванных оболочек. Однако основным фактором является на­пряженность электрического поля. В настоящее время элект­родеэмульсаторы в основном работают на токах промышлен­ной частоты в 50 Гц, реже — на постоянном токе и совсем редко — на токах высокой частоты. Напряжение на электро­дах деэмульсаторов колеблется от 10 000 до 45 000 В.

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.

studlib.info

Стабилизация нефти — Горная энциклопедия

(a. oil stabilization; н. Olstabilisierung; ф. stabilisation du petrole brut; и. estabilizacion de petroleo) — извлечение широкой фракции лёгких углеводородов обычно от Ch5 до C4h20 на промысле для их использования в качестве топлива или нефтехим. сырья.

Cтепень C. н. устанавливается для каждого конкретного м-ния c учётом: кол-ва добываемой нефти, содержания в ней лёгких углеводородов, технологии сбора нефти и газа на промысле, влияния C. н. на бензиновый фактор нефти, увеличения затрат на перекачку нефти за счёт повышения вязкости при большей степени C. н. B зависимости от степени C. н. процесс осуществляют сепарацией (извлечением широкой фракции лёгких углеводородов одно- или многократным разгазированием нефти путём снижения её давления, в т.ч. c предварит. подогревом нефти) или ректификацией (отбором лёгких фракций при одно- или многократном нагреве и конденсации c чётким разделением углеводородов). Ha промыслах C. н. проводят в осн. в сепарационных установках, к-рые различаются по принципу действия (гравитационные, инерционные или жалюзийные и центробежные), пространственной ориентации (вертикальные, горизонтальные и наклонные) и геом. форме (цилиндрические и сферические). Для C. н. c большими газовыми факторами применяются, как правило, горизонтальные сепараторы. Cтепень извлечения газа и нефти и вынос капелек нефти вместе c газом зависят от числа ступеней сепарации, давления по ступеням сепарации, темп-ры и объёма поступающей нефтегазовой смеси, a также от конструкции сепараторов.

При многоступенчатой сепарации на первых ступенях получают в осн. метан, к-рый используют на промысле или подают в магистральный газопровод, на последующих ступенях — лёгкие углеводороды (в осн. C3H8). Благодаря C. н. уменьшаются потери при хранении и транспорте нефти.

Прогресс в области C. н. возможен при обеспечении снижения затрат энергии на сепарацию c тем, чтобы заключённую в нефтегазовом потоке энергию использовать гл. обр. для транспорта нефти и газа, a также при значит. повышении эффективности сепарац. аппаратов. Перспективны методы разделения нефти и газа c применением ультразвука, мембран, сепарации в тонких слоях и др., a также сочетания их c воздействием теплоты, центробежных сил и др.

Литература: Tрубопроводный транспорт нефти и газа, под ред. P. A. Aлиева, M., 1988.

E. И. Яковлев.

Источник: Горная энциклопедия на Gufo.me

gufo.me