Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Термохимическая подготовка нефти


Термохимическая установка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Термохимическая установка

Cтраница 1

Блочные термохимические установки, выпускаемые заводами, поставляются с оборудованием для полной автоматизации технологического процесса и монтируются на месте в течение 15 - 20 дней.  [1]

Термохимические установки подготовки нефти работают под атмосферным или избыточным давлением.  [2]

Существуют термохимические установки по деэмульсации нефти, работающие под избыточным давлением, и установки, работающие при атмосферном давлении.  [4]

В современных термохимических установках применяются различные способы воздействия на нефтяную эмульсию, обеспечивающие удаление бронирующих оболочек с капель воды, коалес-ценцию и осаждение капель: введение в эмульсию высокоэффективных поверхностно-активных веществ - деэмульгаторов, тепловое и электрическое воздействие, отстой. Молекулы деэмульгато-ра, адсорбируясь на поверхности раздела фаз, вытесняют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы. Повышение температуры ускоряет процесс адсорбционного замещения. Пленка, образуемая деэмульгатором, обладает малой прочностью, однако действия сил тяжести недостаточно для обеспечения быстрого осаждения и коалесценции мелких капелек. Применение электрического поля для поляризации капелек воды и их взаимного притяжения вызывает коагуляцию и коалесценцию капель воды и их быстрый отстой. Согласно принципу Ф. М. Берти, в термохимических установках разрушение нефтяных эмульсий достигается осторожным смешиванием, исключающим возможность дробления капель.  [5]

Обследованные нами термохимические установки, например, состоят из пяти одновременно работающих котлов, оснащенных 40 различными приборами, индикаторами.  [6]

На месторождениях термохимические установки эксплуатируются под атмосферным давлением, под избыточным давлением и с промывкой горячей водой.  [8]

При проектировании термохимических установок и теплообмен-ной аппаратуры для них чаще всего приходится иметь дело с двумя первыми процессами передачи теплоты - теплопроводностью и конвекцией.  [9]

Блочное оборудование термохимической установки, выпускаемое заводами, поставляется на промыслы с полной автоматизацией и монтируется на месте в течение 15 - 20 дней.  [10]

Принципиальная схема термохимической установки ( ТХУ) НГДУ Южарланнефть: 1 -резервуар предваршпгпънаго сброса годы; 2 - насос; 3 - теплообменишс; 4 - печь; 5 - отстойних 1 - й ступени; 6 - РТДС; 7 -отстошшх 2 - й ступени; 8-резервуар товарной нефти; I - сырая нефть. III - ореяажназ вода; IV - пресная вода; V - товарная нефть.  [11]

Нефть, прошедшая термохимические установки подготовки, направляется в товарные парки, где повторно измеряется ее объем, и она передается товаротранспортным организациям.  [12]

Акташской площади возможна вне термохимической установки, так как сброс воды можно осуществить в резервуарах товарного парка.  [13]

Имеются другие разновидности термохимических установок подобного типа, на которых мы здесь не останавливаемся, так как все они имеют те или иные недостатки и сейчас уже не строятся.  [14]

Обессоливание нефти на термохимических установках без использования средств интенсификации процессов коалесценции капель и расслоения потока возможно лишь при увеличении числа отстойных аппаратов в 2 раза и более либо снижении производительности объектов более чем вдвое. Это связано с усилением первой и строительством второй ступени или с необходимостью разделения существующей отстойной аппаратуры на два блока ( обезвоживающий и обессоливающий), работающих последовательно. В последнем случае, очевидно, каждый из таких блоков может обработать меньше половины направляющейся на установку нефти, в связи с необходимостью более глубокого ее обезвоживания на обеих ступенях.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Термохимическая деэмульсация нефтей - Справочник химика 21

    Схемы установок для термохимической деэмульсации нефти различны. Сущность процесса такова нефтяную эмульсию непрерывно смешивают с деэмульгатором. Смесь нагревают в трубчатых теплообменниках (на промыслах часто в трубчатых огневых печах) до 50—70° или выше. В специальных отстойниках, работающих под некоторым давлением, вода отстаивается и отделяется от нефти. Воду спускают в канализацию. При содержании воды в промысловых эмульсиях 15—30% расход деэмульгатора НЧК составляет 0,4—0,5%. [c.58]     В дегидраторах осуществляется отстой нефти от воды и удаление последней. Обезвоженная нефть проходит теплообменники, где охлаждается встречным потоком холодной эмульсионной нефти до 80—90° С. Эта модификация схемы термохимической деэмульсации нефтей используется при разбивке стойких эмульсий тяжелых нефтей. [c.61]

    Схемы установок для термохимической деэмульсации нефти различны. Процесс заключается в следующем нефтяную эмульсию непрерывно смешивают с деэмульгатором. Смесь нагревают в трубчатых теплообменниках (на промыслах часто в трубчатых огневых печах) до 50—70 или выше. В специальных отстойниках, работающих под некоторым давлением, вода отстаивается и отде- [c.54]

    Типовая схема термохимического способа деэмульсации нефти на нефтезаводах и промыслах приведена на фиг. 113 и 114. [c.200]

    Принимая скорость отстоя эмульсий туймазинской нефти но первому варианту за единицу, получаем данные, позволяющие в известной мере предвидеть поведение арланской нефти в нроцессе термохимической деэмульсации (табл. 3). [c.24]

    В целях получения предварительных данных по процессу термохимической деэмульсации арланской нефти была сооружена лабораторная установка непрерывного действия, работающая под давлением. [c.27]

    На основании изложенных выше лабораторных и опытно-промышленных данных можно в зависимости от реальных условий и возможностей заводов рекомендовать три примерных режима деэмульсации нефтей тина арланской на комбинированных ЭЛОУ в составе одной термохимической и одной электрической ступеней на электродегидраторах типа НПЗ (табл. 9). [c.31]

    Для снижения потерь при деэмульсации нашел широкое применение более совершенный метод термохимического обезвоживания нефти —отстой в герметизированной аппаратуре (специальных дегидраторах, работающих под давлением). [c.61]

    Отечественный и зарубежный опыт подтверждает, что широкое применение электро- и термохимических методов обессоли-вания и деэмульсации нефтей позволяет значительно понизить зольность остаточных топлив по сравнению с нормами, предусмотренными ГОСТ 1501-57 . На передовых нефтеперерабатывающих заводах содержание золы в мазутах (см. табл. 1. 4) не превышает зольности зарубежных котельных топлив [40]. [c.45]

    Пластовая вода, отделяемая от нефти при термохимической деэмульсации, дополнительно загрязняется деэмульгатором. Так, нанример, при использовании для термохимической деэмульсации нейтрализованного черного контакта (НЧК) пластовая вода загрязняется главным образом сульфосолями, которые понижают поверхностное натяжение воды. [c.26]

    Для нефтепромыслов объединения Азнефть разработан ряд проектов установок по деэмульсации нефти но термохимическому способу под давлением. Схема работы установки следующая. [c.18]

    Перерабатывать нефть с эмульсией нельзя, поэтому ее предварительно разрушают — деэмульгируют. Деэмульсацию нефти нужно проводить возможно раньше (свежие эмульсии разрушаются легче) с использованием высокоэффективных деэмульгаторов. На НПЗ их расход в зависимости от подготовки нефти на промыслах составляет 20—50 г/т нефти (0,002—0,005%)- Существуют различные способы удаления воды из нефти и разрушения эмульсий механический, термический, химический, термохимический и электрический. [c.76]

    Блок нагрева предназначен для нагрева нефтяных эмульсий в процессе деэмульсации нефти термохимическим способом. Кроме того, блок нагрева можно использовать для подогрева высоковязких парафинистых нефтей с целью их нормальной транспортировки по трубопроводам. Техническая характеристика БН-5,4 приведена ниже. [c.89]

    Самостоятельно каждый из описанных способов деэмульсации нефти почти не применяют. Обычно деэмульсацию осуществляют комбинированным способом, например тепловое воздействие комбинируют с химическим или термохимическое воздействие сочетают с электрическим. [c.216]

    Добываемая нефть в большинстве случаев бывает загрязнена механическими примесями и обводнена. Степень и характер обводненности зависят от природы месторождения и способа добычи нефти. В некоторых случаях вода и механические примеси отделяются сравнительно легко, путем отстоя с подогревом или без него. В других случаях, когда вода содержится в нефти в виде эмульсии, эти методы обезвоживания оказываются недостаточно эффективными и требуется применение химических, термохимических или других способов деэмульсации. [c.15]

    Мазуты, используемые за рубежом, имеют значительно меньшую зольность [45 ], чем в СССР. Средняя зольность котельного топлива, используемого за рубежом, составляет 0,04—0,08% и лишь изредка увеличивается до 0,1—0,12%. В настоящее время в связи с широким внедрением электро- и термохимических методов обессоливания и деэмульсации сернистых нефтей в СССР появилась возможность уменьшить содержание золы в котельных и печных топливах до 0,1%. [c.424]

    При любой рациональной схеме деэмульсации подогретая нефть подвергается охлаждению водой, примерно, до исходной температуры. Нагрев нефти при стойкой эмульсии производится, в случае применения электрического способа деэмульсации, до 110° и в случае применения термохимического способа деэмульсации до 150°. Регенерация тепла, в зависимости от температуры подогрева нефти, принимается от 60 до 70%. Чем выше подогрев нефти и ниже регенерация тепла, тем больше расход воды на охлаждение единицы продукции (на 1 т эмульгированной нефти). [c.20]

    Для удаления воды из нефти — ее дегидратации, а также для разрушения эмульсии — деэмульсации применяют следующие основные способы механический, термический, химический, термохимический и электрический. [c.51]

    Часть пластовых вод, выделяющаяся на установках термохимической деэмульсации нефти, загрязнена деэмульгаторами (нейтрализованный черный контакт, сульфонафт, ОП-10, ОП-7 и др.). [c.425]

    На промыслах трестов "Бугурусланнефть" и "Кинельнефть" был применен комбинированный способ деэмульсации нефти — термохимический, при котором эмульсированную нефть нагревали и обрабатывали химическим реагентом деэмульгатора НЧК (нейтрализованный черный контакт). Характеристика НЧК уд. вес 1,05-1,08 воды по Дину и Старку 84-85 сульфокислот 14-15 минеральных масел до 1,5%. Многочисленные лабораторные опыты с бугурусланскими эмульсиями показали, что во всех случаях увеличение дозировки НЧК сверх потребного для полной деэмульсации нефти не давало отрицательного эффекта и ускоряло процесс деэмульсации. Повышение температуры от 20 до 40 °С не оказало сушественного влияния на процесс деэмульсации, и отстой при 20, 30 и 40 °С был одинаков. НЧК смешивали в коллекторе с эмульсированной нефтью, смесь их поступала в теплообменник, где ее подогревали и направляли дальше в резервуары для отстоя. Отстоявшуюся нефть по магистральным нефтепроводам перекачивали в резервуары товарного парка. Опыт применения термохимического способа деэмульсации с добавкой НЧК на промыслах треста "Бугурусланнефть" полностью себя оправдал. При существующем технологическом режиме процесса обезвоживания нефть сдавали с содержанием воды 1—1,2 %. К числу основных недостатков термохимического способа деэмульсации нефти относили потерю легких фракций, использование которых в общем цикле деэмульсации не предусматривалось. [c.73]

    Испытания по деэмульсации нефтей проводили в лабораторных условиях методом термохимического отстоя. В качестве деэмульгатора использовали дисольван 4411. Расход деэмульгатора рассчитывался на тонну безводной нефти. [c.126]

    На промыслах трестах Бугурусланнефть и Кинельнефть был применен комбинированный способ деэмульсации нефти - термохимический, при котором эмульсированная нефть нагревалась и обрабатывалась химическим реагентом деэмульгатора НЧК (нейтрализованный черный контакт). [c.22]

    Таким образом, при подготовке арланской пефти придется иметь дело с эмульсиями, значительно менее дисперсными, чем при переработке смесей туймазинской и ромашкинской нефтей. Следовательно, можно ожидать, что арланская нефть будет поддаваться термохимической деэмульсации во всяком случае пе труднее, чем освоенные в подготовке смеси ромашкинской и других нефтей. [c.26]

    Применение электро- и термохимических методов обессолива-ния и деэмульсации нефтей уменьшает их зольность, однако одновременно вследствие углубления процессов переработки и вовлечения в производство высокосернистых нефтей содержание минеральных веществ, в том числе ванадия, в остатках нефтепереработки увеличивается. Так, при переработке нефти с содержанием ванадия 0,006% мазут и крекинг-остаток содержат ванадий в количестве 0,012 и 0,0195%. Поданным [20], в остаточных сернистых нефтепродуктах, получаемых на нефтеперерабатыва-юпщх заводах СССР, содержание ванадия составляет 0,003— [c.415]

    Многочисленные (свыше 500) определения нефти в сточных водах из промысловых каналов Азнефти после 3-часового отстаивания показали, что содержание нефти в пробах колеблется в пределах от 20 до 50 лг/л и в среднем составляет 30 мг/л. В практике имеют место случаи, когда в сточных водах нефтепромыслов даже после продолжительного отстаивания остается значительное количество нефти. Так, например, в сточных водах промыслов Краснодарнефти после 3-часового отстаивания в статических условиях остаточное содержание нефти составляло от 100 до 2000—3000 мг/л, доходя в отдельных случаях до 13 300 мг/л (в стоке от термохимической деэмульсации легких нефтей). [c.14]

    Существуют следующие основные методы разрушения нефтяных эмульсий грави гационный отстой центрифугирование фильтрация термохимический метод и деэмульсация нефти с применением электрических полей. [c.57]

    На нефтепромыслах нефть поступает на ЭЛОУ после обработки в термохимических отстойниках, где отделяется основная масса пластовой воды, содержащейся в нефти, что облегчает работу следующих за ними электрических ступеней. На нефтеперерабатывающих заводах многие электрообессоливающне установки также имеют в начале схемы термохимическую ступень, на которую подают обычно только раствор деэмульгатора. На электрические ступени поступает 3—7% промывной воды и до 50 г1т раствора щелочи. Щелочь необходима для создания нейтральной или слабощелочной среды, благодаря чему ускоряется процесс деэмульсации, уменьшается сила тока в электродегидраторах и коррозия аппаратуры ЭЛОУ. При разрушении стойких эмульсий деэмульгатор подают и на следующие ступени для более полного деэмульгирования нефти. [c.72]

    Метод трубной деэмульсации особенно эффективен в сочетании с другими известными методами (холодным отстоем, термохимическим, электрическим и др.). Холодный отстой применяют, как правило, для предварительного сброса пластовой воды перед последующим более глубоким обезвоживанием на термохимических (ТХУ) или электрообезвоживающих (ЭЛОУ) установках с целью увеличения их производительности и эффективности работы. Однако холодный отстой в случаях малоустойчивых эмульсий может использоваться самостоятельно для получения безводной нефти. Термохимический способ заключается в разрушении эмульсий под действием химических реагентов при высоких температурах с дальнейшим отстоем. Основной аппаратурой для осуществления этого [c.46]

    Количество сточных вод, поступающих в канализацию, з а-висит от способа деэмульсации при термохимической деэмульса-ции оно составляет 1,5 л4 /т нефти при погруженных холодильниках и 0,75 м 1т нефти при оросительных холодильниках при электрическо% способе деэмульсации количество сточных вод соответственно равно 1,13 и 0,56 м 1т нефти. [c.6]

chem21.info

Термохимическая установка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Термохимическая установка

Cтраница 2

Процессы обезвоживания нефти на термохимических установках и УКПН аналогичны. На УКПН при обессоливании в поток обезвоженной нефти добавляют пресную воду с интенсивным перемешиванием. Образовавшаяся при этом эмульсия поступает в отстойники, где вода отделяется.  [16]

Обезвоженная и обессоленная на термохимических установках нефть транспортным управлениям на промысловых или собственных товарных парках. После этого она транспортируется на головные сооружения и затем по магистральным нефтепроводам направляется на нефтеперерабатывающие заводы.  [17]

Анализ полученных данных показывает, что термохимическая установка относится к сложноорганизованным ЧМС.  [18]

В результате до 70 % металлоемкости термохимических установок, до 50 % капитальных затрат и эксплуатационных расходов на подготовку нефти связаны с необходимостью нагревания водо-нефтяной эмульсии.  [19]

Технологическая схема ( рис. 16) промысловой термохимической установки следующая: эмульсионная нефть с 10 - 20 % воды вместе с деэмульгатором, подаваемым на прием сырьевого насоса, прокачивается через теплообменник или печь, где нагревается до 40 - 60 С, и направляется в резервуар, в котором после соответствующего отстоя происходит расслаивание эмульсии на нефть и воду. Отстой нагретой эмульсии в резервуаре в зависимости от ее характера и стабильности длится от нескольких часов до суток и более. Отстоявшуюся воду спускают из резервуара во время поступления в него горячей нефти, либо после некоторого отстоя.  [20]

Качество товарной нефти, обезвоженной на термохимической установке по совмещенной технологической схеме характеризуется: содержанием воды ( следы-0 2 %), солей - 100 - 300 мг / л; применением промывочной воды и расчета 1 5 - 4 % от объема нефти; использованием электрического поля на ступенях обессоливания.  [21]

В традиционном варианте обессоливанне нефти на термохимических установках без использования средств интенсификации процессов коалесценции капель и расслоения потока возможно лишь при увеличении числа отстойных аппаратов в 2 раза и более при снижении производительности объектов более чем вдвое.  [22]

Самыми распространенными у нас в недалеком прошлом были термохимические установки, предназначенные для самотечной безнапорной системы сбора нефти ( см. рис. 1, поз.  [23]

По схеме рис. 4.17 б была исследована работа Бирючевской термохимической установки.  [24]

По схеме рис. 92, б была исследована работа Бпрючевской термохимической установки.  [26]

Основным показателем качества товарной нефти, прошедшей обработку на термохимических установках, является остаточное содержание в ней воды и солей. Последний показатель имеет исключительно важное значение, так как он определяет в конечном итоге все затраты на дополнительную подготовку нефти на НПЗ. Поэтому на термохимических и электрообессоливающих промысловых установках содержание солей в нефти стремятся доводить до 40 мг / л и ниже.  [27]

Исключительный интерес представляет разбор различных ситуаций для комплекса ВТГР - термохимическая установка. Рассмотрим ситуацию, когда цена водорода повышается вследствие повышения цены исходного урана. В крайнем случае, когда уран возрастает в цене в 5 раз, например, с 17 6 до 88 5 долл / кг UsOs, стоимость тепла гелиевого теплоносителя в ВТГР повышается с 16 7 до 21 долл / т у. Следовательно, в комплексе ВТГР - термохимический цикл зависимость стоимости водорода от изменения стоимости первичного источника энергии минимальна.  [29]

По результатам промышленных испытаний продолжительность напорного отстаивания пластовых сточных вод термохимических установок подготовки нефти может приниматься 1 - 2 часа при давлении отстаивания 3 - 8 ати.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Способ управления процессом термохимического обессоливания нефти

 

Изобретение относится к способу управления процессом термохимического обессоливания , мсл-ет .гть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, позволяет уменьшить транспортные затраты на перекачку жидкости по дренажной линии и обеспечить заданное качество получаемой товарной нефти.Способ реализуется системой автоматического регулирования, включакщий контур регулирования подачи пресной воды в (Л

СОКИ СОВЕТСКИХ х

РЕСПУБЛИК

O% Ol) А1 (gg 4 С 10 G 33/00, G 05 D 27/00

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИ (21) 3955375/24-26 (22) 19.09.85 (46) 07.05.87, Бюл. Ф 17 (71) Научно-исследовательский и проектный институт по комплексной автоматизации нефтяной.и химической промышленности (72) А.Г.Рзаев (53) 66.012-52(088.8) (56) Логинов В.И. и др. Оценка предельной эффективности установок подготовки нефти. — НТС. "Нефтепереработка и нефтехимия", 1971, Ф 10,с. 14-16.

Авторское свидетельство СССР

У 916531, кл. С 10 С 33/00, 1980. (54) СПОСОБ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ

ТЕРМОХИМИЧЕСКОГО ОБЕССОЛИВАНИЯ НЕФТИ (57} Изобретение относится к способу

--.:равле NR :; ý;:цеcсом термахижчес-:;ого обессоливания н +..—, - ..=., ;.т:использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, позволяет уменьшить транспортные затраты на перекачку жидкости по дре" нажной линии и обеспечить заданное качество получаемой товарной нефти.Способ реализуется системой автоматического регулирования, включающий контур регулирования подачи пресной воды в

13086 отстойник 3 — датчик (Д) 6 расхода, вторичный прибор 7, регулятор (Р) 8 и клапан (К) 9. Система включает также контур регулирования соотношений расходов дренажной жидкости, отводи— мой из отстойника 3 и промывочной

17 пресной воды — Д б, Д 10, вторичный прибор 11, Р 12, K 13 с коррекцией по перепаду давления по высоте отстойника: Д 14, Д 15, вторичный прибор 16 P 17, связанный с камерой задания P 12. 1 ил.

Изобретение относится к управлению процессом обессоливания нефти на установках комплексной подготовки и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности.

Целью изобретения являются уменьшение транспортных затрат, связанных с перекачкой значительного количества жидкости по дренажной линии, пре- 10 дотвращение срыва технологического режима процесса обессоливания нефти и обеспечение заданного качества получаемой товарной нефти.

На чертеже представлена блок-схема устройства для осуществления способа управления процессом термохимического обессоливания нефти.

По трубопроводу 1 нефтяная эмульсия смешиваясь с промывочной пресной 20 водой, подаваемой по трубопроводу 2, поступает в отстойник 3, где происходит процесс динамического отстоя и обессоливания. Обессоленная нефть с верха отстойника 3 по трубопроводу 4 направляется на процесс стабилизации, а отстоявшиеся вода и часть нефтяной эмульсии с низа отстойника отводятся по дренажной линии 5, Расход промывочной пресной воды из.30 меряется датчиком 6, вторичным прибором 7 и регулируется регулятором 8 воздействием на исполнительный механизм 9, установленный на линии подачи пресной воды. Расход жидкости в 35 дренажной линии измеряется датчиком

10, вторичным прибором 11. Соотношение расходов жидкости в дренажной линии и промывочной пресной воды регулируется регулятором 12 воэдейст- 40 вием на исполнительный механизм 13, установленныйна линии 5 отвода жидкости.

Перепад давления по высоте отстойника измеряется датчиками 14 и 15, вторичным прибором 16, выход которого соецинен с входом регулятора 17 и сигнал выхода регулятора поступает в корректирующую камеру регулятора 12.

Сырая нефть (нефтяная эмульсия), поступающая на установку подготовки нефти, содержит около 200 мг/л мехпримесей, в основном, иэ сульфида железа (FeS) который, являясь поверхностно-активным веществом, вместе с асфальтено-смолистыми эмульгаторами на .каплях пластовой воды образует механически прочную бронирующую оболочку. Часть нефтяной эмульсии (НЭ) .является агрегативно-устойчивой. Г!ри прохождении НЭ через отстойный аппарат 3 со временем происходит накопление агрегативно-устойчивой НЭ на водяной подушке и об— раэование промежуточного слоя. Ввиду того, что нижняя часть промежуточного слоя, прилегающая к водяной подушке, представлена мехпримесями и водяными каплями, защищенными механически прочной бронирующей обо.почкой, препятствующей межкапельной коалесценции в слое и переходу отстоявшихся водных капель в сплошную воду, высота промежуточного слоя нарастает.С возрастанием высоты промежуточного слоя увеличивается перепад давления по высоте отстойника, измеряемый датчиками 14 и 15 и вторичным прибором 16.При этом возрастает корректирующий сигнал с выхода регулятора 17 на вход регулятора 12 соотношения, который путем воздействия на исполнительный механизм 13 увеличивает расход дренажной воды.

Увеличение соотношения расходов жидкости в дренажной линии и промы1308617

Составитель Т, Голеншина

Техред Л.Сердюкова Корректор M. Шароши

Редактор Н.Гунько

Тираж 464 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

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

Заказ 1774/21

Производственно-полиграфическое предприятие, г. Ужгород, ул. Проектная, 4 вочной пресной воды при увеличении перепада давления по высоте отстойника приводит к отводу накопившегося промежуточного слоя, тем самым обеспечивает нормальный режим обессоливания и стабилизации нефти.

Формула изобретения

Способ управления процессом термохимического обессоливания нефти, включащий регулирование расхода промывочной пресной воды, подаваемой в поток нефти перед отстойником, !5 отличающийся тем, что, с целью уменьшения транспортных затрат по перекачке значительного количества жидкости по дренажной линии, предотвращения срыва технологического режима процессов обессоливания нефти и обеспечения заданного качества получаемой товарной нефти, дополнительно измеряют расход жидкости в дренажной линии и перепад давления по высоте отстойника, изменяют расход жидкости в дренажной линии прямо пропорционально расходу промывочной пресной воды и корректируют расход жидкости в дренажной линии прямо пропорционально значению перепада давления по высоте отстойника. !

   

www.findpatent.ru

Термохимическая установка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Термохимическая установка

Cтраница 4

Смесь нефтей ( в количестве 13 - 14 тысяч тонн в сутки) после термохимической установки и технологического резервуара перекачивается на Азнакаевские головные сооружения, где сдается нефтепроводному управлению для подачи в магистральные нефтепроводы.  [46]

Около 80 % нефти, добываемой на промыслах нашей страны, подвергается обезвоживанию на термохимических установках. Простейшие установки термохимического обезвоживания работают при атмосферном давлении. К нефти добавляется деэмульгатор, после чего она подогревается и поступает в резервуар для отстаивания. При такой обработке нефти возможны большие потери легких нефтепродуктов во время отстаивания в негерметичных резервуарах.  [47]

Данная работа имеет своей целью обобщить основные технологические проблемы, которые возникли в последние годы при эксплуатации термохимических установок подготовил нефти.  [48]

Определенное практическое значение имеют данные по изменению плотности сергеевской нефти в процессе ее сбора и подготовки на правобережной термохимической установке.  [49]

С целью определения зависимости качества дренажных вод от технологии и параметров обезвоживания нефтей проведены промысловые эксперименты на термохимических установках, подготавливающих три группы нефтей - Мортымья-Тетеревского, Самотлорского и Западно-Сургутского месторождений.  [50]

Описанный выше сепаратор-деэмульсатор, в котором одновременно происходят обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти, имеет следующие преимущества перед термохимическими установками подготовки нефти, применявшимися ранее.  [51]

Периодическая подача ингибитора И-1-А была призвана наиболее целесообразным и при выборе способа звода ингибитора в агрессивную среду для защиты технологического оборудования Копей-Кубовской термохимической установки.  [52]

Периодическая подача ингибитора И-1-А была признана наиболее целесообразным и при выборе способа ввода ингибитора в агрессивную среду для защиты технологического оборудования Копей-Кубовской термохимической установки.  [53]

Наибольшее количество сточных вод на нефтяных месторождениях приходится на центральные пункты сбора и подготовки нефти, где сбрасывается основной объем пластовых вод из емкостей термохимических установок, ЭЛОУ и УКПН.  [54]

В ряде случаев возникает возможность комплексного использования путевой деэмульсации для обезвоживания нефти с применением в качестве активных веществ растворов реагентов и дренажных вод, сбрасываемых с термохимических установок.  [55]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Термохимическая обработка - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Термохимическая обработка - скважина

Cтраница 1

Термохимическая обработка скважины связана с размещением на забое скважины термореактора - перфорированной трубы, которую предварительно заполняют прутками магния. Затем в термореактор с поверхности подают кислотный раствор. Кислота вступает с магнием в экзотермическую реакцию. Нагрев призабойной зоны пласта способствует лучшему проникновению кислоты в поры и трещины пласта. Применяют также внутрипластовую термохимическую обработку, когда при гидроразрыве пласта вместе с жидкостью-песконосителем в трещины и поры пласта закачивают порошок магния. При последующей кислотной обработке экзотермические реакции кислоты с магнием происходят непосредственно в трещинах пласта, а непрореагировавшая кислота способствует расширению пор и трещин в пласте.  [1]

Термохимическая обработка скважин - метод интенсификации притока нефти к забоям скважин, заключающийся в применении при кислотной обработке скважин таких реагентов, которые обеспечивают: 1) экзотермическую реакцию в поровых каналах. Создаваемая экзотермической реакцией высокая температура, помимо ускорения реакций растворения трудно растворимых пород ( доломиты), способствует расплавлению твердых и полужидких органических осадков ( парафины, смолы), которые нередко образуются на стенках скважины и поровых каналов в призабойной зоне.  [2]

При термохимической обработке скважин для магния в форме стружки принимают загрузку магния Q 30 кг и для магния в форме круглых стержней диаметром 4 см загрузку магния принимают Q 40 кг.  [3]

Процесс внутрипластоБОЙ термохимической обработки скважин с введением в трещины песка и магния называется термо-гидроразрьшом пласта. Его рекомендуется проводить преимущественно на месторождениях с терркгеиными коллекторами. Поскольку основные сопротивления при отборе жидкости из пласта или закачке воды в пласт возникают в околоскважии-ной зоне, при термогидроразрыве пласта магний добавляется в последние порции песка.  [4]

Металлический магний используется при производстве термохимических обработок скважин.  [5]

Ограничению притока пластовых вод при термохимической обработке скважин также способствует переотложегше высокомолекулярных углеводородных комплексов, к которым относятся асфальтены, смолы и другие минералы.  [6]

Увеличению добычи нефти и в конечном счете уменьшению объема эксплуатационного бурения способствует внедрение гидроразрыва пласта, термохимических обработок скважин и других методов воздействия на призабойную зону.  [7]

При осуществлении методов увеличения производительности скважин, в частности при гидравлическом разрыве пласта и, особенно, при термохимической обработке скважин, когда в качестве рабочей жидкости применяется нефть, нефте-мазутные смеси или другие горючие вещества, возникает опасность пожара от воспламенения горючих веществ. В целях предупреждения пожаров в местах хранения и во время приготовления растворов горючих веществ для химической или термохимической обработки скважин курение и разведение огня запрещается.  [8]

При осуществлении методов увеличения производительности скважин, в частности при гидравлическом разрыве пласта и, особенно, при термохимической обработке скважин, когда в качестве рабочей жидкости применяется нефть, нефте-мазутные смеси или другие горючие вещества, возникает опасность пожара от воспламенения горючих веществ. В целях предупреждения пожаров в местах хранения и во время приготовления растворов горючих веществ для химической или термохимической обработки скважин курение и разведение огня запрещается.  [9]

При осуществлении методов увеличения производительности скважин, в частности при гидравлическом разрыве пласта и, особенно, при термохимической обработке скважин, когда в качестве рабочей жидкости применяется нефть, нефте-мазутные смеси или другие горючие вещества, возникает опасность пожара от воспламенения горючих веществ. В целях предупреждения пожаров в местах хранения и во время приготовления растворов горючих веществ для химической или термохимической обработки скважин курение и разведение огня запрещается.  [10]

В результате проведенных исследований удалось разработать ряд принципиально новых способов обработки скважин, которые прошли успешные промысловые испытания или уже внедрены в производство. Такими способами являются дренирование призабойных зон скважин методами многократных и кратковременных изливов и создание мгновенных высоких депрессий на пласт с применением специальных забойных устройств, новый метод кислотной обработки высокотемпературных скважин с получением солянокислотного раствора на забое и новый метод термохимической обработки скважин с введением гранулированного магния в трещины пласта. Предложены эффективные добавки к промывочным растворам для вскрытия коллекторов с сильно набухающими глинистыми породами.  [11]

Одной из основных проблем на Кушкульском месторождений являются асфальтосмолистопарафиновые отложения ( АСПО) на нефтепромысловом оборудовании. Для ликвидации этих отложений используются как тепловые, так и физико-химические методы, что, в свою очередь, объясняется разной степенью интенсивности образования парафиновых пробок. Из анализа проверенных мероприятий установлено, что предпочтительным является примененир растворителя марки Нефрас 120 / 200 и усовершенствованной технологии термохимической обработки скважин. Сущность последней заключается в увеличении температуры растворителя до 100 С и объемов его закачки Данная технология была опробована на скважине № 283 Кушкульского месторождения.  [12]

Во многих случаях приток жидкости и газа в скважины недостаточен. В таких скважинах для увеличения притока или поглощения газа или жидкости применяют искусственное воздействие на породы призабойной зоны с целью повышения их проницаемости. Проницаемость призабойной зоны увеличивают путем искусственно создаваемых каналов растворения карбонатов и глинозема в продуктивном пласте солянокислотной, термокислотной и глинокислотной обработкой, очисткой перового пространства от илистых и смолистых материалов; создания искусственных или расширения естественных трещин в породах при гидравлическом разрыве пласта или при взрыве торпед на забое; удаления парафинов, солей и смол, осевших на стенках поровых каналов или ствола скважины, а также путем снижения вязкости нефти методами термохимической обработки скважин и теплового воздействия на призабойную зону.  [13]

Сначала проводят термохимическую, а затем обычную солянокислотную обработку. При термокислотной обработке в результате повышенной активности соляной кислоты, имеющей повышенную температуру, открываются каналы в породе, обеспечивающие возможность продвижения холодной кислоты в глубь пласта. Термохимические обработки скважин с признаками отложения парафина и смол на фильтре и в призабойной части пластов способствуют очищению каналов от закупоривающих отложений и повышению результативности взаимодействия соляной кислоты с породой.  [14]

Дополнительный приток нефти в скважины, а следовательно, и дополнительный дебит обеспечивают применение методов увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. На окончательной стадии бурения скважины глинистый раствор может проникать в поры и капилляры призабойной зоны пласта, снижая ее проницаемость. Снижение проницаемости этой зоны, загрязнение ее возможно и в процессе эксплу атации скважины. Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта увеличивают за счет применения различных методов: кислотной обработки скважин; гидравлического разрыва пласта; термокислотной обработки скважин; термохимической обработки скважин.  [15]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Промысловая подготовка нефти

Из нефтяных скважинв общем случае извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, попутного нефтяного газа, воды и мехп-римесей (песка, окалины и проч.). В таком виде транспортировать продукцию нефтяных скважин по магистральным нефтепроводам нельзя. Во-первых, вода - это балласт, перекачка которого не приносит прибыли. Во-вторых, при совместном течении нефти, газа и воды имеют место значительно большие потери давления на преодоление сил трения, чем при перекачке одной нефти. Кроме того, велико сопротивление, создаваемое газовыми шапками, защемленными в вершинах профиля и скоплений воды в пониженных точках трассы. В-третьих, минерализованная пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы мехпримесей - абразивный износ оборудования.

Цельюпромысловой подготовки нефти является ее дегазация, обезвоживание, обессоливание и стабилизация.

Дегазация

Дегазация нефтиосуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат, в котором это происходит называется сепаратором,а сам процесс разделения - сепарацией.

Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того же количества пластовой жидкости. Однако при этом увеличиваются капиталовложения в сепараторы. В связи с вышесказанным число ступеней сепарации ограничивают двумя-тремя.

Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные.

Вертикальный сепараторпредставляет собой вертикально установленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снабженный патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода жидкой и газовой фаз, предохранительной и регулирующей арматурой, а также специальными устройствами, обеспечивающими разделение жидкости и газа.

Вертикальный сепаратор работает следующим образом (рис. 7.33).

Газонефтяная смесь под давлением поступает в сепаратор по патрубку 1 в раздаточный коллектор 2 со щелевым выходом. Регулятором давления 3 в сепараторе поддерживается определенное давление, которое меньше начального давления газожидкостной смеси. За счет уменьшения давления из смеси в сепараторе выделяется растворенный газ. Поскольку этот процесс не является мгновенным, время пребывания смеси в сепараторе стремятся увеличить за счет установки наклонных полок 6, по которым она стекает в нижнюю часть аппарата. Выделяющийся газ поднимается вверх. Здесь он проходит через жалюзийный каплеуловитель 4, служащий для отделения капель нефти, и далее направляется в газопровод. Уловленная нефть по дренажной трубе 12 стекает вниз.

 

Рис. 7.33. Вертикальный сепаратор;

А - основная сепарационная секция;

Б - осадительная секция;

В - секция сбора нефти; Г- секция

каплеудаления;

1 - патрубок ввода газожидкостной смеси; 2 - раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3 - регулятор давления "до себя" на линии отвода газа;

4 - жалюзийный каплеуловитель;

5 - предохранительный клапан;

6 -наклонные полки; 7 - поплавок; 8 -регулятор уровня на линии отвода нефти; 9 - линия сброса шлама; 10 - перегородки; 11 - уровнемерное стекло; 12 - дренажная труба

Рис. 7.34. Горизонтальный газонефтяной сепаратор:

1 - технологическая емкость; 2 - наклонные желоба; 3 - пеногаситель; 4 - выход газа; 5 - влагоотделитель; 6 - выход нефти; 7 - устройство для

предотвращения образования воронки; 8 - люк-лаз; 9 - распределительное устройство; 10 - ввод продукции

 

Контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществляется с помощью регулятора уровня 8 и уровнемерного стекла 11. Шлам (песок, окалина и т.п.) из аппарата удаляется по трубопроводу 9.

Достоинствами вертикальных сепараторов являются относительная простота регулирования уровня жидкости, а также очистки от отложений парафина и механических примесей. Они занимают относительно небольшую площадь, что особенно важно в условиях морских промыслов, где промысловое оборудование монтируется на платформах или эстакадах. Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки: меньшую производительность по сравнению с горизонтальными при одном и том же диаметре аппарата; меньшую эффективность сепарации.

Горизонтальный газонефтяной сепаратор (рис. 7.34) состоит из технологической емкости 1, внутри которой расположены две наклонные полки 2, пеногаситель 3, влагоотделитель 5 и устройство 7 для предотвращения образования воронки при дренаже нефти. Технологическая емкость снабжена патрубком 10 для ввода газонефтяной смеси, штуцерами выхода газа 4 и нефти 6 и люк-лазом 8. Наклонные полки выполнены в виде желобов с отбортовкой не менее 150 мм. В месте ввода газонефтяной смеси в сепаратор смонтировано распределительное устройство 9.

Сепаратор работает следующим образом. Газонефтяная смесь через патрубок 10 и распределительное устройство 9 поступает на полки 2 и по ним стекает в нижнюю часть технологической емкости. Стекая по наклонным полкам, нефть освобождается от пузырьков газа. Выделившийся из нефти газ проходит пеногаситель 3, где разрушается пена, и влагоотделитель 5, где очищается от капель нефти, и через штуцер выхода газа 4 отводится из аппарата. Дегазированная нефть накапливается в нижней части технологической емкости и отводится из аппарата через штуцер 6.

Для повышения эффективности процесса сепарации в горизонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства.

Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа(рис. 7.35) состоит из технологической емкости 1 и нескольких одно-точных гидроциклонов 2. Конструктивно однотонный циклон представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с тангенциальным вводом газонефтяной смеси, внутри которого расположены направляющий патрубок 3 и секция перетока 4. В одноточном гидроциклоне смесь совершает одновременно вращательное движение вокруг направляющего патрубка и нисходящее движение, образуя нисходящий вихрь. Нефть под действием центробежной силы прижимается к стенке циклона, а выделившийся и очищенный от капель жидкости газ движется в центре его. В секции перетока нефть и газ меняют направление движения с вертикального на горизонтальное и поступают раздельно в технологическую емкость. Далее газовый поток проходит каплеотбойник 5, распределительные решетки 6 и выходит из сепаратора. Нефть по наклонным полкам 7 стекает в нижнюю часть емкости. Ее уровень поддерживается с помощью регулятора 8.

Обезвоживание

При извлечении из пласта, движении по насосно-компрессор-ным трубам в стволе скважины, а также по промысловым трубопроводам смеси нефти и воды, образуется водонефтяная эмульсия- механическая смесь нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии жидкостей.

В эмульсиях принято различать дисперсионную (внешнюю, сплошную) среду и дисперсную (внутреннюю, разобщенную) фазу. По характеру дисперсионной среды и дисперсной фазы различают два типа эмульсий: «нефть в воде» и «вода в нефти». Тип образующейся эмульсии, в основном, зависит от соотношения объемов фаз, а также от температуры, поверхностного натяжения на границе «нефть-вода» и др.

Одной из важнейших характеристик эмульсий является диаметр капель дисперсной фазы, так как от него зависит скорость их осаждения.

Для разрушения эмульсий применяются следующие методы:

- гравитационное холодное разделение;

- внутритрубная деэмульсация;

- термическое воздействие;

- термохимическое воздействие;

- электрическое воздействие;

- фильтрация;

- разделение в поле центробежных сил.

 

Рис. 7.35.Горизонтальный

газонефтяной сепаратор

гидроциклонного типа:

1 - емкость; 2 - однотонный гидроциклон; 3 - направляющий патрубок; 4 - секция перетока; 5 -каллеотбойник; 6 - распределительные решетки; 7 - наклонные полки; 8 - регулятор уровня

Рис. 7.36 Принципиальная схема отстойника непрерывного действия

 

Гравитационное холодное разделениеприменяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия.

В качестве отстойников периодического действияобычно используются сырьевые резервуары, аналогичные резервуарам для хранения нефти. После заполнения таких резервуаров сырой нефтью вода осаждается в их нижнюю часть.

В отстойниках непрерывного действияотделение воды осуществляется при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. Принципиальная схема отстойника непрерывного действия приведена на рис. 7.36.

Длина отстойника определяется из условия, что от нефти должны отделиться капли заданного размера.

Сущность метода внутритрубной деэмульсациизаключается в том, что в смесь нефти и воды добавляется специальное вещество - деэмульгаторв количестве 15...20 г на тонну эмульсии. Деэмульгатор разрушает бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния при столкновениях. В последующем эти укрупнившиеся капельки относительно легко отделяются в отстойниках за счет разности плотностей фаз.

Термическое воздействиезаключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагревании, с одной стороны, уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, а, значит, облегчается их слияние, с другой стороны, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли, а это увеличивает скорость разделения эмульсии.

Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах до температуры 45...80 °С.

Термохимический методзаключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации.

Электрическое воздействиена эмульсии производится в аппаратах, которые называются электродегидраторами.Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капельки притягиваются друг к другу и сливаются. Затем они оседают на дно емкости.

Фильтрацияприменяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, вода нет.

Разделение в поле центробежных силпроизводится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. В ротор по полому валу подается эмульсия. Здесь она под действием сил инерции разделяется, так как капли воды и нефти имеют различные плотности.

При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до!...2%.

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 стабилизациинефти 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 сепарациинефть сначала нагревают до температуры 40...80 °С, 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 ректификациинефть 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 газофракциониру-ющие 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.).

studopedya.ru