Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Установка подготовка нефти


Технологический регламент установки подготовки нефти

#G0Главный технолог организации

(Фамилия, имя, отчество)

(äàòà)

Руководитель службы охраны труда

(Фамилия, имя, отчество)

(äàòà)

Руководители технических служб (механика, энергетика, КИПиА)

(Фамилия, имя, отчество)

(äàòà)

Индекс регламента

Срок действия до

I. Общие положения

1.1. Требования Положения о технологическом регламенте установок подготовки нефти распространяются на технологические регламенты (ТР) вновь вводимых для установок нефти в организации нефтегазовой отрасли независимо от их организационно-правовых форм и видов собственности.

1.2. Порядок и сроки приведения ТР действующих, расширяемых и реконструируемых установок в соответствии с требованиями настоящего Положения определяются в каждом конкретном случае руководителями организаций по согласованию с местными органами Госгортехнадзора России.

1.3. Положение определяет состав, содержание, порядок разработки, согласования и утверждения технологических регламентов установок производства нефти.

1.4. ТР является основным технологическим документом и определяет технологию ведения процесса или отдельных его стадий (операций), режимы и рецептуру производства продукции, показатели качества продукции, безопасные условия работы и действующие нормативные документы.

1.5. ТР должен обеспечивать безопасные условия работы, нормальную эксплуатацию оборудования, экономичное ведение процесса, заданное качество продукции.

1.6. Ответственность за соблюдение требований настоящего Положения возлагается на руководителя организации.

1.7. Лица, допустившие эксплуатацию производства без наличия утвержденного ТР или в нарушение действующего ТР, привлекаются к дисциплинарной ответственности, если последствия этих нарушений не требуют применения более строгого наказания в соответствии с действующим законодательством.

2. Разработка, согласование и утверждение технологического регламента

2.1. ТР разрабатывается на установку подготовки нефти в целом.

2.2. При проведении опытного пробега, опробования нового оборудования на действующих установках с утвержденными регламентами разрабатывается отдельный регламент.

Допускается разработка дополнений к действующему регламенту. Вопрос разработки отдельного ТР или дополнения к действующему регламенту решает организация, утверждающая регламент.

2.3. ТР разрабатывается автором процесса научно-исследовательской или проектной организацией.

ТР может разрабатываться организацией.

В случае, когда на момент разработки (согласования) ТР организация разработчик процесса (проекта) ликвидирована, функции разрабатывающей (согласующей) организации могут быть возложены на научно-исследовательскую организацию, выдающую исходные данные для проектирования организации, или проектную организацию генерального проектировщика организации или могут быть поручены другой организации.

2.4. ТР, разработанный в организации, подлежит согласованию с соответствующими техническими службами и утверждается главным инженером (техническим директором) предприятия.

Примечание. Главный инженер (технический директор) в каждом конкретном случае определяет технические службы, с которыми необходимо провести согласование ТР.

2.5. При использовании импортного оборудования необходимо соблюдать следующие условия:

импортируемое оборудование должно отвечать требованиям нормативно-технической документации, действующей в России;

на применение зарубежного оборудования должно быть получено разрешение Госгортехнадзора России.

2.6. Для предварительной оценки возможности применения зарубежного оборудования при подготовке контракта на поставку должны привлекаться специалисты организаций, аккредитованных Госгортехнадзором России.

studfiles.net

Установка - подготовка - нефть

Установка - подготовка - нефть

Cтраница 2

На установках подготовки нефти внедряются блочные дозировочные насосы типа НД с целью закачки более эффективных маслорастворимых деэмульгаторов.  [16]

В установках подготовки нефти наиболее распространены горизонтальные сепараторы. Их устанавливают как на первых, так и на концевых ступенях сепарации. Известно, что в газонефтяной смеси, поступающей на центральный пункт сбора, содержится значительное количество механических примесей.  [18]

В установках подготовки нефти при получении товарной нефти из сырой нефти выделяется несколько фаз: нефтяной газ, газовый конденсат, сточная вода. Коррозионное воздействие этих фаз различается по характеру и степени интенсивности. Интенсивность коррозионного разрушения оборудования растет в результате ввода в нефть в процессе ее обезвоживания и обессоливания де-эмульгаторов - дисолвана 4411, Серво, ОП-7, ОП-10 и др. Усиление коррозии под влиянием деэмульгаторов связано с их сильным гидрофилизирующим и моющим действием, в результате чего на поверхности металла образуется тонкая пленка воды. Коррозионная агрессивность фаз, выделяющихся в процессе подготовки нефти, зависит от их состава и других факторов.  [19]

На установках полной подготовки нефти линия выки-да сырьевого насоса и линия откачки нестабильного бензина на ГПЗ или пересекаются, или проходят очень близко друг от друга. Реконструкция заключается в соединении между собой двух трубопроводов линией рециркуляции такого диаметра, который бы обеспечивал при перепаде давления 5 - 10 атм.  [20]

На установках подготовки нефти НГДУ Арланнефть, Акса-ковнефть, Октябрьскнефть и других внедрены новые технологические процессы подготовки нефти с применением более дешевых и технологичных реагентов-композиций на основе порошковых полиэлектролитов. Сотрудники ВНИИСПТнефти совместно с коллективом объединения Башнефть провели большую работу по внедрению в производство разработанного институтом ГОСТ 9965 - 76 Нефть.  [21]

Так работает установка подготовки нефти и воды на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Из описания видно, что здесь отсутствуют песколовки, ловушки нефти, пруды-отстойники и фильтрационные установки, на сооружение которых раньше тратились большие суммы денег и много времени.  [22]

В дальнейшем установка подготовки нефти ( Бавлинская ЭЛОУ-1) была переведена на режим работы в блоке с секционным каплеобразователем. Качество обеесоливания нефти оценивалось как для секционного каплеобразователя, работающего автономно ( кривая 2), так и для установки в целом с учетом работающего каплеобразователя.  [24]

Нередко на установки подготовки нефти поступает эмульсия, размеры капель пластовой воды в которой составляют всего несколько микрометров. Такие капли невозможно осадить за технологически приемлемый отрезок времени даже при идеальном ( с позиций классических представлений) ведении процесса подготовки нефти.  [25]

Следовательно, установки подготовки нефти, на которых подготавливаются тяжелые высокосернистые нефти и на которых процесс накопления устойчивых промежуточных слоев неизбежен, должны работать в режиме организации контроля по качеству нефти, должны быть оснащены дополнительным емкостным оборудованием для вывода промслоев, а также оборудованием, позволяющим при более интенсивных режимах перерабатывать это сырье. Разрушение прямых эмульсий, не осложненных большим содержанием мехпримесей и поверхностно-активными стабилизаторами, на линии очистки воды с помощью каплеобразователя было вполне приемлемо на начальных и ранних стадиях разработки месторождений. В унифицированной схеме [4] для обработки нестойких дренажных эмульсий предусматривалось применение гидроциклонов, что также было приемлемо в тех условиях.  [26]

Иногда на установки подготовки нефти поступает нефть из разных продуктивных горизонтов или из соседних месторождений. В одних случаях пластовая вода содержит сероводород, в других - железо, и в результате образуются сточные воды, содержащие и то и другое. Для закачки этих сточных вод в пласт требуется так подготовить их, чтобы исключить образование нерастворимых осадков при смешении с водой продуктивного пласта, в которые закачиваются сточные воды.  [27]

Проектная мощность установок подготовки нефти составляет 12000 м3 по жидкости и 8400 т / сут по нефти.  [28]

Сточные воды установок подготовки нефти, газа и газового конденсата должны подвергаться нейтрализации и очистке.  [29]

Проектная мощность установок подготовки нефти составляет 12000 м3 по жидкости и 8400 т / сут по нефти.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Установка комплексной подготовки нефти. УПН 500, 1000, 3000

Установка комплексной подготовки нефти

Установки комплексной подготовки нефти

Для последовательной обработки нефтепродуктов используется установка первичной переработки нефти. При изготовлении смазочных масел, различных составов топливных смесей, для получения нефтяного сырья определенных свойств и качеств, практически каждое производство оборудовано именно такими установками.

Основными процессами, которые проходят в установке подготовки нефти являются обезвоживание и обессоливание нефтяных эмульсий, а также процесс стабилизации нефти.

Примерная схема представлена на рисунке: Схема установки подготовки нефти

Условные обозначения схемы: 1 – насос2 – теплообменник3 – отстойник (ступень обезвоживания)4 – электродегитратор (ступень обессоливания)5 – теплообменник 6 – стабилизационная колонна7 – холодильный конденсатор8 – емкость орошения 9 –насос10 – печь 11– насос

I – сырая нефть; II – подогретая нефть; III – обезвоженная нефть; IV – обессоленная нефть; V – стабильная нефть; VI – верхний продукт колонны; VII – широкая фракция; VIII – дренажная вода; IX – подача пресной воды.

В качестве теплоносителя могут использовать, помимо воды, антифриз и другие смеси, в зависимости от климатических условий размещения установки.

Слева на схеме условно обозначена установка обезвоживания, которая включает в себя насос(1), теплообменник(2), отстойник (3). Обезвоженная нефть поступает в электродегидратор(4) для дополнительного обезвоживания и обессоливания. Для улучшения степени обессоливания возможно включение в схему дополнительного отстойника. Обессоленная таким образом нефть поступает в теплообменник (5), а затем в отпарную часть стабилизационной колонны(6). Все процессы обезвоживания и обессоливания проходят при температурах от 50 до 800С. В теплообменниках нефть нагревается до 150 - 1600С за счет тепла стабильной нефти. А в нижней части отпарной колонны температура доходит до 2400С.

Вся установка поставляется блочным модулем.

Комплект поставки УПН:

  • блок технологический,
  • блок регулирования,
  • подогреватель входящего потока нефти с промежуточным теплоносителем в зависимости от производительности установки,
  • лестница и площадки обслуживания,
  • средства автоматизации установки.

В зависимости от требуемой производительности установки могут оснащаться путевыми подогревателями типа ППТ-0,2; ПП-0,63; ПП-1,6, ПБТ-1,6.

Установка комплексной подготовки нефти оборудуется датчиками-расходомерами, пробоотборниками, блоками регулирования нефтяной эмульсии и подготовки топливной смеси. Установка подготовки нефти оснащается системой автоматизированного управления, с помощью которой производится дистанционный, локальный контроль, изменение и автоматическое регулирование технологических параметров, противоаварийная защита.

Установки подготовки нефти производства Zeeco-Ингазтех УПН поставляются в максимальной заводской комплектации и готовности к эксплуатации. Нашими специалистами также проводятся пусконаладочные работы и сервисное обслуживание по желанию Заказчика.  

Описание конструкции и принцип работы установки:Нефтяная эмульсия поступает через входной штуцер и дроссельный клапан, с помощью которого регулируется расход жидкости. Поток направляется вокруг жаровых труб в нижнюю секцию установки. Тепло передается через стенки жаровых труб и нагревает нефтяную эмульсию, а продукты сгорания выводятся вверх через другой конец жаровой трубы. Температура нагрева эмульсии контролируется специальным датчиком, сигнал с которого также подается на регулирующий клапан входа топливного газа. Нагревом достигаются две цели: разность плотностей нефти и воды увеличивается, а вязкость нефти уменьшается. Оба эти фактора в соответствии с формулой закона Стокса увеличивают скорость, с которой водные частицы, содержащиеся в нефти, оседают. Нефть, обладая более низкой плотностью, поднимается на поверхность водяной фазы. Уровень нефти, а также уровень раздела фаз «вода–нефть» автоматически регулируются и измеряются посредством датчиков уровня, подающих сигнал соответственно на входной клапан и на клапан сброса воды. В ходе процесса происходит также отделение газа, который направляется непосредственно вверх в газовую секцию.

Пройдя секцию жаровых труб, нефть, очищенная от большей части воды, поступает в секцию коалесценции. Секция коалесценции состоит из нескольких коалесцентных блоков, каждый из которых представляет собой сетки с определенной расчетной площадью, выполненные из нержавеющей проволоки. Расчет этих блоков-секций, их количество и размеры зависят от рабочих условий рассматриваемой установки и физико-химической композиции обрабатываемой нефти. Отверстия сеток, через которые проходит нефть, повышают число Рейнольдса, что способствует слиянию мельчайших частиц воды в более крупные капли. На самих сетках также осаждаются мелкие частицы воды, сливающиеся в крупные капли и затем выпадающие из нефти. Применяемые коалесцентные сетки такого типа чрезвычайно практичны и эффективны в эксплуатации, препятствуют загрязнению нефти песком, осадками и асфальтенами. После коалесценции нефть переливается через разделительную перегородку в секцию обессоливания.

Секция обессоливания состоит из специальных желобов и водораспределительной системы, состоящей из коллектора подачи воды и отходящих от него трубок с распределительными насадками. Нефть стекает по желобам вниз; пресная вода, пройдя через нагревательный змеевик, расположенный в секции нагрева, подается в коллектор и через трубки с распределительными насадками впрыскивается в нефть и смешивается с ней. Уровень нефти и уровень раздела фаз «нефть–вода» в этой части установки измеряется и регулируется с помощью датчиков уровня, подающих сигнал на соответствующие клапаны. Поверхность раздела фаз «нефть–вода» располагается ниже распределительных труб, ведущих в заключительную секцию – секцию окончательной коалесценции и отбора нефти.

Нефть и остаточная часть обессоливающей воды поступают через распределительные трубы снизу вверх в секцию окончательной коалесценции и отбора нефти благодаря давлению в сосуде и насосам, откачивающим нефть. Нефть направляется вверх, проходя через специальный блок коалесценции, и далее через нефтеотборник на выход из сосуда. Блок коалесценции, имеющий специальную конструкцию, отделяет оставшуюся воду от нефти перед ее выходом. Уровень нефти регулируется и измеряется датчиком уровня. При повышении определенного уровня нефти в секции автоматически включаются насосы откачки нефти. Расход нефти на выходе измеряется расходомером. На выходной части установки предусмотрены пробоотборники для извлечения образцов жидкости с различных уровней с целью определения чистоты выходящих продуктов.

Система очистки от песка и механических примесей. При подготовке нефти в сосуде осаждается значительное количество песка и других механических примесей. Система предусматривает ручную периодическую очистку от примесей без прекращения процесса. Вода под высоким давлением выпускается из ряда инжекционных насадок в трубах, расположенных по длине аппарата. Струя воды подсекает отложенияпеска и удерживает его в суспензии, которая при открытии дренажных клапанов поступает в специальные накопители песка, расположенные по длине сосуда в нижней его части, откуда идет на сброс из установки.

Работа блока регулирования заключается в измерении и регулировании расхода поступающей нефтяной эмульсии. Блок регулирования представляет собой утепленное помещение, расположенное на утепленном основании. В помещении блока расположены: трубопровод входа нефтяной эмульсии, трубопровод выхода нефти, трубопровод выхода воды, емкость пробоотборников, вентилятор, обогреватель электрический, извещатели пожарные, датчики-сигнализаторы загазованности и дренажный трубопровод выносных сосудов.

Блок подготовки топлива выполнен в виде утепленного шкафа, имеющего остекленные двери и штуцера входа газа из технологического блока, входа газа от постороннего источника, выхода газа с установок, выхода газа к основным и запальным горелкам, выхода газа на свечу. В блок подготовки топливный газ поступает из технологического блока или постороннего источника, проходит очистку в фильтре, регулирование давления регулятором, регулирование расхода в зависимости от значения температуры нефтяной эмульсии в технологическом блоке регулирующим клапаном. К горелкам топливный газ подается через последовательно установленные электромагнитные клапаны и два клапана.

 

Технические характеристики

Наименование

Значение

  УПН-500

  УПН-1000

УПН-3000

Производительность по нефтяной эмульсии, кг/с (т/сут.)

2,8-5,78 (250-500)

2,8-5,78 (500-1000)

2,8-5,78 (1000-3000)

Давление нефтяной эмульсии, МПа, не более

0,6

Содержание воды в нефтяной эмульсии, % масс., не более

30

Вязкость нефти при 20°С, м2/с (сСт), не более

50 х 10-6(50)

Температура нагрева нефтяной эмульсии,°С, не более

80

Массовая доля воды на выходе из установки, %, не более

0.5

Концентрация хлористых солей на выходе установки, мг/дм3, не более

100

Топливо

Природный или попутный осушенный газ с содержанием сероводорода, не более, 0,002% масс

Давление топливного газа на входе в установку, МПа, в пределах

0,3 - 0,6

Расход газа (при теплоте сгорания газа 33500 Дж/нм3) нм3/ч, не более

85

170

510

КПД установки (тепловой), %, не менее

80

Масса установки, т, не более

20

35

50

 

zeeco-ingastech.ru

Установка подготовки нефти

 

Использование: изобретение может быть использовано в нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности. Задача изобретения: упрощение процесса подготовки нефти; улучшение качества подготовки нефти; снижение энергозатрат на подготовку нефти и металлоемкости. Сущность изобретения: блок для получения легких углеводородов выполнен в виде гидроциклонного сепаратора емкости с гидроциклонной головкой, причем бензосепаратор соединен с линией ввода нефти в отстойник и газовой линией, при этом выход газа из бензосепаратора соединен с патрубком низкого давления эжектора, установленного на газовой линии. 1 ил.

Изобретение относится к установкам подготовки нефти и может быть использовано в нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности.

Известны установки подготовки нефти (Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. - М. : Недра, 1977, с.161-198), включающие сепаратор, датчики, расходомеры, насосное оборудование, резервуары, термоэлектрический деэмульсатор, подогреватель и замерный узел. Недостаток - сложность процесса подготовки нефти, большие энергоемкость и металлоемкость. Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению является установка подготовки нефти (там же, с.226-228), включающая устройство для предварительного отбора газа - первую ступень сепарации, сепаратор второй ступени, отстойник ступени обезвоживания, электродегидратор, печь для нагрева нефти и блок для получения легких углеводородов, который представляет из себя стабилизационную колонну, соединенную с конденсатором-холодильником и далее емкостью для сепарирования и сбора бензина от газов. Недостаток - сложность процесса подготовки нефти, большие энергоемкость и металлоемкость. Задача изобретения - упрощение процесса подготовки нефти, улучшение качества подготовляемой нефти, снижение энергозатрат на подготовку нефти и металлоемкости. Поставленная задача решается тем, что блок для получения легких углеводородов выполнен в виде гидроциклонного сепаратора - емкости с гидроциклонной головкой, причем бензосепаратор соединен с линией ввода нефти в отстойник и газовой линией, при этом выход газа из бензосепаратора соединен с патрубком низкого давления эжектора, установленного на газовой линии. Такое техническое решение имеет целый ряд преимуществ перед известными. Так, например, если отбор легких фракций в стабилизационных колоннах осуществляется при высокой температуре, то естественно при повышенном содержании солей в нефти происходит образование отложений солей и кокса печах и теплообменниках, быстрый выход их из строя. В предлагаемом техническом решении температура снижена в 2,2 раза за счет создания низкого давления в центре вращения потока гидроциклона. Или из-за высокой температуры нефти на выходе из колонны требуется использование большого числа теплообменной аппаратуры. В предлагаемом техническом решении металлоемкости снижена более чем в 40 раз за счет исключения целого ряда аппаратов, не ухудшая процесса подготовки нефти. Кроме того, процесс отделения легких углеводородов в гидроциклоне происходит в сотни раз быстрее, чем в стабилизационной колонне. В бензосепараторе после гидроциклонирования получают высококалорийный газ, который подают на сжигание в печь. Легкие углеводороды, получаемые в бензосепараторе, по своим физико-химическим свойствам родственны нефтепродуктам. Упрощение процесса подготовки нефти достигается за счет исключения из технологической схемы ряда теплообменников, насосов, мешалок и т.д. На чертеже приведена принципиальная технологическая схема подготовки нефти. Установка подготовки нефти включает участок трубопровода 1 для предварительного отбора газа, сепаратор 2, отстойник 3 для сброса отделившейся воды, бензосепаратор 4, электродегидратор 5 для глубокого обезвоживания, печь 6 для сжигания газа и нагрева нефти, каплеуловитель- сепаратор 7, гидроциклон 8 для глубокой стабилизации нефти, конденсатор-холодильник 9, эжектор 10 и резервуар 11. Установка подготовки нефти работает следующим образом. Продукция нефтяных скважин поступает в участок трубопровода 1 для предварительного отбора газа, который направляют на установку подготовки газа, а жидкость поступает в сепаратор 2, далее в отстойник 3 для отделения воды. С целью интенсификации процесса отделения воды в эту жидкость добавляют легкие углеводороды, которые предварительно выделяют из нагретой нефти после гидроциклонирования, конденсации паровой смеси, отделения конденсата от сухого газа в бензосепараторе 4. Далее эту отделившуюся нефть подают в электрогидратор 5 для более глубокого отделения минерализованной воды от нефти. Вода с электродегидратора сбрасывается в ту же линию, что и вода с отстойника 3 и поступает на установку подготовки воды (не показана). Обезвоженную нефть направляют в печь 6, где ее нагревают до 70-80oC и под давлением 4 кгс/см2 подают в гидроциклонную установку, где ее подвергают гидроциклонированию, в результате, в каждом гидроциклонном аппарате в центре вращения потока образуется разряжение, т.е. давление ниже атмосферного. Это дает возможность снизить коэффициент фазового равновесия бутан-нефть (жидкость), что резко увеличивает выход этих фракций из нефти. Эти продукты обладают высокой калорийностью, превышающей калорийность магистральных газов в 3-4 раза. Подача этих газов на сжигание в печь приводит к увеличению температуры нагрева нефти при закрепленных конструктивных параметрах печи и режимах ее эксплуатации. Стабилизированная, т. е. без легколетучих углеводородов, нефть из гидроциклонной установки 8 поступает в каплеуловитель-сепаратор 7. Туда же поступает и парожидкостная смесь из камеры гидроциклонной установки 8. Далее парогазовая смесь поступает в конденсатор-холодильник 9, где она охлаждается при температуре 10-15oC и конденсируется в бензосепаратор 4, в котором отделяют сухой газ от конденсата при давлении в бензосепараторе 1,7 ати. Это дает возможность получить именно тот состав газа, который обладает высокой калорийностью. Этот газ, а также продукты испарения резервуарных парков 11 подают в вихревой эжектор 10, рабочим агентом в котором является магистральный газ. Вихревой эжектор позволяет производить смешение полученных после гидроциклонирования нагретой нефти легколетучих газов в широком диапазоне соотношений (от 0,2 к 1,0 до 2,0 к 1,0) в камере смешения. Полученную смесь подают на сжигание в печь 6. Использование изобретения позволит значительно сократить энергозатраты на подготовку нефти и снизить металлоемкость, кроме того улучшить качество, подготовляемой нефти.

Формула изобретения

Установка подготовки нефти, включающая устройство для предварительного отбора газа - первую ступень сепарации, сепаратор второй ступени, отстойник ступени обезвоживания, электродегидратор, печь для нагрева нефти и блок для получения легких углеводородов с бензосепаратором, отличающаяся тем, что блок для получения легких углеводородов выполнен в виде гидроциклонного сепаратора - емкости с гидроциклонной головкой, причем бензосепаратор соединен с линией ввода нефти в отстойник и газовой линией, при этом выход газа из бензосепаратора соединен с патрубком низкого давления эжектора, установленного на газовой линии.

РИСУНКИ

Рисунок 1

www.findpatent.ru

Установка подготовки нефти | Банк патентов

Изобретение относится к нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности и может быть использовано как при подготовке нефти в промысловых условиях, так и при глубоком обессоливании на электрообессоливающих установках нефтеперерабатывающих заводов. Установка включает соединенные последовательно трубопроводом коллектор подвода сырой нефти, емкость сброса воды, ступень сепарации газа, буферно-сырьевой резервуар, резервуар предварительного сброса воды, дозатор деэмульгатора, сырьевой насос, печь, каплеобразователь, отстойник ступени обезвоживания, узел смешения, отстойник ступени обессоливания, теплообменник, технологический резервуар, товарный резервуар, узел учета нефти, трубопровод рециркуляции дренажной воды. Узел смешения выполнен в виде емкости с вводом пресной промывочной воды, входом и выходом нефти. Ввод пресной промывочной воды оснащен электромагнитным виброструйным перемешивателем, расположенным в зоне входа нефти. Технический результат состоит в уменьшении количества узлов смешения и повышении качества обессоливания нефти. Содержание солей в нефти уменьшается в 1,5-3 раза по сравнению с известной установкой подготовки нефти. 1 ил.

Предложение относится к нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности и может быть использовано как при подготовке нефти в промысловых условиях, так и при глубоком обессоливании на электрообессоливающих установках нефтеперерабатывающих заводов.

Известна установка подготовки нефти, основанная на вводе в нефть промывочной воды с помощью диспергирующих устройств, дросселирующих клапанов с последующей коалесценцией капель и отделением их в отдельную фазу путем отстаивания (Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. М.: Недра, 1977, с.250, рис.93).

Недостатком этой установки является сложность достижения и регулирования необходимой степени дисперсности промывочной воды, что затрудняет процесс коалесценции капель пластовой и промывочной воды различных диаметров и, как следствие, небольшая глубина обессоливания. Для ускорения процесса массообмена между обессоливаемой нефтью и промывочной водой необходимо создание дополнительной массобменной секции для достижения турбулентного режима перемешивания и улучшения качества обессоливания нефти.

Наиболее близкой к заявляемому предложению является "Установка подготовки товарной нефти" (А.с. №1214136, В 01 D 17/04, С 10 G 33/00, БИ №8 от 28.02.86), включающая соединенные последовательно трубопроводом коллектор подвода сырой нефти, емкость сброса воды, ступень сепарации газа, резервуар предварительного сброса воды, дозатор деэмульгатора, сырьевой насос, теплообменник, печь, устройство для смешения промывочной воды с нефтью с помощью акустических колебаний, соединенное с трубопроводом пресной воды, отстойники ступеней обезвоживания и обессоливания, технологический резервуар и трубопровод рециркуляции дренажной воды.

Недостатком этой установки является то, что необходимо размещение двух генераторов акустических колебаний в качестве узла смешения нефти и пресной промывочной воды для достижения требуемого качества обессоливания нефти пресной водой. При изменении состава нефти требуется перенастройка генераторов и, как следствие, необходимо постоянно контролировать как свойства поступающей нефти, так и качество выходного продукта, при этом постоянно регулируя частоту генераторов, для чего требуется дорогостоящее оборудование. Ультразвуковые колебания за счет высокой частоты способствуют получению мелкодисперсных эмульсий с каплями воды размером менее 5 мкм, хотя оптимальным для процесса обессоливания является диспергирование пресной промывочной воды до размеров капель в пределах 30-100 мкм.

Технической задачей предлагаемого изобретения является экономия материальных ресурсов за счет уменьшения количества узлов смешения и отсутствия необходимости применения дорогостоящего оборудования для постоянного контроля за составом входящей нефти и качеством обессоленной нефти в сочетании с регулировкой свойств воздействия на процесс перемешивания нефти и пресной промывочной воды в узле смешения, улучшения качества обессоливания за счет оптимальной степени диспергирования пресной промывочной воды.

Поставленная техническая задача решается установкой подготовки нефти, включающей соединенные последовательно трубопроводом коллектор подвода сырой нефти, емкость сброса воды, ступень сепарации газа, буферно-сырьевой резервуар, резервуар предварительного сброса воды, дозатор деэмульгатора, сырьевой насос, печь, каплеобразователь, отстойник ступени обезвоживания, узел смешения, соединенный с трубопроводом пресной промывочной воды, отстойник ступени обессоливания, теплообменник, технологический резервуар, товарный резервуар, узел учета нефти, трубопровод рециркуляции дренажной воды.

Новым является то, что узел смешения выполнен в виде емкости с вводом пресной промывочной воды, входом и выходом нефти, причем ввод пресной промывочной воды оснащен электромагнитным виброструйным перемешивателем, расположенным в зоне ввода нефти.

На чертеже в общем виде представлена принципиальная технологическая схема предлагаемой установки подготовки нефти.

Установка подготовки нефти содержит соединенные последовательно трубопроводом 1 коллектор подвода сырой нефти (не показан), емкость 2 сброса воды, ступень сепарации газа 3, буферно-сырьевой резервуар 4, резервуар 5 предварительного сброса воды, дозатор 6 деэмульгатора, сырьевой насос 7, печь 8, каплеобразователь 9, отстойник 10 ступени обезвоживания, узел смешения 11, выполненный в виде емкости 12, снабженной входом 13 и выходом 14 нефти, входом 15 пресной промывочной воды, встроенным электромагнитным виброструйным перемешивателем 16, трубопроводом 17 пресной промывочной воды, отстойник ступени обессоливания 18, теплообменник 19, технологический резервуар 20 и товарный резервуар 21, узел 22 учета нефти, трубопровод 23 рециркуляции дренажной воды. Выход нефти 15 емкости 11 установлен в трубопроводе 24 нефти.

Установка работает следующим образом.

Сырая нефть поступает в емкость 2, где происходит частичное отделение воды, а затем на ступень сепарации газа 3. Перед ступенью сепарации 3 в поток нефти по трубопроводу 23 поступает дренажная вода после отстойников обезвоживания 10 и обессоливания 18. После ступени сепарации 3 эмульсия поступает в резервуары 4 и 5, где происходит отделение основной части воды из нефти. В нефть после резервуара 5 предварительного сброса воды вводится деэмульгатор дозатором 6 и сырьевым насосом 7 и через теплообменник 19 направляется в печь 8, где происходит нагрев нефти для улучшения процесса разрушения эмульсии. После печи 8 нефть поступает в отстойники 10 ступени обезвоживания нефти. После ступени обезвоживания нефть с остаточным содержанием воды 0,5-1% направляется через вход нефти 13 в емкость 12 узла смешения 11, на входе которой размещен электромагнитный виброструйный перемешиватель 16, совершающий резонансные колебательные движения, и к которой одновременно через вход воды 15 по трубопроводу 17 принудительно подается пресная промывочная вода, которая под действием колебаний якоря диспергируется во входящей в емкость нефти. Образующиеся при этом турбулентные струи водонефтяной эмульсии способствуют созданию турбулентного режима перемешивания данной эмульсии с обессоливаемой нефтью, при котором обеспечивается активный массообменный режим, т.е. многократно чередующиеся акты коалесценции капель соленой и пресной воды и их дробления. Вследствие этого происходит более интенсивная отмывка солей при одновременном совмещении операций получения эмульсии промывочной воды в нефти и ее перемешивания с нефтью. Получение эмульсии и ее смешение с обессоливаемой нефтью осуществляется в одном аппарате. Полученная водонефтяная эмульсия из выхода нефти 14 емкости 12 узла смешения 11 по трубопроводу 24 поступает в отстойник ступени обессоливания 18, где происходит коалесценция и отделение капель воды в отдельную фазу. После отстойника ступени обессоливания 18 подготовленная нефть по трубопроводу 24 через теплообменник 19 направляется в технологический резервуар 20, а затем в товарный резервуар 21, где происходит окончательное отделение воды и солей из нефти. Подготовленная товарная нефть через узел учета 22 направляется потребителю. Для повторного использования тепла и деэмульгатора предусмотрен трубопровод 23 рециркуляции дренажной воды.

Использование предложенной установки позволяет получить экономический эффект за счет уменьшения количества узлов смешения и отсутствия необходимости применения дорогостоящего оборудования для постоянного контроля за составом входящей нефти и качеством обессоленной нефти в сочетании с регулировкой свойств воздействия на процесс перемешивания нефти и пресной промывочной воды в узле смешения, при этом стоимость оборудования уменьшается на 20% и повышается качество обессоливания нефти, т.е. содержание солей в нефти при этом уменьшается в 1,5-3 раза по сравнению с известной установкой подготовки нефти.

Формула изобретения

Установка подготовки нефти, включающая соединенные последовательно трубопроводом коллектор подвода сырой нефти, емкость сброса воды, ступень сепарации газа, буферно-сырьевой резервуар, резервуар предварительного сброса воды, дозатор деэмульгатора, сырьевой насос, печь, каплеобразователь, отстойник ступени обезвоживания, узел смешения, соединенный с трубопроводом пресной промывочной воды, отстойник ступени обессоливания, теплообменник, технологический резервуар, товарный резервуар, узел учета нефти, трубопровод рециркуляции дренажной воды, отличающаяся тем, что узел смешения выполнен в виде емкости с вводом пресной промывочной воды, входом и выходом нефти, причем ввод пресной промывочной воды оснащен электромагнитным виброструйным перемешивателем, расположенным в зоне входа нефти.

MM4A Досрочное прекращение действия патента из-за неуплаты в установленный срок пошлины заподдержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 27.09.2009

Дата публикации: 10.12.2011

bankpatentov.ru