Сбор и подготовка скважинной продукции. Стабилизация нефти ректификацией


ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ

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

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

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

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

2) фракционированную конденсацию с последующей компрессией газового остатка;

3) абсорбциюили ректификацию.

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

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

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

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

 

 
 

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

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

 
 

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

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

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

Технологическая схема стабилизации нефти ректификацией приведена на рис.43.

 
 

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

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

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

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

 

 
 

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

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

Таблица 12

Техническая характеристика гидроциклона ГУД-1

 

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

 

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

 

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

zdamsam.ru

Обессоливание и стабилизация нефти — Мегаобучалка

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).

Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.

Обессоливание

Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой и растворены соли. При смешении с пресной водой соли распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается.

При обессоливании содержание солей в нефти доводится до величины менее 0.1 %.

Стабилизация

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

Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации. При горячей сепарации нефть сначала нагревают до температуры 40 ... 80 0С, а затем подают в сепаратор. Выделяющиеся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и направляются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденсируются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод.

При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной стабилизационной колонне под давлением и при повышенных температурах (до 240 °С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и перекачивают на газофракционирующие установки или на ГПЗ для дальнейшей переработки.

К степени стабилизации товарной нефти предъявляются жесткие требования: давление упругости ее паров при 38 °С не должно превышать 0.066 МПа (500 мм рт. ст.).

Глубиннонасосная эксплуатация месторождения.

С Ильшатом спрашивали насчет этого – Крылов сказал, что здесь нужно упомянуть, что до него ивлекали нефть с поверхности. Он предложил рыть самопонижающиеся колодцы. На дне которых находился человек, который зачерпывал нефть и также он предложил систему вентиляции с места добычи.

Сепарация газа от нефти.

Методы повышения нефтеотдачи продуктивных пластов: гидроразрыв и солянокислотная обработка. Коля

Ликвидация скважин.

В ликвидируемых скважинахв определенном порядке должны быть установлены цементные мосты и надлежащим образом оборудовано устье скважины. Основой ликвидации является заполнение ствола скважины землей или жидкостью плотностью, позволяющей создать на забое давление на 15 % более пластового (при отсутствии поглощения). Места расположения цементных мостов высотой 50—100 м определяются в зависимости от причин ликвидации скважины и отражаются в соответствующих инструкциях.

При ликвидации скважин, в которых вскрыты нефтегазово-допроявляющие пласты не разрешается демонтировать колонные головки.При этом заглушки должны быть рассчитаны на давление опрессовки колонны.

После завершения работ по ликвидации скважины геологическая служба организации-исполнителя обязана составить справку, в которой должны быть отражены фактическое положение цементных мостов и результаты их испытаний, параметры жидкости в стволе, оборудование устья скважины, наличие и состав незамерзающей жидкости в приустьевой части ствола скважины (где это необходимо).

 

Ликвидация СКВ – полное прекращение всех работ в сКВ

Пользователь предоставляет все материалы на СКВ с начала разработки и до ее окончания.

 

Причины ликвидации скважин

  1. СКВ выполнила свое назначение
  • вполнены задачи, предусмотренные проектом
  • достигшие нижних пределов дебитов, предусмотренных проектом, обводненные пластовой водой и не имеют объектов возврата. Невозможно использовать в другом ключе
  • СКВ, пробуренные для опытных и опытно-технолог работ
  • СКВ, переведенные из добывающих в контрольные, необходимость использования которых пропадает
  1. геологич причины(ответственность несет главный геолог)
  • СКВ, доведенные до проектной глубины, но оказавшиеся в неблагоприятных условиях(нет коллектора)
  • Прекращение бурения из-за нецелесообразности ведения дальнейших работ
  • СКВ, не доведенные до проектной глубины и не вскрывшие продуктивный горизонт из-за несоотв проекта геол строению
  1. технич причины(ответственность несет главный инженер)
  • СКВ с открытыми фонтанами и пожарами(не поддающиеся исправлению)
  • СКВ, которые нельзя изолировать от притока пластовых вод
  • Негерметичность экспл колонны в результате коррозионного воздействия
  • Стихийные бедствия
  • Смятие, поломка колонны
  1. технологич, экологич и др
  • несоответствие коррозионных и прочностных характеристик
  • невозможность дальнейшего использования теплового и газового методов интенсификации(???????)
  • в сан зонах, природноохранных зонах
  • консервация более 10 лет
  • банкротство, окончание лицензии

 

при ликвидации закачивается глинистый раствор под давлением, на 15% большим пластового, ставится цементный мост но 100-150 м от устья

Консервация скважин.

КОНСЕРВАЦИЯ— герметизация устья скважины на определенный период времени с целью сохранения её ствола в процессе бурения либо после окончания бурения. Консервация скважин проводится на непродолжительный срок (несколько месяцев) в процессе бурения при появлении в разрезе осложняющих горно-геологических условий, при кустовом бурении до окончания сооружения всех скважин в кусте, при освоении месторождений до обустройства промысла либо на длительные сроки — после отработки месторождения.

Консервация скважин подготовленных к эксплуатации, заключается в установлении полного комплекта устьевой арматуры, после чего для пуска скважины необходимо лишь присоединить её напорную линию к нефте- или газопроводу. Для сохранения пробурённого ствола отдельные интервалы скважины, сложенные неустойчивыми породами, на период консервации закрепляют цементным раствором (цементными мостами) или другими вяжущими материалами (например, смолами). При возобновлении работ в скважине эти интервалы разбуривают. При консервации скважин на продолжительный период времени устьевая арматура скважины покрывается антикоррозионным покрытием.

 

Может проводиться на любом этапе жизни скважины

 

Сезонные прекращения работ не являются консервацией.

 

Причины консервации

  1. во время строительства

 

    • разрушение подъездных путей
    • экономические причины
    • несоответствие геол-тех условий проектным

     

    1. в процессе эксплуатации

     

      • если пластовое давл достигает давл насыщ
      • прорыв газа из газовой шапки к забою СКВ
      • снижение дебита до предусмотренного проектом
      • прорыв пластовых вод на забой
      • экономическая неэффективность эксплуатации
      • по требованию надзирающих органов

       

      проводимые работы по консервации СКВ

      1. установка цементных мостов, перекрывающих зону перфорации. Ставятся на 25 м выше кровли продуктивного пласта
      2. заполнение ствола СКВ глинистым раствором с антикоррозионными ингибиторами
      3. нагрузка раствором должна быть на 10-15% больше пластового давления

       

      проверки законсервированных СКВ проводятся минимум 2 раза в год

       

      консервация и пасконсервация проводится по акту Госгортехнадзора

      megaobuchalka.ru

      Способ стабилизации нефти

       

      О П И С А Н И E(»)649736

      ИЗОБРЕТЕ Н И Я

      К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

      Сои1э Советских

      Социалистических

      Республик (61) Дополнительное к авт. свид-ву— (22) Заявлено 04.01.76 (21) 2307820/23-04 (51) М.Кл. - С 10 G 7/00 с присоединением заявки «¹â€” (23) Приоритет—

      Государственный комитет (43) Опубликовано 28.02.79. Бюллетень ¹ 8 (53) УДК 665.62 (088.8) по делам изобретений и открытий (45) Дата опубликования списания 03.05.79 (72) Авторы изобретения (71) Заявитель

      Г. В. Туков, Э. Ш. Теляков и С. A. Сибгатуллина

      Всесоюзный научно-исследовательский институт углеводородного сырья (54) СПОСОБ СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ

      Изобретение относится к области подготовки нефти, в частности к способам стабилизации нефти на нефтестабилизационных установках, и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности.

      Известны способы стабилизации нефти путем ее сепарации (1), ректификации (21.

      Стабилизация нефти сепарацией ее требует больших энергетических затрат на низкотемпературную конденсашпо нефтяных па ров (температура конденс а цип — 70 С) и пе обеспечивает получения широкой фракции легких углеводородов (сырья нефтехимических предприятий) заданного качества.

      При стабилизации нефти ректификацией из-за необходимости подачи всего объема перерабатываемой нефти в ректификацпонI1ó.о колонну велики капитальные и эксплуатационные затраты на ректификационное оборудование, В процессе ректифнкацип, кроме того, возможно разложение сероорганпческих соединений при нагреве нефти свыше 250 С.

      Наиболее близким к изобретению является способ стабилизации нефти (31, по которому нагретую в печи до 200 — 240 С нефть при давлении 6 — 10 атя подвергают сепарации с последующим разделением нефтяных паров в ректпфпкационной колонне. Кубовый остаток колонны смешпваю1 с жидкой фазой испарения и полученну;о при этом паровую фазу после ее сепарации направляют в нижнюю часть колонны в качестве парового орошения. С верха колонны отбирают широкую фракцшо легких углеводородов. Жидкую фазу смешения отводя г в качестве стабильной нефти.

      На указанный способ также идут большие капитальные и энергетические затраты.

      Для снижения капитальных и энергетических затрат на проведение процесса, предлагается стабилизацию нефти осуществлять путем нагрева сырья до 60 †1 С, сепарации ее при давлении 0,5 — 1,5 ат..и с получением жидкой фазы и продуктов сепарации, разделением пх на жидкую и паровую фазы сепарации, компрессии последней до

      6 в 10 атл., ректпфикаци1« продуктов сепарации прп давлении 6 — 10 ат.ч с получением кубового остатка ц углеводородной фракции, смешения кубового остатка 1) ткпдкой фазы.

      Отличительные признаки способа заключаются в нагреве сырья до температуры

      60 — 100 С, проведении сепарации прп 0,5 —1,5 атн и компрессии продуктов сепарации до вышеуказанного давления.

      649736!

      О! кг/слг

      20

      45 С

      0,4

      Та >,;;. а

      Материальный баланс емкости испарения (Р =1 тпа, t=100 С) Получено фаза.

      Поступило исходной нефти

      »к ил .ой паровой т."

      »,оппонент т/час вес. % т/час т/I(Qc вес. %,о

      0,480,, 0,77

      00! !

      0,69

      0,03

      С вЂ” C, 0,45

      0.05

      0,88

      6,92

      11,79

      6,37

      7,800

      0,78

      0,95

      3,73

      4.68

      0.47

      11,55

      3,54

      0Ä36!

      5 09

      19.69

      1,,51

      0,37

      6,28

      9.72!

      0,7!

      0,97

      6,08

      8,24 0,65! 4,06!

      4 32

      21,47, 98,40! ог» с,+.

      36,6!

      947.91

      94,,9!

      00,0 !

      На чертеже дана принципиальная технологическая схема способа.

      Обессоленная и обезвоженная нефть подогревается последовательно в теплообменниках 1 и 2, догревается в теплообменнике

      8 до 60 — 100 С и поступает в емкость 4 испарения, где поддерживается давление

      0,5 — 1.,5 атл . Жидкая фаза из емкости испарения выводится как стабильная нефть.

      Паоовая фаза из емкости испарения проходит теплообменник I, охлаждается до

      30 — 35 С, частично конденсируется и поступает в емкость 5 отделения конденсата.

      Отсепарированная паровая фаза сжимается компрессором 6 до давления 6 — 10 атл! и смешивается в емкости 7 с жидким потоком, подаваемым насосом 8 из емкости 5.

      Наро-жидкостная смесь из емкости 7 подается на разделение в ректификационную колонну 9 при температуре смешения. Давление в колонне поддерживается равным давлению в емкости 7. Паровой поток из колонны 9 проходит через конденсатор 10 н поступает в рефлюксную емкость 11. Часть сконденсированной головки насосом 12 подается на орош ние колонны 9, а часть отводится в качестве готового продукта. Нпгкний продукт колонны 9 отводится как стабильная нефть. Тепло в колонну 9 подается с помощью перегрева части нижнего продукта колонны в рибойлере И. !

      Пример. Стабилизации подвергают нефть Западно-Сибирских месторождений, содержащую 5,2 вес. % углеводородов С!—

      С.-, Режим работы установки следу1ощий: давление в емкости испарения 1 кг/сиг температура в смкости испарения 100 С давление газа на входе в компрессор давление газа на выходе из компрессора 6 кг/сл!г давление в ректификационной колонне 6 кг/сл1г температура в колонне: верха питания низа температура в рефлюксной емкости флегмовое число

      Материальные балансы емкости испарения, емкости отделения конденсата и ректификационной колонны приведены в

      ЗО табл. 1 — 3.

      58,64 100,0 94 !Л" !

      649736 таблица 2

      Материальный баланс емкости отделения конденсата (Р=! ата, t = 35 С) ! !

      Компонент

      Получено

      Поступило паровой нефти газовой фазы! .;.oиае::сз та вес % т,;нас!

      —:, ÷àñ с — C

      0,45

      0,77!,3!! с

      11,79

      6,92

      19.28 6,58

      9,75 332

      0, 3-1! и-С, 1 н-С, 6,37

      3,73!

      29,12 i 9,93!

      6,61

      \ .2l

      19.,69! 1.55

      1,62

      10,71

      14,06 и-С-, !

      1,77

      13 2л

      G,28 н-С.

      15,66

      8,24

      290

      36,61

      С61 ы! 7.50

      21,47

      11,64

      11,44

      58,64 100,0 !! !

      3409 ((000 2455 !

      Всего 100,0

      ;:. б,-.:.:, - 3

      Материальный баланс ректификационной колоннь.

      Полу-еио

      Поступило

      :!скол!!о!! стиеси о-з .-атка

      :, б листиллята

      Компонентт! вес. %! ! в;. . т час !! ! !

      1 ! вес. !!/!> т! час !

      I! !! l, l 8 0,44

      18 46 I 6 84!

      10 03 3,72

      31.05 I 1,50!! 6,48

      0,77 0,45

      C С, 0,01

      11,79 6,92!

      0,08 н-С, н-С, 6,37

      3,73

      0.01

      11.55

      19,69

      0,05

      0,17 и-С.-, 6.28

      10,71

      -n о,l 1

      7,47 !

      f 96 и-С

      :,6 .

      14,06

      1 !

      36,61 !

      8,24

      20.16

      0,77 ! !г! 31

      2 64

      05 55

      21,47

      21,40 !

      1000 58 64

      100.0 т о4

      Всего ж е н и я !са и и т а:с ь н = . õ и 3 н е р г е т и ч е с к и х 3 атрат, сырье н=-греваю-, до 60 — 100 С, сепарацию проводяT при давлении 0,5 — 1,5 ат.!., продукты сепарации перед ректпфикацпей

      5 разделяют на жидкую и паровую фазу сепарации и последнюю подвергают компресдо 6 — 10.."...

      Формула изобретения

      Источнпкп и:-;формации, принятые во

      Бнпмзнпе пои Экспертизе:

      1. Лвторс

      ¹ 430149, кл. С 10 G 7 02, 1974.

      2. Авторское свидетельство

      15 ¹ 175592, кл. С 10 и 7/02, 1965.

      3. Авторское свидетельство

      ¹ 423354, кл. С 07 С 7/18, 1974.

      СССР

      СССР

      СССР

      Из приведенных данных видно, что предлагаемый способ обеспечивает высокий отбор широкой фракции легких углеводородов прп хорошем ее качестве (соответствует марке «Л» ТУ-38 101524-75).

      Способ стабилизации нефти путем нагрева сырья, сепарации его при повышенном давлении с получением жидкой фазы и продуктов сепарации с последующей ректификацией продуктов сепарации при давлении 6 — 10 QTilt с получением кубового остатка и углеводородной фракции и смешения кубового остатка и жидкой фазы, отличающийся тем, что, с целью сни(!

      /з ! !

      0,03 ! I

      Редактор C. Лазарева

      Составитель H. Королева

      Техред H. Строганова

      Корректор С. файн

      Заказ 35/171 . Изд. Ле 1»35 Тираж 620 Подписное

      НПО Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

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

      Тип. Харьк. фил. пред. «Патент»

          

      www.findpatent.ru

      Применение - ректификация - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

      Применение - ректификация

      Cтраница 3

      Методы стабилизации нефти могут быть различными. Для большинства нефтей стабилизация производится на установках с применением ректификации.  [32]

      Огромные ресурсы стирола, индена, винилнафталина и их iipot вводных сосредоточены в продуктах пиролиза углеводородных газов и нефти. Однако выделение тих мономеров в чкстом виде с применением ректификации практически невозможно из-за наличия в этих продуктах близко-кипящих ароматических углеводородов.  [33]

      Так, при а 1 уравнение ( I, 3) переходит в уравнение диагонали YX, что указывает на невозможность разделения смеси ректификацией. Это означает, что второй компонент разделяемой смеси является совершенно нелетучим, и поэтому легколетучий компонент может быть полностью выделен практически в чистом виде обычной перегонкой без применения ректификации.  [35]

      Это сообщение, невидимому, аналогично по своему содер - жанию первому докладу Т. Е. Ловица Медицинской коллегии и Академии наук, сделанному в 1785 или в начале 1786 г. На русском языке это сообщение опубликовано не было. Ее содержание составляло, повидимому, уже предмет второго доклада Ловица Академии в 1787 г. Вслед за этой статьей в том же томе Нова акта напечатана другая статья Ловица О наиболее легком способе-устранения неприятного вкуса хлебного вина без применения ректификации ( Nova Acta, 1789, 5, Hist.  [36]

      Близость физических свойств пропана и пропилена затрудняет разделение их смесей в промышленном масштабе. Вследствие этого в настоящее время не имеется промышленного метода разделения указанной фракции. Применение ректификации ввиду незначительной величины относительной летучести сложно и связано с большими энергозатратами.  [37]

      Ректификация как метод очистки имеет ряд неоспоримых преимуществ. В частности, весьма существенно, что при этом не требуется внесение каких-либо агентов, которые сами могут быть источником загрязнения. Для новых областей применения ректификации характерно требование высокой эффективности разделения при небольшом масштабе производства.  [38]

      С помощью сверхчеткой ректификации можно разделить углеводороды с разницей температур кипения до 3, если только они не образуют смеси с ненормальной упругостью паров. Если разницы в температурах кипения меньше чем 3, то ректификация становится непрактичной. Берч, Докси и Доув [10] описали применение сверхчеткой ректификации для получения в крупных масштабах изогексановых и изо-гептановых концентратов; эти концентраты не состоят из индивидуальных углеводородов, а представляют узкокипящие смеси, по существу, не содержащие я-парафинов.  [39]

      Остаточные ксилолы поступают на обычную установку кристаллизации ж-ксилола, где выделяется продукт чистотой 98 5 %; в остатке получают 80 % - ный. Этот процесс осуществлен в промышленном масштабе на заводе Косден в Биг - Спринге, шт. Новый способ обойти образование эвтектической смеси м - и и-ксилола основан на применении ректификации. Сообщают, что 90 % - ный л-ксилол можно получить из 80 % - ного концентрата путем отгонки 64 % - ного ж-ксилола в колонне, содержащей 200 тарелок. Этот головной погон содержит также этилбензол и n - ксилол, которые возвращаются в колонну сверхчеткой ректификации этилбензола.  [40]

      В Советском Союзе разработан экономичный метод получения водного раствора формальдегида прямым окислением природного газа кислородом воздуха. Катализатором для этого процесса, не требующего высокого давления, являются окислы азота, получаемые при контактном окислении аммиака. Важно отметить, что в результате получается готовый товарный продукт - 33 - 40 % формалин без применения ректификации.  [42]

      Цель аналитической ректификации состоит в том, чтобы из двух или многокомпонентной смеси извлечь отдельные компоненты с возможно более высокой степенью чистоты. Степень чистоты устанавливают путем определения физических констант вещества, например коэффициента преломления, плотности, точки затвердевания или плавления, а также молекулярной массы. Так как обычно не известно, какие компоненты и в каких количествах содержатся в разделяемой смеси, то анализ с применением ректификации следует проводить периодическим способом. Для аналитической ректификации применяют колонны с достаточным числом теоретических ступеней разделения ( в разд. Чтобы получить точное представление о количественном соотношении разделяемых компонентов необходимо, чтобы промежуточная фракция была как можно меньше. Промежуточной фракцией является количество дистиллята, которое отбирают между фракциями сравнительно чистых ( или весьма чистых) компонентов. Количество загрузки выбирают исходя из содержания того компонента, который необходимо выделить и который находится в исходной смеси в минимальном количестве.  [43]

      При проведении процесса регенерации экстрагеита методом ректификации важное значение имеет температура кипения экстрагента, которая может быть больше или меньше температур кипения других составляющих системы. В связи с тем что большую долю экстракта составляет экстрагент, количество тепла, необходимого для ректификации экстракта, а также размеры ректификационного оборудования окажутся, вероятно, меньшими, если экстрагент будет высококипящим компонентом разделяемой смеси. Однако при этом высококипящие примеси будут аккумулироваться в циркулирующем экстрагенте, для очистки которого может оказаться необходимой дополнительная периодическая или непрерывная ректификация. В случае применения экстрагента с очень высокой температурой кипения для достаточно полного его отделения может потребоваться применение ректификации в вакууме; вероятность разложения экстрагента при высокотемпературной ректификации будет возрастать.  [44]

      Основными поставщиками ароматических соединений являются коксохимическая и нефтехимическая промышленности. Развитие каталитических методов получения ароматических углеводородов из нефтяных фракций значительно увеличило роль нефтяной промышленности в производстве бензола, толуола и кселолов. Выделение ароматических соединений из дистиллятов, получаемых при каталитической ароматизации, сопряжено с некоторыми трудностями. Последние обусловливаются в основном наличием близко-кипящих неароматических соединений, образующих смеси малой относительной летучести и азеотропные смеси. Эти обстоятельства затрудняют применение ректификации для выделения ароматических углеводородов высокой степени чистоты. Одним из эффективных способов извлечения ароматических соединений является жидкостная экстракция. В качестве растворителей при выделении ароматических углеводородов используются диэтиленгликоль и жидкий сернистый ангидрид.  [45]

      Страницы:      1    2    3    4

      www.ngpedia.ru

      Рис 43 Технологическая схема стабилизации нефти ректификацией

      Рис.43. Технологическая схема стабилизации нефти ректификацией

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

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

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

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

      Рис.44. Технологическая схема комплексной подготовки нефти с применением гидроциклона ГУД-1

      1- сепаратор; 2-блок обезвоживания; 3-печь; 4-гидроциклон; 5-сборник стабильной нефти; 6-каплеуловитель; 7-теплообменник; 8-сборник легких углеводородов

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

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

      Таблица 12

      Техническая характеристика гидроциклона ГУД-1

      Показатель

      Величина

      Максимальная производительность, м3/сут

      1500

      Диаметр, мм

      700

      Высота, мм

      1000

      Масса, кг

      300

      Рабочее давление, Мпа (кгс/см2)

      0,4-0,6 (4-6)

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

      15.1. ОБОРУДОВАНИЕ УСТАНОВОК СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ

      Рис.45.Схема

      устройства ректификационной колонны

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

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

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

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

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

      Таблица 13

      Требования к качеству нефтей по ГОСТ 9965-76

      Показатель

      Группа нефти

      I

      II

      III

      1. Максимальное содержание воды, %

      0,5

      1,0

      1,0

      2. Максимальное содержание хлористых солей, мг/л

      100

      300

      900

      3. Максимальное содержание механических примесей, %

      0,05

      0,05

      0,05

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

      66,67

      66,67

      66,67

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

      Таблица 14

      Требования к качеству газа по ОСТ 51.40-93

      Параметр

      Норма для климата

      умеренного

      холодного

      с 01.05 по 30.09

      с 01.10 по 30.04

      с 01.05 по 30.09

      с 01.10 по 30.04

      1. Точка росы по влаге, не выше оС

      -3

      -5

      -10

      -20

      2. Точка росы по углеводородам, не выше, оС

      0

      0

      -5

      -10

      3. Масса сероводорода (г/м3) не более

      0,007

      0,007

      0,007

      0,007

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

      0,016

      0,016

      0,016

      0,016

      5. Объемная доля кислорода (%) не более

      0,5

      0,5

      1,0

      1,0

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

      32,5

      32,5

      32,5

      32,5

      7. Температура газа, оС

      Температура газа в самом газопроводе устанавливается проектом

      8. Масса механических примесей и труднолетучих жидкостей

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

      16. ПОДГОТОВКА ВОДЫ ДЛЯ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К ВОДЕ, ЗАКАЧИВАЕМОЙ В ПЛАСТ

      Пластовые воды, отделяемые от нефти в процессе ее сбора и подготовки, сильно минерализованы, и по этой причине их нельзя сбрасывать в реки и водоемы, так как это приводит к гибели пресноводных. Поэтому пластовые воды закачивают в продуктивные или поглощающие пласты. Вместе с пластовыми закачивают и пресные воды, используемые в технологическом процессе при обесссоливании нефти, а также ливневые воды, попадающие в промышленную канализационную систему. В целом все эти воды называются сточными. В общем объеме сточных вод на долю пластовых приходится 85—88%, на долю пресных — 10—12% и на долю ливневых — 2—3%. Использование нефтепромысловых сточных вод в системе поддержания пластового давления при водонапорном режиме разработки месторождений — это важное техническое и природоохранное мероприятия в процессе добычи нефти, позволяющее осуществлять замкнутый цикл оборотного водоснабжения по схеме: нагнетательная скважина — пласт — добывающая скважина — система сбора и подготовки нефти и газа с блоком водоподготовки — система ППД.

      Нефтепромысловые сточные воды представляют собой разбавленные дисперсные системы плотностью 1040—1180 кг/м3, дисперсионные среды которых — высокоминерализованные рассолы хлор-кальциевого типа (хлорид натрия, хлорид кальция). Дисперсные фазы сточных вод — капельки нефти и твердые взвеси. При извлечении из недр продукции скважин пластовая вода, находящаяся в эмульгированном состоянии, практически не содержит каких-либо загрязнений: примеси не превышают 10—20 мг/л, но после расслоения эмульсии на нефть и воду содержание диспергированных частиц в отделяемой воде сильно растет: нефти — до 4—5 г/л, механических примесей — до 0,2 г/л. Объясняется это тем, что в результате снижения межфазного натяжения на границе нефть—вода вследствие введения в систему реагента-деэмульгатора и турбулизации расслоенного потока интенсифицируется диспергирование нефти в воде, а также отмыв и пептизация различных шламовых отложений (продуктов коррозии, глинистых частиц) с внутренней поверхности трубопроводов. Кроме того, в аппаратах-водоотделителях накапливается промежуточный слой, состоящий из капель воды с неразрушенными бронирующими оболочками, агломератов твердых частиц, механических примесей, асфальтосмолистых веществ и высокоплавких парафинов, микрокристаллов солей и других загрязнителей. По мере накопления часть промежуточного слоя сбрасывается с водой, и значительное количество загрязняющих примесей переходит в водную среду. В результате смешения вод различного химического состава происходит нарушение сульфатного равновесия, что тоже приводит к увеличению твердого осадка.

      Сточные воды содержат растворенные газы: кислород, сероводород, углекислый газ, которые интенсифицируют их коррозионую активность, что приводит к быстрому износу нефтепромыслового оборудования и трубопроводов и, следовательно, ко вторичному загрязнению сточных вод продуктами коррозии. В сточных водах содержится закисное железо — до 0,2 г/л, окисление которого приводит к образованию осадка и углекислого газа.

      Нефтепромысловые сточные воды могут быть заражены суль-фатовосстанавливающими бактериями, поступающими с ливневыми водами, способствующими выпадению осадков карбоната кальция и сульфида железа.

      Наличие в сточной воде капелек нефти и механических примесей приводит к резкому снижению приемистости продуктивных и поглощающих пластов. Поэтому перед закачкой сточных вод в продуктивные или поглощающие пласты требуется их очистка. Нормы качества сточной воды, закачиваемой в продуктивные пласты, приведены в табл.15.

      Таблица 15

      Нормы качества сточной воды для закачки в продуктивные пласты

      Вид коллектора

      Допустимое содержание в воде, мг/л

      нефти

      механических

      примесей

      железа

      Пористо-трещиноватый и трещиноватый

      25

      30

      2

      Слаботрещиноватый

      15

      10

      1

      Гранулярный

      1

      2

      0,5

      17. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ УСТАНОВОК ПО ПОДГОТОВКЕ СТОЧНЫХ ВОД ДЛЯ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

      Установки по подготовке сточных вод для заводнения нефтяных пластов подразделяются на открытые и закрытые. Сточные воды I в установке по подготовке сточных вод открытого типа (рис.46), поступающие с установки подготовки нефти, направляются в песколовку 1, где осаждаются крупные механические примеси. Из песколовки сточная вода самотеком поступает в нефтеловушку 3, которая служит для отделения от воды основной массы нефти и механических примесей II. Принцип действия ее основан на гравитационном разделении при малой скорости движения сточной воды (менее 0,03 м/с). При такой скорости движения сточной воды капли нефти диаметром более 0,5 мм успевают всплыть на поверхность. Скопившуюся в ловушке нефть III отводят по нефтесборной трубе и насосом 2 подают на установку подготовки нефти на повторную обработку. После нефтеловушки сточные воды для доочистки от нефти и механических примесей поступает в пруды-отстойники 4, где продолжительность отстаивания может быть от нескольких часов до двух суток. Иногда для ускорения процесса осаждения твердых взвешенных частиц или нейтрализации сточных вод перед прудами-отстойниками к воде добавляют химические вещества: известь, сернокислый алюминий, аммиак и др. После прудов-отстойников содержание нефти в сточной воде составляет 30—40 мг/л, а механических примесей — 20— 30 мг/л. Такая глубина подготовки сточной воды IV обычно достаточна для закачки ее в поглощающие пласты и в этом случае вода через камеры 5 и 6 поступает на прием насосов 7, осуществляющих закачку ее в поглощающие скважины.

      Закачка воды в нагнетательные скважины требует более глубокой ее очистки. В этом случае сточная вода из камеры 6 насосом 8 направляется в попеременно работающие фильтры 9 и 10. В качестве фильтрующего материала используют кварцевый песок (фракция 0,5—1,5 мм), антрацитовую крошку, керамзитовый песок, графит и др. Сточная вода, поступающая в фильтр, должна содержать нефти не более 40 мг/л и механических примесей не более 50 мг/л. Остаточное содержание нефти и механических примесей после фильтра составляет 2—10 мг/л. Из фильтра очищенная вода Vпоступает в емкость 11, откуда насосом высокого давления 14 закачивается в нагнетательную скважину.

      После 12—16 ч работы фильтр загрязняется и поток переключается в другой фильтр, а загрязненный фильтр переключают на промывку. Промывку фильтра проводят очищенной водой, забираемой насосом 13 из емкости 11 и прокачиваемой через фильтр в обратном направлении. Длительность промывки составляет 15 - 18 мин. Вода с промываемой грязью сбрасывается в илонакопитель 12.

      Установки по подготовке сточных вод закрытого типа предусматривают исключениеконтакта воды с кислородом воздуха для предотвращения окислительных реакций. По принципу действия установки закрытого типа подразделяются на отстойные, фильтра-ционные, флотационные и электрофлотационные.

      В

      Рис.46. Технологическая схема установки по подготовке сточных вод открытого типа

      одонефтяная эмульсия I в установке по подготовке сточных вод закрытого типа (рис. 47), поступающая с промысла, смешивается с горячей пластовой водой VII, выводимой из отстойников или подогревателей-деэмульсаторов установки подготовки нефти и содержащей реагент-деэмульгатор, проходит каплеобразователь 1 и поступает в резервуар-отстойник с жидкостным гидрофильным фильтром 2, в котором осуществляется предварительный сброс воды. Резервуар-отстойник с жидкостным гидрофильным фильтром выполнен на основе типового вертикального резервуара и имеет сифонное устройство, обеспечивающее поддержание заданного слоя воды под слоем нефти. Водонефтяная эмульсия, изменившая свой тип с обратного на прямой в результате смешения с горячей водой с реагентом-деэмульгатором и турбулентного перемешивания в каплеобразователе, поступает в резервуар-отстойник 2 под слой воды через распределитель. Поднимаясь через жидкостный гидрофильный фильтр (слой воды) капли нефти освобождаются от эмульсионной воды. Таким образом происходит предварительное обезвоживание нефти и предварительно обезвоженная нефть II выводится с верхней части резервуара-отстойника 2. Отделившаяся на этой стадии сточная вода III перетекает в резервуар-отстойник с гидрофобным жидкостным фильтром 3. Этот резервуар-отстойник также выполнен на основе типового вертикального резервуара и имеет сифонное устройство, обеспечивающее поддержание заданного слоя нефти над слоем воды. Сточная вода вводится через лучевой перфорированный распределитель в слой нефти (жидкостный гидрофобный фильтр) и, опускаясь вниз, освобождается от капелек нефти. Уловленная нефть V (ловушечная нефть) собирается в камере, выводится сверху резервуара-отстойника и направляется на установку подготовки нефти. На границе раздела нефть—вода может образовываться слой неразрушаемой эмульсии IV, которая периодически выводится и направляется также на установку подготовки нефти. Вода, прошедшая через слой нефти и освободившаяся от основной части капельной нефти, подвергается еще и отстою в слое воды. Все эти операции обеспечивают достаточно глубокую очистку пластовой воды от капельной нефти, и очищенная вода VI, пройдя емкость 4, насосом 5 закачивается в поглощающие или нагнетательные скважины.

      Основным аппаратом установок по подготовке сточных вод закрытого типа на принципе фильтрации является коалесцирующий фильтр-отстойник типа ФЖ-2973 (рис.48), разработанный институтом БашНИПИнефть. Сточная вода предварительно подвергается отстою в горизонтальном отстойнике, а затем через патрубок ввода 6 поступает в приемный отсек В фильтра-отстойника, расположенный в средней части корпуса 3. Из приемного отсека сточная вода через перфорированные перегородки 10 поступает в фильтрационные отсеки Б. Фильтрационные отсеки заполнены коалесцирующим фильтром 5, в качестве которого применяют гранулированный полиэтилен с размером гранул 4—5 мм. Полиэтилен обладает гидрофобным свойством: нефть смачивает его, а вода нет. Поэтому капли нефти, задерживаясь на поверхности гранул, сливаются (коалесцируют) и выходят из фильтрационных отсеков Б в отстойные отсеки А в укрупненном виде. По этой причине в отстойных отсеках происходит быстрое расслоение воды и капелек нефти и нефть выводится сверху через патрубки вывода нефти 1, а очищенная вода — через патрубки 7. Осаждающиеся в отстойных отсеках механические примеси выводятся через патрубки 8. Отстойные отсеки снабжены люками-лазами 2. Загрузка и выгрузка гранулированного полиэтилена в фильтрационные отсеки проводится через люки 4 и 9. При засорении гранулированного полиэтилена осуществляют его промывку подачей в очищенную воду 10—15% дисперсии керосина в течение 30 мин.

      Рис. 47. Технологическая схема установки по подготовке сточных вод закрытого типа на принципе отстоя

      Техническая характеристика коалесцирующего фильтра-отстойника типа ФЖ-2973

      Пропускная способность, м3/сут 1500—6300

      Рабочее давление, Мпа 0,3

      Содержание в поступающей воде, мг/л:

      нефти 500—2000

      механических примесей 50—70

      Содержание в очищенной воде, мг/л:

      нефти 30—50

      механических примесей 20—40

      Объем, м3 100

      Масса, кг 30000

      Рис.48. Коалесцирующий фильтр-отстойник типа

      ФЖ-2973

      Подготовка сточных вод, основанная на принципе флотации, осуществляется в резервуаре-флотаторе (рис.49). Флотация — это процесс извлечения из жидкости мельчайших дисперсных частиц с помощью всплывающих в жидкости газовых пузырьков. В резервуаре-флотаторе пузырьки газа образуются во флотационной зоне 5 за счет выделения растворенного газа из газонасыщенной сточной воды в результате снижения давления при поступлении ее в эту зону. Давление насыщения воды газом — 0,3—0,6 МПа; количество выделенного газа из воды — 25 л/м3. Газонасыщенная вода через патрубок ввода 1 вводится в нижнюю часть флотационной зоны с помощью перфорированного распределителя. Сточная вода поднимается во флотационной зоне со скоростью, обеспечивающей длительность пребывания воды во флотационной зоне около 20 мин. Выделяющиеся пузырьки газа, поднимаясь зверх, встречают на своем пути дисперсные частицы, распределенные в воде. Дисперсные частицы, которые плохо смачиваются водой (капельки нефти), захватываются пузырьками и флотируются на по-зерхность, образуя там слой пены. Уловленная нефть собирается в юльцевой желоб 4 для сбора нефти и выводится через патрубок 2. Вода из флотационной зоны 5 перетекает в отстойную зону 6, расположенную в кольцевом пространстве между корпусом 3 резервуара и флотационной зоной, где медленно опускается вниз. Дисперсные частицы, которые хорошо смачиваются водой, не захватываются пузырьками газа во флотационной зоне, а под действием силы тяжести осаждаются вниз во флотационной и отстойной зонах, откуда осадок выводится через соответствующие перфорированные трубы и патрубки 9 и 10. Очищенная вода выводится через кольцевой перфорированный коллектор и патрубок 8. Резервуар-флотатор герметизирован, поэтому выделяющийся из воды газ выводится сверху резервуара через патрубок 7. Содержание примесей (мг/л) в сточной воде, поступающей в резервуар-флотатор на очистку, должно быть: нефти — 300, механических примесей — до 300. Остаточное содержание в очищенной воде, выходящей из резервуара-флотатора, составляет (мг/л): нефти — 4—30, механических примесей — 10—30.

      Э

      Рис.49. Резервуар - флотатор

      лектрофлотация — это флотация газом, образовавшимся в результате электролиза. При электролизе воды образуются пузырьки кислорода и водорода. Преимущество электрофлотации по сравнению с газовой флотацией — возможность получения при электролизе тонкодиспергированных пузырьков газа до 16 *107 шт/(м2*мин), что приводит к быстрому осветлению нефтесодержащей воды. Сущность электрофлотационного способа очистки сточных вод включается в следующем. В технологической емкости устанавливают электроды и пропускают постоянный электрический ток. В результате электролиза на электродах выделяются газовые пузырьки, которые поднимаются вверх, пронизывая слой обрабатываемой нефтесодержащей воды. При движении в сточной воде пузырьки сталкиваются с дисперсными частицами, взвешенными в воде, прилипают к ним и флотируют их. Таким образом, дисперсные частицы собираются в верхней части сосуда в виде пены, которую удаляют с помощью скребкового транспортера. Очищенная вода выводится через патрубок, расположенный внизу аппарата. На процесс очистки сточных вод методом электрофлотации существенное влияние оказывает расположение электродов. Рекомендуется располагать один электрод в нижней части аппарата так, чтобы он по возможности закрывал все дно. Это необходимо для того, чтобы пузырьки, выделяющиеся при электролизе на этом электроде, пронизывали весь объем обрабатываемой воды и обеспечивали флотацию дисперсных частиц. Второй электрод закрепляют в вертикальном положении, так чтобы он не препятствовал флотации дисперсных частиц. Электроды выполняют в виде пластин, решеток, можно использовать подвижные электроды с целью регулирования расстояния. между ними.

      Для повышения эффективности процессов флотации и электрофлотации в обрабатываемую сточную воду вводят химические реагенты, которые по механизму действия на дисперсные частицы подразделяются на две группы: коагулянты и флокулянты. Коагулянты — это электролиты, добавление которых в сточную воду приводит к объединению мельчайших дисперсных частиц в достаточно крупные соединения с последующим их осаждением. Механизм действия такого коагулянта, как сернокислый алюминий, заключается в следующем. При растворении сернокислого алюминия происходит его гидролиз:

      Аl2(SO4)3  2AI3+ + 3SO42-,

      Аl3+ + ЗН2О  Аl (ОН)з + ЗН+.

      Образующаяся при этом гидроокись алюминия представляет собой хлопьевидный студенистый осадок, который, оседая, увлекает за собой дисперсные частицы (нефть и механические примеси). Так как этот процесс проходит активно в щелочной среде, то одновременно с коагулянтом добавляют аммиачную воду или известковое молоко (получаемое гашением извести). Кроме сернокислого алюминия, коагулянтами также являются хлорное железо, железный купорос.

      Флокулянты — это высокомолекулярные водорастворимые полиэлектролиты. Механизм их действия заключается в том, что длинные цепи молекул полиэлектролита адсорбируются своими активными центрами (гидрофильными группами) на поверхности дисперсных частиц, что приводит к хлопьеобразованию (флокуляции). В отличие от коагуляции при флокуляции дисперсные частицы не контактируют друг с другом, а разделены мостиком из молекулярной цепи флокулянта. В качестве флокулянта используется водорастворимый полимер полиакриламид (ПАА).

      Эффективность коагулянтов и флокулянтов существенно возрастает при их совместном применении в процессе очистки сточных вод. При этом дозировка флокулянтов в десятки или даже в сотни раз меньше, чем коагулянтов.

      textarchive.ru