Установка для переработки нефти и нефтепродуктов. Установки для нефти


Установка для добычи нефти

 

Использование: в нефтяной и газовой промышленности, в частности в установках механизированной добычи газонефтяной смеси из скважин в условиях холодного климата. Обеспечивает извлечение нефти на поверхность для дальнейшей переработки. Сущность изобретения: установка включает станок-качалку, глубинный насос, подвесной компрессор с всасывающим патрубком и нагнетательным газопроводом. Установка имеет также емкость для ингибитора гидратообразования и клапан. Емкость и клапан расположены на газопроводе. Он соединяет нагнетательный газопровод с затрубным пространством скважины. Клапан функционально связан с всасывающим патрубком компрессора. 1 ил., 2 табл.

Предложение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к установкам механизированной добычи газонефтяной смеси из скважин в условиях холодного климата.

Известна установка для добычи нефти, включающая скважину, глубинный насос с приводом от станка-качалки, нефтепровод, газопровод, соединяющий нефтепровод с затрубным пространством скважины. ( А.П.Силаш "Добыча и транспорт нефти и газа". Часть 1. Пер. с англ. - М.: Недра, 1980, 375 с. Пер. изд. ВНР. 1975. С. 251 - 252). Данная установка обеспечивает извлечение нефти на поверхность для дальнейшей переработки. Недостатком установки является снижение добычи нефти в процессе ее функционирования, вызванное следующим. В процессе работы установки из газоводонефтяной эмульсии, поступающей на забой, выделяется углеводородный газ и влага в капельном или парообразном виде. В условиях высокого давления (определяемого давлением в нефтепроводе, обычно равным 0,8 - 2,0 МПа) и пониженной температуры на устье (близкой к температуре окружающего воздуха) углеводородный газ с влагой образует на устье скважины гидраты, которые забивают отводящий газопровод, препятствуя отводу газа из затрубного пространства в нефтепровод. В результате этого давление в затрубном пространстве и, соответственно, забойное давление растут, что приводит к снижению притока нефти из пласта, к снижению дебита скважины и уменьшению добычи нефти. Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемой является установка добычи нефти, включающая глубиннонасосную установку, скважину, вспомогательный компрессор, подводящие и отводящие трубопроводы нефти и газа ( А.П.Силаш "Добыча и транспорт нефти и газа", Часть 1. Пер. с англ. - М.: Недра. 1980. 375 с. Пер. изд. ВНР. 1975. С. 282 - 284). Данная установка позволяет в еще большей степени снизить давление в затрубном пространстве, что приводит к увеличению дебита нефти и, кроме того, к уменьшению риска гидратообразования на устье скважины в условиях холодного климата. Однако недостатком известной установки остается гидратообразование. В табл. 1 приведены условия гидратообразования для газа из затрубного пространства (состав в объемных процентах: сероводород - 6, азот - 10, метан - 40, этан - 27, бутаны 17), откуда видно, что даже при достаточно низком давлении в затрубном пространстве 0,2 - 0,3 МПа гидраты образуются при температуре -8. ..-18oC, которая в условиях холодного климата наблюдается в течение продолжительного периода. Из табл. 1 также видно, что при давлении в затрубном пространстве 0,4 МПа (которое поддерживают в нем, когда давление в нефтепроводе достигает 2,0 МПа и выше) гидраты образуются при температуре 0oC, наблюдаемой также в весенний и осенний периоды. Это обусловлено большим - до 40% - содержанием в газе гидратообразующего компонента метана; а также высокой влажностью газа из-за значительной обводненности нефти на большинстве месторождений (в частности, на нефтяных месторождениях Поволжья обводненность достигает 80...95%). Решаемая техническая задача состоит в том, что необходимо создать такую установку для добычи нефти, которая бы при минимальных затратах на реконструкцию имеющихся в промышленности технологических схем обеспечивала бы надежное и эффективное извлечение нефти и газа с забоя скважины на поверхность в условиях холодного климата. Целью предлагаемой установки является увеличение добычи нефти за счет надежности ее работы в условиях холодного климата. Поставленная цель достигается описываемой установкой для добычи нефти из скважины, включающей станок-качалку, глубинный насос, подвесной компрессор, трубопроводы. Новым является то, что установка дополнительно снабжена емкостью для ингибитора гидратообразования и клапаном, причем нагнетательный газопровод соединен с затрубным пространством скважины через емкость для ингибитора гидратообразования и клапан, при этом клапан функционально связан с всасывающим патрубком компрессора. Из доступных источников патентной и научно-технической литературы нам известна заявленная совокупность отличительных признаков. Следовательно, предлагаемая установка отвечает критерию "существенные отличия". На чертеже изображена принципиальная технологическая схема установки для добычи нефти из скважины. Установка содержит: скважину 1, включающую затрубное пространство 2, насосно-компрессорные трубы 3, глубинный насос 4 с приводом от станка-качалки 5, компрессор 6 с всасывающим патрубком 7, подводящий газопровод 8, соединяющий всасывающий патрубок 7 с затрубным пространством 2, нагнетательный газопровод 9, нефтепровод 10, газопровод 11, соединяющий нагнетательный газопровод 9 с затрубным пространством 2 через емкость для ингибитора гидратообразования 12 и клапан 13, датчик давления 14, установленный на всасывающем патрубке 7. Установка работает следующим образом. В процессе образования гидратной пробки в затрубном пространстве 2 на устье скважины 1 или в подводящем газопроводе 8 давление во всасывающем патрубке 7 компрессора 6 снижается. Сигнал о снижении давления от датчика давления 14 по импульсной трубке передается на клапан 13, который открывается и пропускает газ из нагнетательного газопровода 9 в емкость для ингибитора гидратообразования 12. Газ, проходя через слой жидкости, увлекает за собой пары и капли (брызги) метанола и поступает в затрубное пространство 2, где создается его высокая концентрация, достаточная для разрушения кристаллогидратов. Подача ингибитора будет продолжаться до тех пор, пока давление в патрубке 7 остается ниже заданного, т. е. пока откачка газа из патрубка 7 компрессором 6 превышает поступление газа из затрубного пространства 2. По мере разрушения пробки газ устремляется из затрубного пространства 2 по подводящему газопроводу 8 к патрубку 7, давление в патрубке 7 восстанавливается, в результате чего по сигналу датчика 14 клапан 13 закрывается, т. е. восстанавливается процесс откачки газа из затрубного пространства, достигается заданное давление, при котором обеспечивается максимальная добыча нефти. Таким образом, в процессе работы установки давление в затрубном пространстве скважины 1 и, следовательно, забойное давление не растут выше заданного (установившегося в процессе стабильной работы), в результате объем добычи нефти не снижается. Пример конкретного выполнения. Нефть добывалась из скважины 1, оборудованный станком-качалкой типа СК-8. Добыча жидкости из скважин 1 составляла 19,1 м3/сут, обводненность 40%, т. е. добыча нефти плотностью 0,86 т/м3 составляла 9,87 т/сут. Газовый фактор нефти равен 35 м3/т, таким образом максимальное количество газа, поступающего в затрубное пространство скважины, 1 достигало значения 345,5 м3/сут. Температура окружающего воздуха -24oC, температура газа на устье скважины при выходе из затрубного пространства в подводящий газопровод -16oC. Подвесной (к балансиру станка-качалки) компрессор с производительностью 0,24 нм3/мин откачивал газ из затрубного пространства скважины 1, при этом давление в затрубном пространстве скважин 1 равнялось 0,22 МПа. Нефть от глубинного насоса и газ от компрессора поступали в нефтепровод, давление в котором было равно 0,8 МПа. В условиях пониженной температуры газа (-16oC) при давлении 0,22 МПа на устье скважины и в подводящем газопроводе образовывались гидраты, которые препятствовали поступлению газа из скважины на всасывающий патрубок компрессора, в результате чего давление на всасывающем патрубке возрастало. При давлении выше 0,22 МПа (0,225 - 0,23 МПа) датчик давления 14 подал сигнал на открытие клапана 13 и газ из нагнетательного газопровода поступал в емкость 12, заполненную метанолом, под уровень жидкости. Газ, проходя через слой жидкости, увлекал за собой в затрубное пространство скважины пары и капли метанола в количестве 5 - 10 мл, которые разрушали гидратную пробку в течение 4 мин, в результате чего восстанавливалось исходное давление 0,22 МПа. После восстановления исходного давления клапан 13 закрывался и подача метанола прекращалась. Таким образом, при применении предлагаемой установки добычи в условиях низких температур окружающего воздуха накопления газа и роста давления выше исходного в затрубном пространстве скважины не происходит, в результате приток и дебит нефти не уменьшаются, т.е. в условиях холодного климата предлагаемая установка для добычи нефти является надежной, сохраняющей заданные параметры добычи. Результаты, полученные при испытании известного и предлагаемого устройства, приведены в табл. 2, откуда видно, что в результате при использовании предлагаемой установки добыча нефти осталась на прежнем уровне (9,87 м3/сут. ) в отличие от известной установки (добыча уменьшилась до 6,2 т/сут, то есть на 37,2%). Технико-экономическая эффективность предлагаемой установки для добычи нефти складывается за счет повышения добычи нефти в условиях холодного климата.

Формула изобретения

Установка для добычи нефти из скважины, включающая станок-качалку, глубинный насос, подвесной компрессор с всасывающим патрубком и нагнетательным газопроводом, отличающаяся тем, что установка снабжена емкостью для ингибитора гидратообразования и клапаном, расположенными на газопроводе, соединяющем нагнетательный газопровод с затрубным пространством скважины, причем клапан функционально связан с всасывающим патрубком компрессора.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

www.findpatent.ru

5.1.4 Оборудование для сбора и подготовки нефти, газа и воды

Продукция скважин подлежит разделению на составляющие: нефть, воду и газ. Основным оборудованием для этого являются сепараторы.

В настоящее время выпускаются горизонтальные сепараторы различного объема. Кроме того, используются двухфазные сепараторы-отделители газа от жидкости типов НГС и УРХ, а также трехфазные сепарационные установки типа УПС, отделяющие и сбрасывающие свободную воду. Сепараторы устанавливаются на центральном пункте подготовки нефти и являются сепараторами первой ступени на месторождениях, где продукция скважин подается на ЦППН от скважин, или сепараторами второй ступени на крупных месторождениях с дополнительными насосными станциями. Установки типа НГС используются и на последующих ступенях, включая горячую сепарацию на последней ступени под вакуумом. Сепараторы типа УБС применяются в основном как сепараторы первой ступени.

Условное обозначение сепараторов типа НГС следующее:

НГС - нефтегазовый горизонтальный сепаратор; первое число — рабочее давление в кгс/см2, второе - диаметр сепаратора в мм. По проекту пропускная способность по нефти сепараторов НГС-6-1400 и НГС-40-3000 - 2000 и 3000 т/сут, а по газу - 150 и 4400 тыс. м3/сут, соответственно. Фактическая пропускная способность в 3 раза меньше проектной.

Сепараторы типа УБС являются установками с предварительным отбором газа. Предварительное разделение газожидкостной смеси происходит на конечном участке трубопровода и в депульсаторе, откуда и отводится отделившийся газ. Выпускаемые типоразмеры сепараторов (с каплеуловителем выносного типа) от УБС-1500/6 до УБС-16000/16.

Условное обозначение сепараторов типа УБС следующее:

УБС - установка блочная сепарационная; первое число - пропускная способность по жидкости в м3/сут, второе - допустимое рабочее давление (в тыс/см2). Паспортная пропускная способность по жидкости обеспечивается при газовом факторе до 120 м3/т.

Установка типа УПС (установка с предварительным сбросом воды) предназначена для отделения газа от обводненной нефти и сброса пластовой воды с одновременным учетом количества обезвоженной нефти и воды.

При установке УПС на первой ступени сепарации монтируется узел предварительного сброса газа депульсации. Установка УПС-10000/6М (УПС-1000/16М) обычно устанавливается после сепаратора первой ступени и может разделять жидкость на несколько потоков для дальнейшей обработки.

Продукция, поступающая на УПС, может иметь газовый фактор до 90-120 м3/т и обводненность до 90 %. После установки обводненность продукции составляет 20-30 %.

Нагреватели и печи предназначены для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками глубокого обезвоживания и обессоливания. Параметры нефтяных нагревателей и печей приведены в табл. 5.3.

Таблица 5.3

Нагреватели типа НН рассчитаны на нагрев эмульсий, вода в которых не вызывает отложений солей. Нагреватель БН-2М и печь ПТБ-10 применяются для нагрева нефтяных эмульсий с возможностью отложения солей и наличием механических примесей.

Отстойники предназначены для отстоя нефтяных эмульсий, разделения их на нефть и пластовую воду после нагрева эмульсий в блочных или стационарных печах. Выпускаются горизонтальные отстойники ОГ-200, ОГ-200С, ОВД-200 и ОБН-3000/6.

Условное обозначение отстойников типа ОГ следующее: ОГ - отстойник горизонтальный; цифры - объем в м3; С - с сепарационным отсеком (отделение газа).

Условное обозначение отстойников типов ОВД и ОБН следующее: ОВД - отстойник с вертикальным движением жидкости; ОБН - отстойник блочный нефтяной; 3000 - пропускная способность в м м3/сут; 6 - рабочее давление в кгс/см2.

В аппаратах ОГ-200, ОГ-200С, ОВД-200 осуществляется нижний распределительный ввод эмульсии. Принцип работы отстойников основан на гравитационном распределении и эффекте проливки эмульсии. Их пропускная способность по сырью составляет 4000-8000 м3/сут.

Принцип работы отстойников типа ОБН основан на гравитационном отстое при относительно горизонтальном движении в разделении эмульсии на нефть и воду. Их пропускная способность по сырью составляет от 3000 до 6000 м3/сут.

Электродегидратор ЭГ-200-10 предназначен для глубокого обезвоживания и обессоливания на установках подготовки нефти.

Условное обозначение следующее: первые цифры — объем в м3; вторые цифры - рабочее давление в кгс/см2.

Электродегидратор представляет отстойник ОВД-200 с вводом двух горизонтальных электродов, на которые подается напряжение до 44 кВ промышленной частоты. На вход разделительных аппаратов подается эмульсия с обводненностью до 30 % и температурой до 100 ºС. Обводненность выходящей нефти составляет не более 0,5 %. Пропускная способность электродегидратора по сырью составляет 12 000 м3/сут.

Для сбора, хранения и учета нефти применяют резервуары, форма которых может быть разнообразной: цилиндрической (горизонтальные и вертикальные), прямоугольной и сферической. Строят их подземными, полуподземными и наземными.

Подземные и полуподземные резервуары сооружают только железобетонными. Наиболее известны вертикальные стальные резервуары (табл. 5.4).

Таблица 5.4

Параметры вертикальных стальных резервуаров

Каждый резервуар снабжается лестницей для осмотра оборудования, отбора проб и контроля за уровнем нефтепродукта. На резервуаре у места присоединения лестницы оборудуется замерная площадка, на которой устанавливают замерные приспособления и дыхательную арматуру резервуара.

Замерный люк предназначен для замера в резервуаре уровней нефтепродукта и подтоварной воды, а также для отбора проб при помощи пробоотборника. Внутри люка расположена направляющая алюминиевая или медная колодка, по которой спускают в резервуар замерную ленту с лотом. На нижнем поясе резервуара предусмотрен люк - лаз для входа обслуживающего персонала внутрь резервуара при его очистке и ремонте.

Имеется световой люк, который предназначен для проветривания резервуара перед его зачисткой. К этому люку прикрепляется запасной трос управления "хлопушкой" на случай обрыва рабочего троса. "Хлопушка" - тип обратного клапана для налива.

При выдаче нефтепродукта из резервуара крышка "хлопушки" открывается принудительно при помощи лебедок.

Дыхательный клапан служит для сообщения пространства внутри резервуара с атмосферой. Этот клапан представляет собой литую коробку (чугунную или алюминиевую), в которой расположены два клапана: один клапан открывается при повышении давления в газовом пространстве резервуара и обеспечивает выход газа в атмосферу при наливе, а второй - при разряжении (выдаче) обеспечивает доступ воздуха в резервуар. Иногда используют гидравлические предохранительные клапаны. Между резервуаром и дыхательным или гидравлическим клапаном устанавливают огневые предохранители. Они предотвращают проникновение пламени в газовое пространство резервуара. Для спуска из резервуара подтоварной воды применяется сифонный кран, представляющий собой трубу, пропущенную через сальник внутрь резервуара. Кроме этих устройств, каждый резервуар оснащается специальной противопожарной аппаратурой.

Группа резервуаров, сосредоточенных в одном месте, для сдачи товарной нефти называется резервуарным товарным парком. Резервуарный товарный парк должен иметь мощные средства пожаротушения, хорошие подъезды, земляную обваловку, хорошее водоснабжение и электроосвещение, закрытую систему канализации, насосную лабораторию, парокотельную и т.п.

Количество товарной продукции в резервуарах можно определить, например объемным способом, сущность которого заключается в следующем. Перед заполнением продукцией резервуар калибруют (по высоте через каждый сантиметр наносят метки). Это нужно для определения объема жидкости в резервуаре.

При замере объема продукции находят уровень нефти и воды (мерной лентой с миллиметровыми делениями и лотом), а затем с учетом температуры по калибровочной таблице определяют объем в кубических литрах. Для определения плотности продукции при помощи пробоотборника необходимо взять пробу. Среднюю плотность этой пробы находят по нефтеденсиметру.

Контроль за качеством товарной нефти и учет ее количества при сдаче транспортным организациям в настоящее время проводится с помощью автоматических установок. В основном используются автоматизированные установки "Рубин-М" и станции учета нефти. Они имеют оборудование для постоянного замера объемного расхода товарной нефти, ее плотности, влагосодержания и содержания солей. Установки могут быть настроены на показатели той или иной группы качества нефти по ГОСТ 9965-76. При нарушении этих показателей нефть автоматически направляется на повторную подготовку. Относительная погрешность изменения количества товарной нефти составляет 0,5 %.

5.2 Системы трубопроводного транспорта нефти и газа,

особенности сооружения нефтегазопроводов

studfiles.net

Разделение нефти. Установки разделения нефтяной эмульсии

Классификация во многом опирается на выбор принципа, с помощью которого разрушается устойчивая водонефтяная эмульсия. Это может быть достигнуто простым отстаиванием, приводящим к расслоению фаз, однако в часто этого оказывается недостаточно. Принимая во внимание объемы добываемой нефти и высокие требования к ее качеству, от используемых методов разделения требуется высокая производительность и степень очистки, а также экономичность. К основным методам разделения относят:

  1. механические;
  2. термические;
  3. химические;
  4. электрические.

В поисках более эффективных и совершенных способов очистки нефти также делаются попытки воздействовать на водонефтяную эмульсию и другими способами. Так проводятся исследования по разделению или интенсификации процесса разделения с помощью магнитного поля, ультразвука и т.д.

Механические методы

Группа включает в себя отстаивание, центрифугирование и фильтрацию. Преимуществом таких методов является относительная простота реализации и аппаратурного оформления процесса, для которого в большинстве случаев не требуется подвод тепла или использование химического реагента и т.п., что также позволяет работать при большом расходе эмульсии без значительных увеличений затрат. Механическими методами хорошо поддаются разделению сильно обводненные нефти. Ключевым же недостатком можно назвать невозможность разделения устойчивых эмульсий, а значит и невозможность глубокого обезвоживания нефти без привлечения дополнительных мер.

Отстаивание основывается на гравитационном осаждении капель воды в нефти и проводится в отстойниках, роль которых часто исполняют сырьевые резервуары. Таким образом, отстаивание может выступать в качестве первичной стадии очистки и обезвоживания нефти. Отстойники могут быть периодического или непрерывного действия, с горизонтальным или вертикальным направлением движения нефти, а также отличаться по конструкции.

Так распространены отстойники, оформленные в корпусе горизонтального резервуара. Подача и распределение водонефтяной эмульсии происходит через питающий патрубок и соединенный с ним распределитель. В процессе отстаивания эмульсия подвергается расслоению, что приводит к образованию дренажного слоя воды на дне отстойника и слоя обезвоженной нефти вверху. При этом в центральной части аппарата в зоне отстаивания происходят основные процессы: соударение дисперсных частиц, их слияние и укрупнение с последующим оседанием на дно под действием силы тяжести. В отстойнике также могут быть предусмотрены штуцеры для удаления шлама и скапливающихся газов.

Процесс осаждения капель может быть интенсифицирован, если проводить его в поле центробежных сил, что реализовано в центрифугах. Однако такое увеличение эффективности осаждения требует значительных затрат электроэнергии, что при невысокой производительности центрифуг сильно ограничивает их распространение. Фильтрация также не получила широкого распространения из-за необходимости частой смены фильтрующего материала, который обычно подбирается таким образом, чтобы он был гидрофобным, но в тоже время хорошо смачивался водой, что позволило бы задерживать водные включения, пропуская основной объем нефти.

В качестве примера центробежного аппарата, способного разделять водонефтяные эмульсии, можно рассмотреть трикантер, представляющий собой горизонтальную центрифугу для разделения трехфазных сред. То есть помимо стандартного отделения твердой фазы в поле центробежных сил также происходит и расслоение нефтяной и водной фаз эмульсии с их последующим раздельным выводом из аппарата.

Внутри вращающегося барабана, который и создает поле центробежных сил, располагается шнек, задача которого состоит в удалении из трикантера осаждаемых твердых включений. Шнек и барабан имеют различные угловые скорости, поэтому обычно оснащаются отдельными приводами. Исходная водонефтяная эмульсия подается в барабан через центральную питательную трубу, расположенную внутри вала шнека. В ходе расслоения фаз внутри барабана образуется два кольца жидкости: водяное и нефтяное. Первое (водяное) за счет большей плотности располагается дальше от оси вращения, а второе (нефтяное) – ближе. Это позволяет организовать их раздельный отвод с помощью коллекторной системы, выводные отверстия которой расположены одно ближе к стенке барабана, другое – к стенке вала шнека, чем и обеспечивается удаление соответствующих фаз. Отвод жидкостей осуществляется самотеком.

Несмотря на все недостатки, механические методы применяются повсеместно еще и потому, что обладают высокой синергией с другими методами, направленными в первую очередь на разрушение водной эмульсии, благодаря чему нивелируется основной недостаток отстаивания – невозможность разделять устойчивые мелкодисперсные эмульсии.

Термические методы

Одним из простейших способов усилить деэмульгацию является термическая обработка. При нагревании водонефтяной эмульсии интенсифицируются различные процессы, способствующие разрушению дисперсной фазы и ее последующему расслоению. Так с ростом температуры снижается вязкость нефти, усиливается броуновское движение и возрастает разница в плотности между двумя фазами. Кроме того, облегчается и коалесценция капель за счет ослабления их защитного слоя, чему способствует расплавление бронирующих кристаллов парафинов и асфальтенов и увеличение растворимости в нефти природных эмульгаторов.

Оптимальная температура нагрева водонефтяной смеси определяется индивидуально и зависит от множества параметров, но общий принцип такой, что для более легкой и маловязкой нефти она берется ниже, чем для более вязкой и тяжелой. Так температура нагрева для деэмульгации может варьироваться в широких пределах от 60-70 0С до 120-140 0С. Нагрев неизбежно приводит к испарению легких фракций нефти, что влечет за собой дополнительные потери, повышение пожароопасности и ужесточение требований по герметизации, что налагает дополнительные требования для оборудования такого рода.

Наглядным примером использования термического метода разрушения водонефтяных эмульсий может служить принцип работы аппарата, называемого хитер-тритер. Хотя нужно отметить, что в общем случае в аппарате используется комбинированный метод, когда эмульсию подвергают не только нагреву, но и последующему отстаиванию или даже воздействию электрического поля. В данном случае хитер-тритер функционально и конструктивно делится на две части, разделенные переливом. Исходная водонефтяная эмульсия поступает в левую часть аппарата, где расположена жаровая труба, внутри которой работает горелка. Она в свою очередь является источником топочных газов, которые нагревают эмульсию за счет теплообмена через стенки, после чего направляются в дымовую трубу на очистку и выброс.

Нагреваемая водонефтяная смесь частично подвергается расслоению, что позволяет отделять крупнодисперсную воду, которая затем выводится в систему дренажа. Также теряется часть легколетучих компонентов вследствие их испарения, и для их удаления предусмотрен отдельный штуцер. Далее нагретая водонефтяная эмульсия поступает в правую часть аппарата через перелив, где равномерно распределяется и подвергается отстаиванию, интенсивность которого повышена ввиду возросшей температуры. В зоне отстаивания также располагается коалесцер, способствующий процессу каплеобразования. Разделенные фазы выводятся из аппарата каждая через свой коллектор.

Химические методы

Основой методов данной группы является использование дэмульгаторов – поверхностно-активных веществ (ПАВ), оказывающих разрушающее действие на эмульсии и снижающих ее стойкость. Механизм действия таков, что деэмульгаторы внедряются в межфазный слой эмульсии и замещают собой или растворяют естественные эмульгаторы, чем и ослабляется бронирующий слой дисперсных частиц. Из этого следует, что эффективный деэмульгатор должен обладать активностью выше, чем у эмульгатора, а образуемая им оболочка должна быть менее прочна, что и облегчит сначала слипание отдельных дисперсных частиц вместе (флокуляция), а потом и их слияние (коалесценция). Кроме того, деэмульгаторы должны быть инертны по отношению к фазам эмульсии и не изменять их свойства, а также легко выделяться из очищенной нефти или отделенной воды.

Подобные вещества делятся на два основных типа: неионогенные и ионогенные, а вторые в свою очередь могут быть анионоактивные и катионоактивные в зависимости от знака заряда ионов, определяющих активность деэмульгатора. Перспективными являются неионогенные деэмульгаторы, так как они имеют ряд преимуществ: имеют малый удельный расход в процессе деэмульсации, обладают хорошей растворимостью в воде или нефти, а также не образую осадков в аппаратах и трубопроводах. В тоже время выбор деэмульгатора и оптимальных условий его применения зависит от дисперсного состава эмульсии и соотношения водяной и нефтяной фаз, что в идеале требует смену деэмульгатора при изменениях состава эмульсии.

Электрические методы

Воздействие электрического поля высокой напряженности также может способствовать разрушению водонефтяной эмульсии, особенно в случае обратной эмульсии, когда вода диспергирована в нефти. Это обусловлено значительной разницей между электропроводностью нефти и воды с растворенными в ней солями со значительным перевесом в сторону последней. По этой причине данный метод с успехом может применять как часть процесса обессоливания нефти на этапе отделения промывной воды.

Находясь в электрическом поле постоянного напряжения, капли воды стремятся выстроиться в цепочки вдоль силовых линий, и в свою очередь между отдельными цепочками возникают свои электрические поля, что в конечном итоге приводит к пробою электронов и разрыву защитных оболочек дисперсных частиц с их последующим слиянием. Тем самым достигается разрушение эмульсии. Если же электрическое поле является переменным, то процесс деэмульсации ускоряется в несколько раз, что обусловлено облегчением разрыва оболочек вследствие возникающих в них перенапряжений, а также увеличением числа столкновений капель.

Наиболее распространенный вариант электродегидратора представляет собой горизонтальную емкость, в которой подобно отстойнику предусмотрен распределитель исходной водонефтяной эмульсии и коллекторы для сбора и вывода разделенных фракций. Ключевое отличие состоит в организации в аппарате области электрического поля высокой напряженности, возникающего между электродами, подвешенными на изоляторах в пространстве электродегидратора, которые подключены к источнику напряжения через трансформатор.

Подвергаемая разделению смесь воды и нефти поступает в аппарат через питающий штуцер в нижнюю его часть и распределяется в горизонтальной плоскости. Частичное обезвоживание, когда отделяется крупнодисперсная вода, начинается еще в нижней части аппарата до момента, когда эмульсия попадет в область действия электрического поля высокого напряжения, где начнется разрушение тонкодисперсной водной фазы в зоне, расположенной между электродами. Там происходит окончательное обезвоживание, после чего очищенная нефть поднимается выше и выводится через верхний коллектор, в то время как через нижний коллектор выводится скапливающаяся на дне электродигедратора вода.

Такие аппараты могут иметь не только горизонтальное, но и вертикальное и шаровое исполнение, которые, тем не менее, получили не такое широкое распространение. Также могут наблюдаться значительные вариации в конструкции электродов, зонах подачи эмульсии, расположении коллекторов и т.д.

oil-filters.ru

Установка для переработки нефти и нефтепродуктов

 

Изобретение относится к нефтехимической промышленности, в частности к малотоннажным установкам для простой перегонки сложных высококипящих жидкостей, позволяющим разделять нефть и нефтепродукты на составные части, называемые фракциями. Техническим результатом изобретения является увеличение надежности работы установки за счет предотвращения термического разложения нефтяного сырья и коксообразования в нагревателях, более полное извлечение на каждой ступени фракции легколетучих компонентов за счет увеличения времени пребывания перерабатываемого продукта в условиях периодического нагревания. Поставленный технический результат достигается тем, что в установке для переработки нефти и нефтепродуктов, состоящей из нескольких последовательно соединенных ступеней, каждая из которых содержит нагреватель для нефтяного сырья, сепаратор для отделения паровой смеси от жидкого остатка и конденсатор для паровой смеси, каждая ступень дополнительно снабжена насосом, всасывающий патрубок которого соединен трубопроводом с нижней частью сепаратора для приема из него жидкого остатка, а нагнетательный патрубок соединен с дополнительным нагревателем этой же ступени, сообщающимся с помощью трубопровода с сепаратором для возврата в него нагреваемого продукта, образуя тем самым замкнутый циркуляционный контур, причем часть продукта в виде жидкого остатка отбирается из циркуляционного контура после насоса и поступает по транспортному трубопроводу в следующую ступень для последующего разделения на фракции. 1 ил.

Изобретение относится к нефтехимической промышленности, в частности к малотоннажным установкам для простой перегонки сложных высококипящих жидкостей, позволяющим разделять нефть и нефтепродукты на составные части, называемые фракциям.

В зависимости от способа проведения перегонка может быть простой и сложной. На установках непрерывного действия простая перегонка осуществляется путем однократного и многократного испарения жидких смесей. При однократном испарении исходный нефтепродукт разделятся только на две фракции, хорошая степень разделения которых не достигается. При многократном испарении исходный нефтепродукт можно разделить на несколько фракций и обеспечить получение паровой и жидкой фаз любого состава, однако выход такой фракции будет незначителен, так как при этом будут получены и другие фракции иного состава. Более четкое разделение исходного нефтяного сырья на отдельные фракции с высоким выходом достигается с помощью сложной перегонки, основанной на. использовании процесса ректификации /Скобло А.И., Молоканов Ю.К., Владимиров А.И., Шелкунов В.А. "Процессы и аппараты нефте-, газопереработки и нефтехимии". - М.: "Недра", 2000/, при этом подача исходного сырья в ректификационные колонны в большинстве случаев осуществляется с использованием однократного испарения исходного нефтепродукта в трубчатых печах. Известны малотоннажные установки для разделения высококипящих нефтепродуктов на несколько фракций, работающие с использованием процесса ректификации /"Химическое и нефтяное машиностроение", 1996, 6, с.10-11, с.26-27; "Тяжелое машиностроение", 1996, 11-12, с.2-6/. В состав этих установок входит печь для нагревания исходного нефтяного сырья для его однократного испарения, одна или две ректификационные колонны для разделения нефтепродукта на несколько фракций, конденсаторы, регенеративные теплообменники и насосы, взаимосвязанные системой трубопроводов. Эти установки отличаются сложностью конструкции, дороговизной изготовления и монтажа. При создании и эксплуатации таких установок возникает проблема обеспечения их устойчивой работы. Причиной этого является не только множество взаимосвязанных балансовых потоков продуктов и тепла, но и масштабный фактор. Так, например, при уменьшении в "n" раз диаметральных размеров аппаратов и трубопроводов площадь их наружной поверхности уменьшается в "n" раз, а масса заполняющего их продукта в "n2" раз. Таким образом, при уменьшении размеров аппаратов и трубопроводов отношение площади их наружной поверхности к массе находящегося внутри их нефтепродукта с определенной температурой увеличивается в "n" раз, что повышает в целом чувствительность процесса переработки нефтяного сырья к изменению условий состояния внешней среды, таких как температура воздуха, его влажность и скорость ветра, и может существенно влиять на устойчивость работы установки, поэтому требования к системе автоматического регулирования работы малотоннажных установок с ректификационными колоннами должны быть выше, чем для крупнотоннажных, что удорожает их стоимость. Сложность конструкции, дороговизна изготовления и монтажа, высокие требования к системе управления устойчивой работой установки позволяют считать малоперспективным применение для малотоннажных установок традиционного метода разделения высококипящего нефтяного сырья с использованием ректификационных колонн. Известна установка для переработки нефти и нефтепродуктов, содержащая печь для нагревания исходного нефтяного сырья, испаритель сырья и сепараторы для отделения паровой смеси от жидкой фазы, связанные системой трубопроводов /П. РФ 2043779, 6 В 01 D 3/10, 3/06, опубл. 20.09.95/. Установка позволяет разделять нефтяное сырье на несколько фракций. Функциональная схема установки и номенклатура входящего в нее оборудования делают принципиально возможным ее использование в качестве малотоннажной установки для разделения высококипящего нефтяного сырья на несколько фракций. Работа установки основана на однократном испарении исходного нефтяного сырья, которое в печи нагревается однократно до максимально необходимой для перегонки температуры и в испарителе подвергается однократному испарению под вакуумом. Испарившаяся часть сырья является полным отгоном легколетучих компонентов в виде их паровой смеси, а неиспарившаяся - отбирается в виде жидкого остатка. Выделение из паровой смеси отдельных фракций в виде жидкого продукта осуществляется путем конденсации паров в условиях вакуума, создаваемого с помощью вакуум-насоса. Паровой поток на пути от испарителя к вакуум-насосу через батарею последовательно соединенных циклонов, в связывающие трубы которых встроены охладители паров, преодолевает множество местных сопротивлений, что создает большое гидравлическое сопротивление движению парового потока, понижая тем самым величину вакуума в системе и снижая эффективность работы установки. Гидравлическое сопротивление может быть снижено за счет уменьшения числа ступеней конденсации паров, однако это снижает возможности установки по количеству фракций, на которые может быть разделена паровая смесь полного отгона легколетучих компонентов. Наличие в функциональной схеме установки вакуум-насоса значительно осложняет ее эксплуатацию, так как для создания устойчивой работы установки требуется обеспечивать согласование балансовых продуктовых и тепловых потоков не только между ступенями конденсации паров, но и между ними и вакуум-насосом, что значительно повышает требования, предъявляемые к системе управления работой установки. При нагревании в печи установки нефтяного сырья до определяемой по приборам среднемассовой температуры, не превышающей предела термической стойкости сырья, его температура в пристенной области греющей поверхности трубчатого теплообменника может быть и выше этого предела, поэтому возможны термическое разложение части перерабатываемого нефтяного сырья и коксообразование. Опасность перегрева в рассматриваемой установке усугубляется еще и тем обстоятельством, что согласно функциональной схеме нагревание исходного сырья осуществляется однократно в печи до максимально необходимой среднемассовой температуры, что снижает надежность работы установки. Пониженные возможности установки по количеству получаемых фракций из исходного сырья, сложность системы управления ее работой и снижение надежности ее работы за счет возможности термического разложения нефтяного сырья и коксообразования являются недостатком этой установки. Наиболее близкой к изобретению является установка для переработки нефти и нефтепродуктов, состоящая из несколько последовательно соединенных ступеней, каждая из которых содержит нагреватель для нефтяного сырья, сепаратор для отделения паровой смеси от жидкого остатка и конденсатор, связанные системой трубопроводов, при этом жидкий остаток, отбираемый из сепаратора предыдущей ступени, направляется в нагреватель последующей ступени /Справочник нефтепереработчика: справочник под ред. Г.А.Ластовкина и др. - Л.: Химия, 1986. - 638 с. Рис.2.2. Схемы простой перегонки: в - двукратная/. На этой установке перегонка осуществляется с использованием многократного испарения. На каждой ступени установки осуществляется процесс однократного испарения поступающего на ступень сырья и его разделения на две части, отличающиеся интервалами температур кипения. Сырье нагревается в нагревателе ступени до образования парожидкостной смеси и направляется в сепаратор, в котором происходят дополнительное самоиспарение части жидкости за счет теплоты ее перегрева и отделение паровой смеси от жидкой фазы. Паровая смесь направляется в конденсатор, откуда и отбирается в виде жидкого продукта с пониженной температурой кипения, а жидкая фаза, отбираемая в виде остатка с повышенной температурой кипения, направляется на следующую ступень в качестве сырья для дальнейшего разделения на низко- и высококипящие части. Установка состоит из двух ступеней, однако количество ступеней может быть и большим, что позволяет на этой установке, в отличие от предыдущей, разделять исходное нефтяное сырье на требуемое число фракций без каких-либо ограничений. Для устойчивой работы установки требуется обеспечить согласование балансовых продуктовых и тепловых потоков только между соседними ступенями, что значительно упрощает систему управления ее работой. Существенным недостатком рассматриваемой установки является снижение скорости течения нагреваемого продукта в нагревателях последующих ступеней вследствие его частичного отбора на предыдущих ступенях. Снижение скорости течения исключает возможность гидродинамического разрушения высоко нагретого слоя жидкости в пристенной области поверхности теплообмена и увеличивает время его пребывания в зонах с повышенной температурой, увеличивая тем самым опасность термического разложения нефтепродукта и коксообразование. Температура нагревания нефтяного сырья на последующих ступенях выше, чем на предыдущих, вследствие чего опасность его термического разложения и коксообразование возрастают. Опасность термического разложения нефтяного сырья и коксообразование на поверхности теплообмена нагревателей являются недостатком, снижающим надежность работы установки. Задачей предлагаемого технического решения является разработка установки для переработки нефти и нефтепродуктов, исключающая возможность термического разложения нефтяного сырья и коксообразование. Техническим результатом изобретения является увеличение надежности работы установки за счет предотвращения термического разложения нефтяного сырья и коксообразования в нагревателях, более полное извлечение на каждой ступени фракции легколетучих компонентов за счет увеличения времени пребывания перерабатываемого продукта в условиях периодического нагревания. Указанный технический результат достигается тем, что в установке для переработки нефти и нефтепродуктов, состоящей из нескольких последовательно соединенных ступеней, каждая из которых содержит нагреватель для нефтяного сырья, сепаратор для отделения паровой смеси от жидкого остатка и конденсатор для паровой смеси, каждая ступень дополнительно снабжена насосом, всасывающий патрубок которого соединен трубопроводом с нижней частью сепаратора для приема из него жидкого остатка, а нагнетательный патрубок соединен с дополнительным нагревателем этой же ступени, сообщающимся с помощью трубопровода с сепаратором, для возврата в него нагреваемого продукта, образуя тем самым замкнутый циркуляционный контур, причем часть продукта в виде жидкого остатка отбирается из циркуляционного контура после насоса и поступает по транспортному трубопроводу в следующую ступень для последующего разделения на фракции. На чертеже представлена принципиальная функциональная схема установки для перегонки нефти и нефтепродуктов, когда требуется разделить исходное нефтяное сырье на три фракции. Структурно схема состоит из двух последовательно соединенных ступеней, содержащих основные 1 и 2 и дополнительные 3 и 4 нагреватели, сепараторы 5 и 6, насосы 7 и 8 и конденсаторы 9 и 10. Насос 7, дополнительный нагреватель 3 и сепаратор 5, последовательно связанные между собой трубопроводами, образуют замкнутый циркуляционный контур первой ступени, а насос 8, дополнительный нагреватель 4 и сепаратор 6 - замкнутый циркуляционный контур второй ступени. Транспортный трубопровод 11 предназначен для подачи жидкого остатка из первой ступени во вторую. При изображенной на чертеже схеме исходное нефтяное сырье разделяется на три фракции. Разделение исходного нефтяного сырья на большее число фракций осуществляется увеличением числа ступеней в схеме установки путем их последовательного подсоединения. Подсоединение каждой последующей ступени позволяет выделить при разделении углеводородного сырья дополнительно еще одну фракцию. Установка работает следующим образом. Исходное нефтяное сырье подается в основной нагреватель первой ступени 1, где и нагревается до температуры, не превышающей предела выкипания фракции 1, при которой температура поверхности теплообмена нагревателя не превышает предельно допускаемой температуры нагрева нефтяного сырья. Образовавшаяся при этом парожидкостная смесь поступает в сепаратор 5, в котором происходит ее разделение на паровую и жидкую фазы. Накапливаемый в сепараторе жидкий продукт насосом 7 подается в дополнительный нагреватель 3, в котором нагревается до предельной температуры кипения фракции 1. Образовавшаяся при этом парожидкостная смесь поступает в сепаратор 5 и разделяется на паровую смесь и жидкую фазы. Отделившаяся при этом паровая смесь вместе с паром, полученным при нагревании исходного нефтяного сырья в основном нагревателе 1, поступает в конденсатор 9, из которого и отбирается в виде жидкого продукта в качестве фракции 1, а жидкая фаза смешивается с жидкостью, поступившей в сепаратор после нагревания в основном нагревателе 1 и снова вовлекается в циркуляционный поток для многократного нагревания до более полного выделения компонентов фракции 1. Из циркуляционного контура первой ступени часть продукта в виде жидкого остатка после насоса 7 отбирается в балансовом количестве и подается в основной нагреватель второй ступени 2, из которого после нагревания до среднемассовой температуры, не превышающей предел выкипания фракции 2, при котором температура поверхности теплообмена нагревателя не превышает предельно допустимой температуры нагревания продукта, поступает в виде парожидкостной смеси в сепаратор 6. Далее во второй ступени происходит процесс переработки подаваемого в нее продукта, аналогичный осуществляемому в первой ступени и отличающийся от него только предельной температурой выкипания фракции 2. На второй ступени после конденсатора 10 отбирается в виде жидкого продукта фракции 2, а после насоса 8 в балансовом количестве отбирается жидкий остаток, являющийся фракцией 3. Через основные нагреватели протекает только балансовое количество продукта, поэтому не представляется возможным путем увеличения скорости течения продукта влиять на гидродинамику и теплообмен протекающего в них процесса, однако такое влияние на тепловой режим и гидродинамическую обстановку в дополнительных нагревателях возможно, так как в замкнутых циркуляционных контурах расходы прокачиваемых продуктов не зависят от балансовых потоков и определяются только возможностями насосов и допускаемыми в системах давлениями. В дополнительных нагревателях увеличение скорости течения продукта вдоль поверхности теплообмена интенсифицирует теплоотдачу, снижая тем самым температуру стенки и предотвращая перегрев продукта в пристенном слое. Увеличение скорости течения продукта способствует гидродинамическому разрушению перегреваемого пристенного слоя жидкости около поверхности теплообмена, уменьшает время пребывания жидкости в областях ее повышенного нагрева при прохождении через дополнительный нагреватель и предотвращает появление раздельного течения паровой и жидкой фаз, исключая тем самым возможность термического разложения углеводородного сырья и коксообразование, а многократное периодическое нагревание нефтепродуктов в дополнительном нагревателе циркуляционного контура обеспечивает более полное извлечение на каждой ступени фракции легколетучих компонентов за счет увеличения суммарного времени пребывания перерабатываемого продукта в условиях многократного периодического нагревания. Температура жидкости, поступающей в сепаратор ступени из основного нагревателя, может быть ниже температуры пара, полученного в дополнительном нагревателе, поэтому при их контактировании пар будет частично конденсироваться, нагревая жидкость. При частичной конденсации пар будет обогащаться низкокипящим компонентом, увеличивая тем самым его содержание в выделяемой фракции. При прочих равных условиях достигаемый при этом результат будет во многом определяться величиной поверхности контакта жидкой и паровой фаз, которую можно увеличить с помощью известных контактных устройств, тарельчатых или насадочных, установленных в сепараторах на участках между местами подачи в них парожидких смесей из нагревателей, причем место подачи парожидкостной смеси из основного нагревателя должно располагаться выше такового для дополнительного нагревателя. Номенклатура основного технологического оборудования, входящего в состав отдельных ступеней, одинакова, одинаково и его конструктивное исполнение, что позволяет унифицировать ступени и поставлять их на монтажную площадку установки в блочном исполнении, ускоряя и удешевляя тем самым работы по монтажу оборудования установки.

Формула изобретения

Установка для переработки нефти и нефтепродуктов, состоящая из нескольких последовательно соединенных ступеней, каждая из которых содержит нагреватель для нефтяного сырья, сепаратор для отделения паровой смеси от жидкого остатка и конденсатор для паровой смеси, отличающаяся тем, что каждая ступень дополнительно снабжена насосом, всасывающий патрубок которого соединен трубопроводом с нижней частью сепаратора для приема из него жидкого остатка, а нагнетательный патрубок соединен с дополнительным нагревателем этой же ступени, сообщающимся с помощью трубопровода с сепаратором для возврата в него нагреваемого продукта, образуя тем самым замкнутый циркуляционный контур, причем часть продукта в виде жидкого остатка отбирается из циркуляционного контура после насоса и поступает по транспортному трубопроводу в следующую ступень для последующего разделения на фракции.

РИСУНКИ

Рисунок 1

www.findpatent.ru

Компрессорные установки для добычи нефти

    Создание потока газа для транспортирования твердых тел или жидкости (вынос выбуренной породы при бурении скважины и ремонте скважины извлечение жидкости из скважины при компрессорном способе добычи нефти пневматический транспорт сыпучих материалов и капсул с грузом) или для теплопередачи (в охладителях, охлаждающих р-убашках машин, подогревателях, градирнях, сушилках, холодильных установках) или для других целей (например, создание газового затвора в уплотнительном устройстве вала компрессора). [c.267]

    КОМПРЕССОРНЫЕ УСТАНОВКИ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ [c.14]

    Имеется значительное количество методов расчета установок непрерывного действия. Различные варианты расчетов являются необходимыми в связи с уникальными механическими принципами работы различных типов газлифтных клапанов, используемых для добычи нефти в скважинах. Различные типы клапанов могут отличаться друг от друга, начиная от принципов работы и кончая различными пропорциональными реакциями пружин клапанов. Купол клапана может находиться под давлением или работать без давления. Фонтанные штуцеры могут быть установлены до или после отверстия, и клапаны могут быть чувствительными в первую очередь к давлению в обсадных или в насосно-компрессорных трубах. Все эти характеристики оказывают влияние при выполнении расчетов специфичных установок. Однако, точные градиентные кривые являются важной частью общих расчетов для любой правильно разработанной установки непрерывного газлифта независимо от типа выбранного клапана. Информация, приведенная в данном разделе относится к системам непрерывного газлифта и не ограничена специальными расчетными методиками. [c.95]

    Газлифтная эксплуатация скважин является одним из энергоемких способов добычи нефти в общей системе механизированной добычи. В то же время газлифтная эксплуатация скважин является и капиталоемкой, поскольку сооружаемые компрессорные установки для компримирования газа как рабочего агента - энергоносителя для подъема нефти на поверхность-требуют значительных капитальных затрат, [c.33]

    Следует отметить, что особенно эффективно использование. малогабаритной и одновременно мощной компрессорной установки для морской добычи нефти, где стоимость одного квадратного метра морской платформы существенно сокращает капитальные затраты. [c.36]

    В газонефтяной и нефтехимической промышленности широко применяют компрессоры, которые предназначены для сжатия газов и перемещения их к потребителям по трубопроводным системам. Компрессоры в основном используют для подачи воздуха в пневматические системы буровых установок, различных грузоподъемных, транспортных и других машин, приборов, инструментов и приспособлений, применяемых при нефте- и газодобыче для закачки газа в нефтяные пласты для поддержания пластового давления подъема нефти на поверхность при компрессорном способе добычи нефти сбора газа при эксплуатаили нефтяных и газовых месторождений и подачи его на головную компрессорную станцию транспортирования газа по магистральным трубопроводам перемещения газа в установках по переработке нефти и газа теплопередачи в холодильных установках, охлаждающих рубашках машин, подогревателях и т.п. [c.218]

    Компрессорные установки в системе газлифта являются основным объектом, от работы которого зависит бесперебойность лифтирования скважины. Остановка компрессорных агрегатов приводит к простоям газлифтных скважин, т.е. к прекращению добычи нефти со всеми вытекающими послед- ствиями. Особенно велик ущерб от отказа компрессорной установки, если она является центральной и не автономной от энергоснабжения. Поэтому при проектировании газлифт--ных комплексов обоснование выбора компрессорной установки (ее автономность, месторасположение) решается путем соответствующих технико-экономических расчетов. При этом должны учитываться конкретные условия рассматриваемого месторождения с обязательным обеспечением высокой надежности работы компрессорной установки. [c.40]

    При добыче и переработке газа применяют трапы для разделения нефти и газа в системе сбора па промыслах сорбционные и выпарные аппараты в установках по осушке газа аппараты для сухо11 и мокрой очистки газа па компрессорных станциях аппараты для промысловой переработки газа газоконденсатных месторождений и аппараты газофракционируюпщх установок. Аппараты двух последних групп обычно используются на газобензиновых заводах [11]. [c.18]

    Следует рассмотреть отдельно процессы добычи и транспортировки нефти и природного газа. При промышленной добыче природного газа загрязнители поступают в окружающую среду через атмосферу (рис. на обложке). Даже при идеальном сгорании бёссернистого природного газа, когда теоретически в продуктах сгорания должны содержаться Oj, Н2О, Oj и Nj, в атмосферу выбрасываются такие соединения, как СО, N0 , фенол, формальдегид, по-лициклические ароматические углеводороды, бенз-а-пирен [Цирульников, 1977]. К числу основных источников загрязнения в сфере газодобычи следует отнести установки компрессорной подготовки газа (УКПГ), компрессорные станции (КС), транспортные средства. [c.9]

chem21.info