Вертикальные гравитационные сепараторы

Данная конструкция имеет две основные модификации:

ГЩ – с щелевым вводом продукции;

ГТ – с тангенциальным вводом продукции.

Подобные аппараты применяются, в основном, в двухтрубных системах сбора.

Основные технические характеристики сепараторов ГТ приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1

Основные технические характеристики сепараторов ГТ

Условный диаметр, мм	Рабочее давление, МПа	Пропускная способность по газу, м³/сутки	Высота корпуса, мм	Общая масса, кг
400 600 800 1000 1200 1400 1600 2000	1,6 6,0 0,07 0,6 1,6 0,07 0,6 1,6 0,07 0,6 1,6 0,6 1,6 0,6 0,6 0,07	80 180 33 100 180 60 175 320 90 275 500 400 730 540 720 370	3525 3525 3630 3630 3630 3710 3710 3720 3810 3810 3820 3900 3920 4000 4110 4310	484 748 357 454 725 500 640 1310 735 900 1826 1615 2640 1920 2100 1840

На рис. 6.1 приведено устройство вертикального сепаратора типа ГТ.

Схема вертикального сепаратора ГТ

Г+Н

1 – штуцер ввода смеси; 2 – штуцер отвода газа; 3 – штуцер отвода нефти;

4 – отбивное устройство; 5 – корпус.

Г( ) – газ; Н ( ) – нефть.

Рис. 6.1

Недостатки сепараторов серии ГТ:

- с увеличением производительности аппаратов по жидкости унос газа в окклюдированном состоянии возрастает;

- время пребывания смеси в аппарате слабо влияет на выделение окклюдированного газа;

- при установке контактных устройств (полок), увеличивающих поверхность контакта газа и нефти в 5 раз, дополнительно выделяется только 10 – 15 % окклюдированного газа.

Таким образом, в аппарате фазовое равновесие не достигается, а значит, отделение газа от нефти неполное.

На рис. 6.2 приведено устройство вертикального сепаратора типа ГЩ.

Н+Г

А - А

Деталь 9

Сечение детали 10

Схема вертикального сепаратора ГЩ

1—корпус; 2 – раздаточный коллектор; 3 – поплавок; 4 – дренажная труба;

5 – наклонные плоскости; 6 – штуцер ввода смеси; 7 – регулятор давления «до себя»; 8 – штуцер выхода газа; 9 – перегородка для выравнивания скорости газа; 10 – жалюзийный каплеуловитель; 11 – регулятор уровня; 12 – штуцер выхода нефти; 13 – штуцер выходя шлама; 14 – люк; 15 – заглушка.

Г( ) – газ; Н ( ) – нефть; Ш ( ) – шлам.

Рис. 6.2

Нефтегазовая смесь поступает по раздаточному коллектору (2), имеющему по всей длине щели для выхода смеси.

Из щелей нефтегазовая смесь попадает на наклонные плоскости (5), увеличивающие путь движения нефти и облегчающие тем самым выделение окклюдированных пузырьков газа.

В верхней части сепаратора установлена каплеуловительная насадка (10) жалюзийного типа на которой образуется плёнка нефти, стекающая по дренажной трубке (4) в секцию сбора нефти, из которой она выводится через штуцер выхода нефти (12).

Достоинства и недостатки работы подобных сепараторов аналогичны аппаратам марки ГТ.

Горизонтальные гравитационные сепараторы

На рис. 6.3 приведено устройство гидроциклонного сепаратора Гипровостокнефти.

Г+Н

Схема гидроциклонного сепаратора Гипровостокнефти

1 – тангенциальный ввод смеси; 2 – головка гидроциклона; 3 – отбойный козырек газа; 4 – направляющий патрубок; 5 – верхняя ёмкость сепаратора; 6 – перфорированные сетки для улавливания капельной жидкости; 7 – жалюзийная насадка; 8 – штуцер выхода газа; 9 – нижняя ёмкость сепаратора; 10 – дренажная трубка; 11 – уголковые разбрызгиватели; 12 – направляющая полка; 13 – перегородка; 14 – регулятор уровня.

Рис. 6.3

Нефтегазовая смесь сначала поступает в гидроциклонную головку (2), в которой за счет центробежной силы происходит сепарация газа от нефти и их раздельное движение как в самой головке, так и в верхней ёмкости (5).

Нефть по сливной полке (12) самотеком направляется на уголковые разбрызгиватели (11). А затем на сливную полку и стекает с успокоителя уровня.

Как только уровень нефти достигнет определённой величины, сработает поплавковый регулятор уровня, приоткрыв исполнительный механизм (14) на нефтяной линии.

Газ проходит в верхней ёмкости две зоны, где очищается от капельной жидкости и направляется в газовую линию через отвод (8).

Подобные сепараторы с производительностью по сырью 400 м³/сутки нашли широкое промышленное применение в ГЗУ «Спутник».

Производительность по нефти данных аппаратов может достигать 1000 – 1200 м³/сутки при сохранении приведённой к условиям сепарации скорости входа газонефтяного потока 10 – 30 м/мин.

Технические характеристики подобных аппаратов приведены в табл.6.2.

Таблица 6.2

Основные технические характеристики гидроциклонных сепараторов Гипровостокнефти

Установка

Рабочее давление,

МПа

Дебит,

м³/сутки

Габариты установки. мм

Объём,

м³

Масса,

кг

длина

ширина

высота

СУ1-750-10 СУ1-1500-10 СУ1-3000-10 СУ1-5000-10 СУ2-750-16 СУ2-750-25 СУ2-750-40 СУ2-1500-16 СУ2-1500-25 СУ2-1500-40 СУ2-3000-16 СУ2-3000-25 СУ2-3000-40 СУ2-5000-16 СУ2-5000-25 СУ2-5000-40

1,0 1,0 1,0 1,0 1,6 2,5 4,0 1,6 2,5 4,0 1,6 2,5 4,0 1,6 2,5 4,0

750 1500 3000 5000 750 750 750 1500 1500 1500 3000 3000 3000 5000 5000 5000

3367 5060 4700 6377 5005 5005 5005 5352 5352 5352 6308 6308 6308 6308 6308 6308

1820 2094 2748 3100 2150 2150 2150 2550 3800 3800 3600 3600 3600 3600 3600 3600

3470 3660 4200 4600 3328 3328 3328 3800 3800 3800 3600 3600 3600 3600 3600 3600

- - - - 1,74 1,74 1,74 3,32 3,32 3,32 4,18 4,18 4,18 8,36 8,36 8,36

- - - - 5991 6596 6939 8108 8118 9762 11369 11853 13730 11369 11853 13730

На рис. 6.4 приведено устройство гравитационного сепаратора Ленингорского ЦНИПРА и ТатНИПИнефти, усовершенствованный ВНИИСПТнефтью и СибНИИнефтью.

Гравитационный сепаратор Ленингорского ЦНИПРА и ТатНИПИнефти

Н+Г

1 – сборный коллектор, 2 – устройство для предварительного отбора газа, 3 – каплеуловительная секция, 4 – жалюзийные насадки, 5 – газопровод с регулятором давления «до себя», 6 – предохранительный клапан, 7 – корпус сепаратора, 8 – поплавковый уравнемер, 9 – пеногасители, 10 – наклонные полки, 11 – диффузор. 12 – нефтепровод с регулятором уровня, 13 – манометр.

Рис. 6.4

Нефтегазовая смесь подводится к сепаратору по сборному коллектору (1) длиной 2 – 8 км и подаётся в аппарат через горизонтальный диффузор (11) по наклонённому на 3 – 4 ^о трубопроводу.

Свободный газ через устройство (2) направляется в каплеуловительную секцию (3).

Оклюдированный и растворенный газ выделяется в сепараторе при течении нефти по наклонным полкам (10) и также направляется в каплеуловительную секцию.

Унесенные газом капли нефти задерживаются жалюзийной насадкой (4) и стекают назад в сепаратор.

Разделённые газ и нефть выводятся через отдельные патрубки, снабженные регулятором давления и уровня соответственно.

На рис. 6.5 приведено устройство нефтегазового сепаратора конструкции Центрального конструкторского бюро нефтеаппаратуры (ЦКБН).

Проектная производительность сепараторов 2000, 5000, 10000, 20000 и 30000 т/сутки по нефти при объёмах ёмкостей соответственно: 8, 14, 28, 56 и 80 м³; давлениях: 0,6; 1,6; 2,5; 4,0 и 6,4 МПа и температурах от 0 до 100 ⁰С.

Аппараты предназначены для отделения газа от нефти на 1 – ой ступени сепарации и качественной очистки газа перед подачей его в выходной газопровод.

Н+Г

Нефтегазовый сепаратор конструкции ЦКБН

1 – входной штуцер; 2 – сливные полки; 3 – фильтр грубой очистки; 4 – штуцер выхода газа с регулятором давления «до себя»; 5 – фильтр тонкой очистки; 6 – штуцер выхода нефти с поплавковым регулятором уровня; 7 – корпус; 8 – люк – лаз; 9 – манометр; 10 – штуцера аварийного слива нефти; 11 – штуцера для подключения дополнительных устройств; 12 – поплавковый уравнемер.

Рис. 6.5

Сепаратор представляет собой горизонтальный аппарат, внутри которого непосредственно у входного штуцера смонтированы сливные полки, обеспечивающие выделение основного количества газа.

У штуцера выхода газа смонтированы вертикальный и горизонтальный фильтры очистки газа от капель уносимой нефти.

Штуцер выхода нефти оборудован устройством, предотвращающим образование воронки.

Фактическая производительность сепараторов (по крайней мере, эксплуатируемых на месторождениях Западной Сибири,) оказалась меньше проектной в 3 – 4 раза.

Для исправления ситуации приходится перед аппаратом устанавливать специальные устройства для предварительного отбора газа, предложенные СибНИИНП.

На рис. 6.6 приведено устройство полочного нефтегазового сепаратора конструкции Грозненского нефтяного института.

Н+Г

ГГ

Нефтегазовый сепаратор конструкции Грозненского нефтяного института

1 – входной патрубок; 2 – перегородка; 3 – пеногасительная решетка; 4 – полка; 5 – газотводы; 6 – каплеотделители; 7 – поплавковый уравнемер; 8 – предохранительный клапан; 9 – люк – лаз; 10 – манометр; 11 – дренаж; 12 – патрубок вывода нефти; 13 – патрубок вывода газа.

А – приёмный отсек; Б – пеногасительный отсек; В – сепарационный отсек; Г – отсек сбора нефти.

Рис. 6.6

Газонефтяная смесь поступает в приёмный отсек (А) под слой жидкости.

Отделившаяся жидкость через перегородку перетекает в отсек (Б), снабженный решетками для гашения пены.

Оставшаяся жидкость переливается в основной отсек (В), стекает тонким слоем по полкам и отделяется от газа.

Выделившийся газ поднимается в верхнюю часть сепаратора через газоходы, предусмотренные в полках.

Собранный газ проходит через каплеуловители и выводится из аппарата через регулятор давления «до себя».

Отсепарированная нефть накапливается в сборном отсеке (Г) и выводится через регулятор уровня.

Предусмотрена сигнализация на диспетчерский пульт о количестве поступающей жидкости и изменении давления в аппарате.

Производительность сепараторов по жидкости составляет 5000 т/сутки; рабочее давление 1,6 – 6,4 МПа; газовый фактор от 100 до 500 м³/м³.

На рис. 6.7 приведено устройство сепарационной установки УБС ТатНИИНефтемаша.

Г+Н

Установка УБС ТатНИИНефтемаша

1 – депульсатор; 2 – корпус сепаратора; 3 – лоток; 4 – предохранительный клапан; 5 – пеногаситель; 6 – штуцер вывода газа с регулятором давления «до себя»; 7 – штуцер вывода нефти с поплавковым регулятором уровня; 8 – дренаж; 9 – каплеотбойник; 10 – манометр; 11 – люк – лаз.

Рис. 6.7

Установка предназначена для первой ступени сепарации нефти.

В настоящее время разработан нормальный ряд установок УБС на производительность по жидкости от 12 до 16 тыс.м³/сутки и давление от 0,4 до 1,6 МПа.

Депульсатор представляет собой трубу диаметром 700 мм и длиной 15 м, установленную под углом 3⁰.

Сырьё поступает в депульсатор, для предварительного отбора свободного газа. Газ направляется в каплееотбойник, а затем выводится в газопровод.

Нефть стекает по лоткам, где и происходит выделение остаточного газа.

Разгазированная нефть накапливается в нижней части сепаратора и выводится.

Дополнительный газ направляется в каплееотбойник.

На рис. 6.8 приведено устройство турбосепаратора.

Установка турбосепаратора

Г + Ж

1 – корпус; 2 – диффузор; 3 – направляющий аппарат; 4 – конический обод; 5 – лопатки (крыльчатка); 6 – ось; 7 – подшипник качения; 8 – спрямляющий аппарат; 9 – патрубок для отвода жидкости.

Рис. 6.8

Газ, пройдя диффузор (2), поступает в направляющий аппарат (3), представляющий собой лопаточный завихритель, получает закрутку.

Возникающие при этом центробежные силы перемещают капли жидкости в направлении наружнего конического обода (4) с лопатками (5), спрофилированными по дуге окружности в радиальной плоскости.

В результате, лопатки (5) на оси (6) и обод (4) приводятся во вращение.

Жидкость отводится через зазор и покидает аппарат через патрубок (9).

Турбосепаратор особенно эффективно работает на газовых и газоконденсатных месторождениях, где требуется отделить капельную жидкость от потока газа.

Трёхфазные сепараторы

На рис. 6.9 приведена схема автоматизированной концевой совмещенной сепарационной установки КССУ ОФ ВНИИКАНефтегаза.

Газ

Нефть

Вода

ГЖС

Горячая вода

Установка КССУ ОФ ВНИИКАНефтегаза

1 – корпус сепаратора; 2 – брызгоуловитель; 3 – счетчик газа; 4 – воронка отвода нефти; 5 – распределитель сырья; 6 – смеситель; 7 – счетчик жидкости; 8 – насадок; 9 – поплавковый регулятор уровня

Рис. 6.9

Аппараты данной серии предназначены для разгазирования и частичного (до 5 – 20 % об. остаточной воды) обезвоживания нефти перед подачей её на УКПН.

Сырая нефть с обводнённостью 30 % об. и более, прошедшая первую ступень сепарации и содержащая остаточный газ в количестве 2 – 10 м³/м³, смешивается с горячей дренажной водой, поступающей с УКПН.

Полученная смесь поступает в сепаратор через распределитель под уровень воды, который поддерживается на высоте 1 – 2 м.

В сепараторе происходит дегазация и частичное обезвоживание нефти до остаточного содержания воды 10 – 20 % об. при температуре 25 – 30 ⁰С без применения реагента – деэмульгатора.

При объёме аппарата 80 м³ производительность установки по сырой нефти составляет 2000 т/сутки.

Автоматическое регулирование уровней осуществляется пневматическими регуляторами.

Количество выводимой нефти и воды измеряется турбинными счетчиками, а количество отделённого газа – счетчиками типа РГ.

На рис. 6.10 и 6.11 приведены схемы автоматизированных сепарационных установок БАС – 1 - 100 и БАС – 1 - 200, разработанных ОФ ВНИИКАНефтегазом.

Установка БАС – 1 - 100 ОФ ВНИИКАНефтегаза

Эмульсия

Горячая вода

Газ

На факел

Вода

Нефтьь

Вода

Жидкость

1 – задвижка; 2 – турбинный счетчик; 3 – регулятор уровня; 4 – предохранительный клапан; 5 – датчик предельного уровня; 6 – манометр электроконтактный; 7 – сепарационные полки; 8 – газосепарационный отсек; 9 – перегородка; 10 – водоотделительный отсек; 11 – манометр технический; 12 – труба для отбора нефти; 13 – регулятор уровня вода – нефть; 14 – патрубок для отбора воды; 15 – распределитель; 16 – счетчик импульсов.

Рис. 6.10

Эмульсия

Нефтьь

Газ

Нефтьь

Вода

Газ

На байпас

Горячая вода

Вода

Установка БАС – 1 - 200 ОФ ВНИИКАНефтегаза

1 – газовый отсекатель; 2 – труба для отвода газа; 3, 7 – перегородки; 4 – регулятор уровня вода - нефть; 5 – распределитель; 6 – манометр электроконтактный; 8 – регулятор уровня нефти; 9 – счетчик нефти; 10 – патрубок выхода нефти; 11 – счетчик горячей воды; 12 – счетчик дренируемой воды; 13 – патрубок сброса воды; 14 – счетчик электрических импульсов; 15 – датчик предельного уровня.

Рис. 6.11

Установку БАС – 1 – 100 используют на месторождениях с содержанием воды в нефти более 30 % об., обустраиваемых по однотрубной напорной герметизированной системе сбора.

Емкость этой установки имеет газосепарационный отсек, который рассчитан на работу при газовом факторе до 120 м³/м³.

Установка БАС – 1 – 200 разработана для применения на месторождениях, где уже имеются централизованные сепарационные узлы и появляется необходимость предварительного сброса воды.

Сепаратор обеспечивает частичное обезвоживание нефти с содержанием газа не более 10 м³/м³ безводной нефти.

Производительность установки БАС – 1 – 100 по сырой нефти составляет 3000 т/сутки.

Производительность установки БАС – 1 – 200 по сырой нефти составляет 5000 т/сутки.

На рис. 6.12 приведена схема установки предварительного сброса воды типа УПС, разработанной ТатНИИнефтемашем совместно с СПКБ Нефтехимавтоматикой

Установка УПС – 2000/6

Эмульсия

Газ

Дренаж

Вода

Нефтьь

Газ

Нефтьь

A - A

Б - Б

1, 5, 6,7, 12 – перегородки; 2 – вертикальная труба; 3 – распределительный козырек; 4 – распределитель; 8. 10 – щели; 9 – сферическая перегородка; 11 – регулятор перепада давления; 13, 15 – регуляторы уровня; 14 – трубка гидростатического регулирования уровня.

Рис. 6.12

Сепарационные установки имеют несколько модификаций: УПС – 2000/6, УПС – 3000/6 и УПС – 10000/6, производительностью 2000, 3000 и 10000 т/сутки соответственно.

Установка УПС – 2000/6 состоит из одного моноблока, включающего газосепаратор, смонтированный на технологической ёмкости, которая разделена глухой сферической перегородкой на два отсека; приемный и водоотделительный.

Приёмный разделен на два отсека продольной перегородкой, в которой предусмотрена щель для измерения количества поступающей на установку продукции.

Для успокоения жидкости в одном из отсеков расположены две перегородки.

Жидкость в промывочный отсек поступает через перфорированный распределитель, выполненный в виде настила, далее жидкость через перегородки перетекает в отсек отстоя, в котором уровень раздела сред вода – нефть поддерживается трубкой гидростатического регулирования уровня.

Част водоотделительного отсека разделена перегородками на водосборную камеру и нефтяной отсек.

Отстоявшаяся эмульсия и отделившаяся вода через регуляторы уровня направляются соответственно на концевую ступень сепарации и очистные сооружения.

Отсепарированный газ, проходя через брызгоуловитель из колец Рашига, поступает в газовый коллектор.

Имеется модернизированный вариант установок УПС – 2000/6 и УПС – 3000/6, которые в настоящее время выпускаются как установки УПС – 3000/6М (16М) и УПС – 6300 (16М) – рис.6.13.

Установки спроектированы по одной технологической схеме, конструкции их пордобны и имеют унифицированну систему КИП и автоматики.

Различие состоит в объёмах технологических емкостей и диаметрах условных проходов запорно - регулирующей арматуры.

Эмульсия

Газ

Жидкость

Горячая вода

Вода

Нефтьь

Газ

Установки УПС – 3000/6М и УПС – 6300/6М

1 – сопло; 2 – нефтеразливная полка; 3 – каплеотбойник; 4 – регулятор давления; 5 – штуцеры выхода нефти; 6 – перфорированный трубопровод; 7 – входной распределитель; 8 – каплеобразователь; 9 – регулятор уровня; А и Б - отсеки

Рис. 6.13

Продукция скважин поступает в сепарационный отсек (А) по соплу и нефтеразливной полке, на которой основной объём газа отделяется от жидкой фазы.

Оставшийся газ через регулятор уровня отводится в отсек (Б), откуда через каплеотбойник и регулятор давления – в газовый коллектор.

Водонефтяная эмульсия из отсека (А) поступает в отсек (Б) через входной распределитель под действием перепада давления. Допустимый перепад давления между отсеками (А) и (Б) не более 0,2 МПа (в зависимости от длины петли каплеобразователя между отсеками).

Для интенсификация процесса отделения воды продукция предварительно смешивается с горячей водой, поступающей с установки термохимической подготовки нефти и содержащей остаточный деэмульгатор.

Трубопровод – каплеобразователь между отсеками (А) и (Б) изготавливают в виде петли определённой длины в зависимости от требуемого времени контакта эмульсии и горячей дренажной воды.

Иногда допускается работа установок без каплеобразователя при условии подачи горячей воды с установок подготовки нефти за 200 – 300 м до входа в технологическую ёмкость.

Отстоявшаяся вода отводится из аппарата через перфорированный трубопровод. Предварительно обезвоженная нефть выводится через штуцер на днище, который связан с перфорированной трубой, расположенной в верхней части ёмкости.

При работе в режиме полного заполнения (при незначительных газовых факторах) предварительно обезвоженную нефть отводят через верхний штуцер, связанный с перфорированной трубой, а штуцер на днище глушат.

Система контроля и управления осуществляет регулирование уровней нефть – газ; нефть – вода; давления в технологической ёмкости; сигнализацию предельных (аварийных) значений давления и уровня нефти; отключение установки при достижении аварийных уровней и давлений в ёмкости; измерение давления и температуры.

При параллельной работе допускается не более двух установок.

Технологические характеристики установок представлены в табл. 6.3.

Таблица 6.3

Технические характеристики установок

Показатели	УПС – 3000/6М	УПС – 6300/6М
Производительность, т/сутки Давление, МПа Газовый фактор, м³/м³ Обводнённость, % об. на входе на выходе Температура, ⁰С Объём технической ёмкости, м³ Температура окружающей среды, ⁰С Масса, кг	3000 Не более 0,6 До 120 До 90 До 20 16 – 50 100 От – 40 до + 50 До 29500	6300 Не более 0,6 До 120 До 90 До 20 16 – 50 200 От – 40 до + 50 До 43500

На рис. 6.14 приведена схема установки ОГ – 200 С СПКБ, предназначенной для окончательного обезвоживания нефти с отбором газа.

Однако, установка применяется и для предварительного сброса воды.

ГЖС

Нефть

Вода

A - A

Установка ОГ – 200 С СПКБ

1 – ввод газо – жидкостной смеси; 2 – сепаратор; 3 – сливная полка; 4 – предохранительный клапан; 5 – перегородка; 6 – сборник нефти; 7 – регулятор уровня вода – нефть; 8 – штуцер вывода пластовой воды; 9 – переливное устройство; 10 – штуцер для пропарки; 11 – штуцер для зачистки; 12 – распределитель эмульсии; 13 – регулятор уровня нефть – газ.

Рис. 6.14

Технологическая ёмкость аппарата имеет объём 200 м³ и разделена сплошной перегородкой гна газосепарационный и водоотделительные отсеки.

В газосепарационном отсеке имеется гидроциклонный сепаратор в котором отбирается основная часть газа. Оставшаяся часть газа отделяется в ёмкости газосепарационного отсека за счет гравитационных сил.

Дегазированная эмульсия через отверстия в нижней части перегородки направляется в распределитель представляющий собой две параллельно перфорированные трубы диаметром 426 мм каждая. Над трубами, перпендикулярно к ним, расположены угловые конструкции, предназначенные для более равномерного распределения эмульсии по объёму аппарата.

Эмульсия в аппарате проходит через слой воды и движется вертикально к расположенным в самой верхней части ёмкости перфорированным трубам для вывода частично обезвоженной нефти.

Отделившаяся вода проходит переливное устройство и через штуцер выводится из аппарата.

Производительность установки по жидкости 5000 – 7000 м³/сутки.

Содержание воды в частично обезвоженной нефти 3 – 5 % об. при исходной обводнённости сырья порядка 16 % об.

Газовый фактор на входе 4,2 – 5,4 м³/м³.

Температура процесса 28 ⁰С.

Расход деэмульгатора 11 – 15 мг/л.

На рис. 6.15 приведена схема установки ОГ – 200 П конструкции ВНИИНефтемаша и Гипротюменнефтегаза.

Установка ОГ – 200 П

Эмульсия

Вода

Нефть

Вода

Нефть

A - A

Вода

а)

б)

Газ

Вода

Газ

Нефть

а – конструкция аппарата; б – технологическая схема.

1 – распределитель жидкости; 2 – корпус аппарата; 3 – отвод нефти; 4 – штуцер для сброса воды; 5 – устройство предварительного отбора газа; 6 – устройство для разрушения эмульсии; 7 – аппарат ОГ-200П; 8 – буферная ёмкость; 9 – насос; 10 – ввод реагента деэмульгатора.

Рис. 6.15

Отличительной особенностью данной конструкции является наличие двойного распределителя жидкости, выполненного в виде двух горизонтальных труб диаметром 720 мм. Эти трубы проложены по всей длине ёмкости на высоте 1 м (считая от центра трубы до нижней образующей аппарата).

Частично обезвоженную нефть отбирают через двойные горизонтальные отводы, расположенные в двух верхних точках ёмкости, а воду сбрасывают через штуцер диаметром 300 мм, расположенный в конце аппарата.

Институтом СибНИИНП предложена технологическая схема частичного обезвоживания нефти на ДНС с использованием данного аппарата.

Газо – жидкостная смесь по сборному трубопроводу поступает в устройство предварительного отбора газа (УПО), где происходит основное отделение свободного газа в наклонном нисходящем трубопроводе.

Далее, обводнённая нефть направляется в устройство для разрушения эмульсии. В нём при определённом гидродинамическом режиме и времени контактирования с реагентом, подаваемом на входе УПО, происходит разрушение эмульсии.

Разрушенная эмульсия вводится через распределители в аппарат ОГ-200П, в котором происходит разделение нефти и воды.

Частично обезвоженная нефть в технологических схемах с ДНС направляется в ёмкость, из которой она насосом откачивается на ЦПС для окончательного обезвоживания.

В технологических схемах с КСП частично обезвоженная нефть из аппарата ОГ-200П непосредственно поступает на установку деэмульсации.

Дренажная вода не требует дополнительной сложной очистки и может быть использована для ППД.

Технические характеристики данной аппаратуры приведены в табл. 6.4.

Таблица 6.4

Технические характеристики установки ОГ – 200 П

Показатели	Значения
Рабочее давление, МПа Вода на входе, % масс. Вода на выходе, % масс. Расход деэмульгатора, мг/л Газовый фактор, м³/м³ Объём водоотделителя, м³	0,6 Свыше 30 5 – 10 15 – 30 60 – 80 200

На рис. 6.16 приведена схема установки для совместной подготовки нефти и воды конструкции Гипровостокнефти.

Вода

Нефть

Эмульсия

Вода

A - A

Установка для совместной подготовки нефти и воды

1 – корпус; 2 – поперечные перегородки; 3 – распределители; 4 – регулятор уровня вода – нефть; 5 – штуцер выхода воды; 6 – секция отстаивания; 7 – секция обезвоживания нефти и очистки воды; 8 – секция расслоения; 9 – продольные перегородки; 10 – отверстия для перетока.

Рис. 6.16

В конструкцию заложена технология, предусматривающая разделение эмульсии после её разгазирования и обработки деэмульгатором при динамическом отстаивании в течении 5 – 10 мин. с образованием двух потоков: частично обезвоженной эмульсии и загрязнённой сточной воды.

Затем, это потоки контактируют при их встречном гравитационном движении подачей потока частично обезвоженной эмульсии в слой воды, а потока загрязненной воды – в слой частично обезвоженной нефти.

Аппарат представляет собой горизонтальную цилиндрическую ёмкость, разделенную двумя близко расположенными поперечными перегородками на секции расслоения, обезвоживания и очистки воды, причем, первая занимает лишь 10 % общего объёма сосуда.

Продукцию скважин, предварительно отсепарированную и обработанную реагентом – деэмульгатором, вводят в секцию расслоения, где поток разделяется на нефтяную эмульсию и воду, требующую очистки.

Из секции расслоения по специальным каналам, образованным поперечными и продольными перегородками нефтяная эмульсия и отделившаяся вода попадают в нижнюю и верхнюю части секции обезвоживания и очистки воды.

Потоки распределяются по сечению аппарата для предотвращения образования застойных зон, обеспечения их вертикальности и, следовательно, максимального использования единицы объёма сосуда через безнапорные распределители.

Выйдя из них, нефтяная эмульсия и загрязненная вода контактируют при встречном капельном гравитационном движении. При этом, капли нефти, загрязняющие воду, соприкасаются с распределенным потоком всплывающей эмульсии, укрупняются, сливаются в поток, уменьшая содержание нефти в воде.

Дисперсные включения воды в эмульсии подвергаются воздействию потока осаждающей воды.

Процесс взаимоочистки идет почти по всей высоте аппарата. Восходящий поток нефти интенсифицирует очистку воды, а эффективность обезвоживания повышается за счет образования смеси в области контактирования с капельным фильтром.

Уровень раздела фаз нефть – вода в секции обезвоживания нефти и очистки воды поддерживается регулятором, а в секции расслоения устанавливается за счет разности высот столбов жидкости во второй секции и переточных каналах.

Частично обезвоженную нефть с содержанием воды до 10 % об. выводят из верхней части аппарата, а очищенную воду – через штуцер.

Характерно, что дополнительная подача в верхнюю часть аппарата загрязненной воды не ухудшает, а повышает эффективность обезвоживания нефти.

В пластовой воде содержание нефти составляет 19 – 30 г/м³. Это соответствует аналогичному показателю сточной воды, выделившейся при разрушении эмульсии. Дополнительная очистка воды при этом не требуется.

На рис. 6.17 приведена схема установки для предварительного обезвоживания нефти СибНИИНП.

Вода

Нефть

Г аз

Газ

Эмульсия

Установка для предварительного обезвоживания нефти

1 – газосепарационный отсек; 2, 3, 5 – вертикальные перегородки; 4 – регулятор уровня вода – нефть; 6 – регулятор уровня нефть – газ; 7 – патрубок для сброса воды; 8 – горизонтальная перегородка

Рис. 6.17

Аппарат предназначен для работы в условиях, когда возможно образование и отложение солей (карбонатов) на технологическом оборудовании, запарафинивание и значительный вынос механических примесей и шлама из систем сбора.

В этих случаях все рассмотренные выше конструкции аппаратов, оборудованные распределителями в виде перфорированных труб или лотков, становятся непригодными из – за быстрого забивания отверстий в процессе эксплуатации.

Данный аппарат работает следующим образом: водонефтяную эмульсию, разгазированную на предыдущей ступени и частично разрушенную обработкой реагентом с использованием специальных устройств, подачей рециркулируемой воды, нагревом и другими способами, подают в газосепарационный отсек в слой жидкости.

Здесь происходит отделение остаточного газа. Затем, эмульсия за счет разности уровней перетекает под вертикальной перегородкой в водоотделительный отсек, в котором водная зона отгорожена другой перегородкой для устранения возмущений, вносимых исходным потоком жидкости.

При движении разрушенной эмульсии в водоотделительном отсеке происходит отделение воды за счет гравитационных сил. Воду из аппарата выводят через патрубок, расположенный под горизонтальной перегородкой, предотвращающей унос нефти потоком воды.

Частично обезвоженная нефть переливается через третью вертикальную перегородку в буферный отсек, откуда её подают на дальнейшую подготовку.

Уровень воды в водоотделительном и уровень нефти в буферных отсеках поддерживают с помощью регуляторов.

Уровни нефти в газосепарационном и водоотделительном отсеках не требуют автоматического поддерживания, т.к. их постоянство обеспечивается вертикальными перегородками.

СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ

Общие сведения

Стабилизация нефтей – это удаление из них остаточного (после сепарации) количества легколетучих компонентов с целью получения продукта, пригодного для хранения и транспортирования без значительных потерь.

Сложность организации процесса стабилизации состоит в двух противоположных моментах:

- с одной стороны, необходимо максимально увеличить выход товарной нефти, что обусловлено высокими ценами на нефть;

- с другой стороны, необходимо удовлетворить требования нормативных документов, строго регламентирующих остаточное содержание легких компонентов в товарных нефтях.

Согласно действующего ГОСТ Р51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» степень стабилизации нефтей определяется с помощью показателя – давление насыщенных паров (ДНП), которое не должно превышать 500 мм.рт.ст.

P.S. Потери стабильной нефти на участке от товарного парка УКПН до сырьевого парка НПЗ не должны превышать 0,2 – 0,4 % масс.; а потери нестабильной нефти в этой же технологической цепочке могут достигать 1 – 10 % масс.

Основным фактором, определяющим выбор технологии стабилизации, является состав лёгкой части исходной нефти.

Для нефтей давление насыщенных паров которых определяется, в основном, содержанием метана и этана, отбор даже сотых долей % этих углеводородов приводит к резкому снижению ДНП.

Поэтому, для стабилизации подобных нефтей, как правило, хватает качественной сепарации, или «горячей» сепарации при температурах до 50 – 60 ⁰С на концевых ступенях или сепарации с использованием стабилизационной колонны.

На рис. 7.1 приведена типичная технологическая схема установки «горячей» сепарации.

Технологическая схема установки «горячей» сепарации

III

VII

VIII

1 – сепаратор первой ступени; 2 – сепаратор второй ступени; 3 – задвижка; 4 – насос; 5 – теплообменник; 6 – паровой подогреватель; 7- горячий сепаратор третьей ступени.

I – исходная нефть; II – отделившаяся свободная вода; III – газ первой ступени сепарации; IV – газ второй ступени сепарации; V – остатки свободной воды; VI – нефть на вторую ступень сепарации; VII – нефть после второй ступени сепарации; VIII – товарная нефть; IX – пар; Х – газ горячей ступени сепарации.

Рис. 7.1

Исходная нефть потоком I подаётся на первую ступень сепарации в трёхфазный сепаратор 1.

Газ первой ступени сепарации выводится с установки потоком III. Если давление сепарации не опускается ниже 16 атм., то газ первой ступени сепарации практически не содержит сероводорода; в противном случае газ при необходимости направляется на очистку.

Отделённая свободная вода потоком II выводится с установки.

Оставшаяся нефть потоком VI направляется в трёхфазный сепаратор второй ступени сепарации 2.

Газ второй ступени сепарации выводится с установки потоком IV на очистку от сероводорода в случае необходимости.

Отделённая свободная вода потоком V выводится с установки.

Оставшаяся нефть потоком VII забирается насосом 4 и прокачивается через теплообменник 5 и паровой подогреватель 6, после чего с температурой порядка 60 – 80 ^оС подаётся в горячий сепаратор третьей ступени 7.

Смесь выделившегося газа сепарации, сероводорода и паров лёгких углеводородов потоком Х выводится с установки на разделение.

Очищенная нефть отдает свое тепло в теплообменнике 5 и потоком VIII покидает установку.

На рис. 7.2 приведена типичная технологическая схема установки сепарации с использованием стабилизационной колонны.

III

VII

VIII

Технологическая схема установки сепарации со стабилизационной колонной

1 – сепаратор первой ступени; 2 – сепаратор второй ступени; 3 – колонна стабилизации; 4 – насос; 5 – теплообменник; 6 – холодильник; 7- газовый сепаратор.

I – исходная нефть; II – газ первой ступени сепарации; III – газ второй ступени сепарации; IV – отделившаяся свободная вода ; V – остатки свободной воды; VI – стабильная нефть; VII – хладоагент; VIII – газ третьей ступени сепарации; IX – бензин стабилизации; Х – пар; XI – горячая струя.

Рис. 7.2

Исходная нефть (поток I) традиционно пройдя 1-ю и 2-ю ступень сепарации, завершает свое разгазирование в колонне стабилизаторе 3.

Газы 1-ой и 2-ой ступени сепарации и попутная вода потоками II – V соответственно выводятся с установки.

Источником тепла в колонне является горячая струя, создаваемая с помощью насоса 4 и парового подогревателя 5.

Газы третьей ступени сепарации и отогнанные лёгкие углеводородные фракции уходят сверху колонны по шлемовой линии через водяной холодильник 6, после чего разделяются в газовом сепараторе 7 на газ третьей ступени сепарации и нестабильный бензин стабилизации (поток IX).

Стабильная нефть потоком VI покидает установку.

Основные недостатки рассмотренных схем сводятся к двум положениям:

Во – первых, совмещение третьей ступени сепарации со стабилизацией ведёт к уменьшению выхода нефти, ибо часть легких нефтяных фракций неизбежно отгонится вместе с газом 3 – й ступени и нестабильным бензином стабилизации.

Во – вторых, получаемый бензин стабилизации, в свою очередь, является нестабильным, а, значит, сложности при его транспортировании и хранении становятся неизбежными.

Но даже при этих недостатках подобные схемы все равно намного целесообразнее схем с «горячей» сепарацией, даже если в них используются самые современные сепараторы с многоступенчатым испарением и конденсацией, которые все равно уступают ректификационной колонне.

Для нефтей давление насыщенных паров которых определяется, в основном, остаточным содержанием пропана и бутана, а, иногда, и пентана стабилизации можно достичь только испаряя большое количество данных компонентов.

В этом случае уже не обойтись без применения ректификации не только по отношению к нефти, но и к бензину стабилизации.

На рис. 7.3 приведена типичная технологическая схема установки сепарации с использованием двух стабилизационных колонн.

Технологическая схема установки сепарации с двумя стабилизационными колоннами

III

VII

VIII

XII

XIII

XIV

XVII

XVI

1, 10, 11 – теплообменник; 2 – отстойник; 3, 12 – ректификационная колонна; 4, 6, 9, 13 – насос; 5 – печь; 7, 15 – АВО; 8, 16 – рефлюксная ёмкость; 14 – рибойлер.

I – исходная нефть; II – свободная вода; III – циркулирующая горячая нефтяная струя; IV – стабильная нефть; V – газо – паровая смесь из нефтяной колонны; VI – газ из рефлюксной ёмкости; VII – нефтяной рефлюкс; VIII – нефтяной конденсат; IX – горячий стабильный конденсат; Х – кубовый конденсат; XI – поток конденсата в рибойлер; XII – пары из рибойлера; XIII – пар; XIV – газо паровая смесь из конденсатной колонны; XV – ШФЛУ; XVI – конденсатный рефлюкс; XVII – сероводородный газ.

Рис. 7.3

Технологическая схема состоит из двух узлов: ректификации нефти и ректификации отогнанного конденсата.

Работа первого узла сводится к следующему:

Исходная смесь после традиционного разгазирования подогревается в теплообменнике 1 до необходимой температуры потоком стабильной нефти и после отделения в отстойнике 2 остатков свободной воды направляется в нефтяную стабилизационную колонну 3, где и происходит отгонка от нефти необходимого количества лёгких фракций.

Необходимое для этого тепло вносится в колонну с помощью циркулирующей горячей струи, создаваемой насосом 4, непрерывно прокачивающим нефть из колонны 3 через печь 5 с её возвращением в ту же колонну.

В результате, от нефти отгоняются легкие фракции, нефть становится стабильной и с помощью насоса 6 выводится с установки, предварительно отдав своё тепло в теплообменнике 1 исходному сырью.

Отогнанная газо – паровая смесь выводится сверху колонны по шлемовой линии и после конденсации и охлаждения в АВО 7 пос тупает в рефлюксную ёмкость 8, где и делится на газ и нестабильный бензин стабилизации.

Газ выводится с установки, а нестабильный бензин стабилизации с помощью насоса 9 направляется для собственной стабилизации на второй узел.

Работа второго узла сводится к следующему:

Нестабильный бензин предварительно подогревается в две стадии, сначала в теплообменнике 10 стабильным бензином, а затем в теплообменнике 11 циркулирующей горячей струёй; после чего подаётся непосредственно в колонну стабилизации бензина 12, где и происходит отгонка от бензина необходимого количества самых легких фракций.

Необходимое для этого тепло вносится в колонну с помощью циркулирующей горячей струи, создаваемой насосом (на схеме не показано), непрерывно прокачивающим бензин из колонны 12 через рибойлер 14, обогреваемый паром. В результате, часть бензина испаряется и в виде паров возвращается в ту же колонну не только принося необходимое тело, но и турбулизируя жидкость, что в значительной мере облегчает стабилизацию.

Часть бензина, оставшаяся в рибойлере в жидком виде, отдает свое тепло в теплообменнике 10 и сбрасывается в рефлюксную линию по которой уловленный в ёмкости 16 бензин возвращается в колонну 12.

В результате, от нестабильного бензина отгоняются самые легкие фракции, он становится стабильным и с помощью насоса 13 выводится с установки, предварительно отдав своё тепло в теплообменнике 10 исходному нестабильному бензину.

Отогнанная газо – паровая смесь выводится сверху колонны по шлемовой линии и после конденсации и охлаждения в АВО 15 поступает в рефлюксную ёмкость 16, где и делится на газ и так называемый конденсат, по сути представляющий собой наиболее легкую составляющую бензина ( в свою очередь не стабильный), известный как бензин марки «калоша».

Часть этого бензина в виде рефлюкса возвращается в колонну 12, для регулирования температуры верха; а часть выводится в виде товарного продукта.

Газ объединяется с газом из ёмкости 8 и выводится с установки.

В таблице 7.1 приведены, в качестве примера, данные о составе нефти до и после осуществления стабилизации.

Таблица 7.1

Пример стабилизации нефти

Компонентный состав, % об.	До стабилизации	После стабилизации
СН₄ С₂Н₆ С₃Н₈ С₄Н₁₀ С₅Н₁₂ С₆Н₁₄ С₇Н_16+высш.	0,6 2,3 2,7 2,3 3,6 7,0 81,5	- - Следы 2,0 4,2 7,4 86,4

После появления в нормативных документах ограничений на содержание в товарных нефтях сероводорода и других агрессивных компонентов, стабилизацию нефтей стали зачастую сочетать не только с разгазированием, но и одновременной очисткой от этих нежелательных компонентов.

На рис. 7.4 приведена технологическая схема многоступенчатой горячей сепарации с компримированием газа.

Схема установки многоступенчатой горячей сепарации с компримированием газа

III

VII

VIII

XII

XIII

XIV

XVI

XVII

XVIII

XIX

1- сепаратор первой ступени, 2 – сепаратор второй ступени, 3 – задвижка, 4 – нефтяной насос, 5, 14 – теплообменник, 6 – печь, 7 – сепаратор третьей ступени, 8, 19 – АВО, 9 – насос очищенной нефти, 10 – паро-газовый сепаратор первой ступени, 11, 21 – центробежный компрессор, 12 – паро-газовый сепаратор второй ступени, 13 – паро-газовый сепаратор третьей ступени, 15, 18 – паровой подогреватель, 16 – ректификационная колонна, 17 – конденсатный насос, 20 – рефлюксный сепаратор.

I – исходная нефть, II – свободная вода, III – газ первой ступени сепарации, IV – сырьё на вторую ступень сепарации, V – газ второй ступени сепарации, VI – разгазированная нефть, VII – очищенная нефть, VIII – паро-газовая смесь третьей ступени сепарации, IX – охлажденная паро-газовая смесь, Х – газ после первого газового сепаратора, XI – газ после второго газового сепаратора, XII – газ тетьей ступени сепарации с отделенным сероводородом, XIII – конденсат, XIV – конденсат после нагрева в теплообменнике, XV – пар, XVI – горячая циркулирующая конденсатная струя, XVII – газо –паровая смесь из ректификационной колонны, XVIII – бензин марки «калоша», XIX – рефлюкс, ХХ – сероводород.

Рис. 7.4

Исходная нефть потоком I подаётся на первую ступень сепарации в трёхфазный сепаратор 1, в котором при давлении не менее 16 атм и температуре порядка 30 ^оС происходит отделение свободной воды (поток II) и чистого (без сероводорода) газа первой ступени сепарации (поток III). Если давление на входе в установку менее 16 атм дополнительно устанавливается мультифазный насос, поджимающий исходную смесь до необходимого давления.

После первой ступени сепарации нефть подаётся на вторую ступень в двухфазный сепаратор 2, работающий при давлении порядка 6 – 8 атм. Выделяющийся газ (поток V) заражен сероводородом и выводится с установки на очистку.

Оставшаяся нефть потоком VI с помощью насоса 4 (или без него) прокачивается через теплообменник 5 и печь 6 и с температурой порядка 150 ^оС направляется в сепаратор третьей ступени 7, работающий практически при атмосферном давлении. В этих условиях из нефти выделяется практически весь сероводород (вместе с легкими бензиновыми фракциями), выводимый потоком VIII.

Таким образом, одновременно с очисткой от агрессивных компонентов, осуществляется стабилизация нефти.

Стабильная нефть отдаёт своё тепло в теплообменнике 5 и потоком VII покидает установку как товарный продукт.

Вся остальная часть схемы служит одной цели – выделить из парогазовой смеси стабильный бензин и вернуть его в нефть.

Для этого паро-газовую сероводородную смесь охлаждают в АВО 8 и потоком IX пропускают через три последовательно установленных газовых сепараторов 10, 12, 13 на паро-газовой линии между которыми установлены центробежные компрессора 11 и 21.

В результате в последнем сепараторе давление достигает 10 атм. а температура 30 ^оС. Водяное охлаждение после каждого компрессора на схеме не показано.

В подобных условиях пары бензина конденсируются, а оставшийся газ совместно с сероводородом потоком XII выводится с установки.

Весь сконденсировавшийся нестабильный бензин, содержащий значительное количество сероводорода, собирается вместе (соответствующее насосное оборудование на схеме не показано) и потоком XIII после подогрева в теплообменнике 14 и паровом подогревателе 15 направляется на очистку от сероводорода и стабилизацию в ректификационную колонну 16, работающую под давлением порядка 8 атм.

В кубовой части колонны с помощью насоса 17 и парового подогревателя 18 организована циркулирующая горячая струя для поддержания температуры низа колонны на уровне 80 – 100 ^оС.

Стабильный бензин выводится с низа колонны и после теплообменника 14 сбрасывается в товарную нефть.

Газо-паровая смесь с верха колонны подается в АВО 19 и после конденсации делится в рефлюксной ёмкости 20 на нестабильный бензин и остаточную смесь газа и сероводорода.

Смесь газа и сероводорода (поток ХХ) объединяется с потоком XII и выводится с установки. Нестабильный бензин частично направляется на орошение верха колонны для удержания температуры на уровне 40 ^оС (поток XIX), а частично выводится в качестве товарного продукта (поток XVIII).

На рис. 7.5 приведена технологическая схема стабилизации нефти методом отдувки без использования отдувочной колонны.

Схема установки стабилизации нефти методом отдувки без использования отдувочной колонны

III

VII

VIII

XII

1 – сепаратор первой ступени, 2 – сепаратор второй ступени, 3 – задвижка, 4 – насос, 5 – паровой подогреватель, 6 – сепаратор третьей горячей ступени, 7 – смеситель, 8 – дополнительный сепаратор.

I – исходная нефть, II – свободная вода, III – газ первой ступени сепарации, IV – нефть после первой ступени сепарации, V – газ второй ступени сепарации, VI – нефть после второй ступени сепарации, VII – пар, VIII – газ третьей ступени сепарации, IX – отдувочный газ, Х – смесь разгазированной нефти и отдувочного газа, XI – смесь отдувочного газа и сероводорода, XII – товарная нефть.

Рис. 7.5

Оставшаяся нефть потоком VI с помощью насоса 4 (или без него) прокачивается через паровой подогреватель 5 и с температурой порядка 40 - 60 ^оС направляется в горячий сепаратор третьей ступени 6, работающий практически при атмосферном давлении. В этих условиях из нефти выделяется основное количество сероводорода (вместе с легкими бензиновыми фракциями), выводимые потоком VIII.

Таким образом, одновременно с очисткой от агрессивных компонентов, осуществляется стабилизация нефти.

Для окончательной очистки нефть смешивается с отдувочным газом (поток IX) в смесителе 7 (эжектор) и направляется в дополнительный сепаратор 8 потоком Х.

Газ с примесью сероводорода выводится потоком XI, а товарная нефть потоком XII.

На рис. 7.6 приведена технологическая схема стабилизации нефти методом отдувки с использованием отдувочной колонны.

Схема установки стабилизации нефти методом отдувки с использованием отдувочной колонны

III

VII

VIII

XII

1 – сепаратор первой ступени, 2 – сепаратор второй ступени, 3 – задвижка, 4 – насос, 5 – паровой подогреватель, 6 – отдувочная колонна, 7 – дополнительный сепаратор.

I – исходная нефть, II – свободная вода, III – газ первой ступени сепарации, IV – нефть после первой ступени сепарации, V – газ второй ступени сепарации, VI – нефть после второй ступени сепарации, VII – пар, VIII – смесь отдувочного газа, сероводорода и бензиновых паров, IX – отдувочный газ, Х – отдутая нефть, XI – остатки отдувочного газа, XII – товарная нефть.

Рис. 7.6

Оставшаяся нефть потоком VI с помощью насоса 4 (или без него) прокачивается через паровой подогреватель 5 и с температурой порядка 40 - 60 ^оС направляется в отдувочную колонну. Навстречу нефти, стекающей вниз по специальной насадке подается отдувочный газ (поток IX). В этих условиях из нефти выделяется практически весь сероводород (вместе с легкими бензиновыми фракциями), выводимые потоком VIII. На один м³ нефти необходимо до 6 м³ отдувочного газа (н.у.).

Таким образом, одновременно с очисткой от агрессивных компонентов, осуществляется стабилизация нефти.

В качестве отдувочного газа может использоваться любой газ кроме воздуха, лишь бы он не содержал сероводорода. Идеально подходит технический азот, хотя можно использовать и газ первой ступени сепарации.

Отдутая нефть поступает в дополнительный сепаратор 7, где освобождается от следов отдувочного газа, выводимого потоком XI.

Товарная стабильная нефть выводится потоком XII.

На рис. 7.7 приведена технологическая схема стабилизации нефти методом вакуумирования.

III

VII

VIII

XII

Схема установки стабилизации нефти методом вакуумирования

1 – сепаратор первой ступени, 2 – сепаратор второй ступени, 3 – задвижка, 4 – насос, 5 – паровой подогреватель, 6 – вакуумный сепаратор, 7 – насос, 8 – эжектор, 9 – горячий сепаратор.

I – исходная нефть, II – свободная вода, III – газ первой ступени сепарации, IV – нефть после первой ступени сепарации, V – газ второй ступени сепарации, VI – нефть после второй ступени сепарации, VII – пар, VIII – нефть после вакуумного сепаратора , IX – газ из вакуумного сепаратора, Х – смесь газа и нефти после эжектора, XI – газ горячей сепарации, XII – товарная нефть.

Рис. 7.7

Оставшаяся нефть потоком VI с помощью насоса 4 (или без него) прокачивается через паровой подогреватель 5 и с температурой порядка 40 - 60 ^оС направляется в вакуумный сепаратор 6.

Для создания вакуума порядка 0,6 атм нефть из сепаратора 6 (поток VIII) с помощью насоса 7 прокачивается через эжектор 8, который и отсасывает оставшийся сероводород из нефти (поток IX); одновременно испаряются и самые легкие углеводородные фракции.

Таким образом, одновременно с очисткой от агрессивных компонентов, осуществляется стабилизация нефти.

В результате, образуется самостоятельная газо – паровая фаза.

Образовавшаяся газо нефтяная смесь Х направляется в горячий сепаратор 9, где все не успевшие вновь растворится газы и выводятся потоком XI.

Товарная стабильная нефть выводится потоком XII.

На рис. 7.8 приведена технологическая схема стабилизации нефти методом отпарки.

III

VIII

VII

XII

XIII

Схема установки стабилизации нефти методом отпарки

1 – сепаратор первой ступени, 2 – сепаратор второй ступени, 3 – теплообменник, 4 – отпарная колонна, 5, 7 – АВО, 6 – печь, 8 – рефлюксная ёмкость, 9 – насос.

I – исходная нефть, II – свободная вода, III – газ первой ступени сепарации, IV – нефть после первой ступени сепарации, V – газ второй ступени сепарации, VI – нефть после второй ступени сепарации, VII – циркулирующая горячая струя, VIII – очищенная нефть, IX – товарная нефть, Х – газо-паровая смесь, XI – газ третьей ступени, XII – рефлюкс, XIII – ШФЛУ.

Рис. 7.8

Исходная нефть потоком I подаётся на первую ступень сепарации в трёхфазный сепаратор 1, в котором происходит отделение свободной воды (поток II) и газа первой ступени сепарации (поток III), который может и не содержать сероводорода.

После первой ступени сепарации нефть подаётся на вторую ступень в двухфазный сепаратор. Выделяющийся газ (поток V) заражен сероводородом и выводится с установки на очистку.

Оставшаяся нефть потоком VI с помощью насоса (или без него) прокачивается через теплообменник 3 и с температурой порядка 40 - 60 ^оС направляется в отпарную колонну 4. В кубовой части которой с помощью насоса 9 и печи 6 организована циркулирующая горячая струя, поднимающая температуру куба до 80 – 100 ^оС.

В этих условиях весь сероводород испаряется и уходит вместе с остальными парами легких углеводородов сверху колонны потоком Х.

Таким образом, одновременно с очисткой от агрессивных компонентов, осуществляется стабилизация нефти.

Очищенная стабильная нефть отдаёт своё тепло в теплообменнике 3, охлаждается в АВО 5 и потоком IX покидает установку как товарная продукция.

Газо – паровая смесь конденсируется в АВО 7 и делится на газ третьей ступени сепарации с сероводородом и ШФЛУ в рефлюксной ёмкости 8.

Газ потоком XI выводится на очистку, а ШФЛУ частично возвращается на орошение верха колонны потоком XII, а частично выводится (поток XIII).

ОТБЕНЗИНИВАНИЕ ГАЗА

Общие сведения

Отбензинивание газа – это удаление из него остаточного (после сепарации) количества паров и туманов легколетучих углеводородных компонентов, способных перейти в жидкое состояние, с целью получения продукта, пригодного для транспортирования без образования жидкостных пробок.

Обычно это углеводороды С_3+высш., получившие название газовый бензин.

Сложность организации процесса отбензинивания состоит в нескольких противоположных моментах:

- с одной стороны, необходимо максимально увеличить выход отбензиненного газа, являющегося товарным продуктом;

- с другой стороны, необходимо удовлетворить требования нормативных документов, строго регламентирующих остаточное содержание газового бензина в товарном продукте; хотя его стоимость во много раз превышает стоимость не только товарного газа, но и, зачастую, товарной нефти;

- наконец, необходимо организовать отдельный транспорт газового бензина потребителям; а это при относительно небольших его количествах не всегда рентабельно, особенно при значительных расстояниях.

Так:

Согласно действующего ГОСТ 5542 - 87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально – бытового назначения» наличие в газе жидких углеводородов не допускается.

Согласно ОСТ 51.40 – 93 «Требования к физико – химическим показателям углеводородных газов, предназначенных к магистральному транспорту» количество паров тяжелых углеводородов нормируется по так называемой точке росы газа по углеводородам.

Точка росы газа по углеводородам – это максимальная температура, при которой для газа данного состава начинается переход углеводородов из газообразного состояния в жидкое при данном давлении.

Таким образом, каждый компонент имеет свою точку росы.

Так вот, для районов с умеренными климатическими условиями (согласно ГОСТа 20061) температура точки росы по углеводородам в период с 01.05 по 30.09 не должна превышать 0 ⁰С; и в период с 01.10 по 30.04 температура точки росы по углеводородам не должна превышать ту же величину.

А для районов с холодными климатическими условиями (согласно ГОСТа 20061) температура точки росы по углеводородам в период с 01.05 по 30.09 не должна превышать - 5 ⁰С; и в период с 01.10 по 30.04 температура точки росы по углеводородам не должна превышать – 10 ⁰С.

P.S. Усреднённое содержание конденсирующихся углеводородов в попутных газах различных регионов РФ приведено в табл. 8.1.

Таблица 8.1

Усреднённое содержание конденсирующихся углеводородов в попутных газах различных регионов РФ (г/м³ ст.ус.)

Регион	Ступень сепарации
Регион	1	2	3
Западная Сибирь Татарстан Башкортостан Чечня + Ингушетия Ставропольский край Дагестан Самарская область	300 450 450 230 170 140 425	480 600 - 400 470 820 620	1040 - - 1600 1100 - 1300

Из таблицы следует, что в отбензинивании, прежде всего, нуждаются газы концевых ступеней сепарации, а из них газы Кавказского региона и Самарской области.

P.S. S. Перед отбензиниванием газ должен быть освобожден от агрессивных примесей, а также высушен.

Существует несколько способов отбензинивания газа:

- абсорбционный;

- адсорбционный;

- низкотемпературный;

- компрессорный.

Абсорбционный метод

Абсорбция – это объёмное поглощение газов и паров жидкостью (абсорбентом) с образованием раствора.

Процесс обратный абсорбции называется десорбцией.

Различают физическую, химическую и так называемую промежуточную абсорбцию.

Физическая абсорбция связана с образованием физического раствора без химического взаимодействия поглощаемого компонента и растворителя.

Энергия взаимодействия поглощаемого компонента и растворителя никогда не превышает 20 кДж/моль поглощаемого вещества.

Химическая абсорбция (хемосорбция) связана с протеканием определённых химических реакций между поглощаемым компонентом и абсорбентом.

Энергия взаимодействия в этом случае всегда более 25 кДж/моль поглощаемого вещества.

Промежуточная абсорбция протекает с образованием между молекулами поглощаемого компонента и растворителя слабых координационных связей (например, водородных).

Энергия взаимодействия в этом случае находится в пределе 20 - 30 кДж/моль поглощаемого вещества.

При физической абсорбции поглощающая способность абсорбента (разумеется, при достижении равновесия) определяется константой фазового равновесия.

Чем она меньше, тем лучше поглотительные возможности растворителя.

Константа фазового равновесия, в свою очередь, (как уже сообщалось) является функцией прежде всего давления и температуры.

С ростом давления растворимость любого компонента увеличивается.

С ростом температуры растворимость плохо растворимых компонентов увеличивается (за исключением водных растворов), а растворимость хорошо растворимых веществ уменьшается.

При химической абсорбции поглощающая способность абсорбента (разумеется, при достижении равновесия) определяется константой равновесия конкретной химической реакции.

Константа равновесия химической реакции подчиняется принципам Ля – Шателье.

Поскольку поглощение идёт с уменьшением объёма, то с ростом давления растворимость любого компонента увеличивается.

Поскольку хемосорбция может идти как с выделением, так и с поглощением тепла, причём, в гораздо больших количествах, чем при физической абсорбции, то с ростом температуры растворимость будет уменьшаться, если реакция идёт с выделением тепла, и, наоборот, будет возрастать, если реакция идёт с поглощением тепла.

Кроме того, при хемосорбции особую роль приобретает состав исходной смеси.

Если в ней присутствует ингибитор или катализатор данной реакции, то их наличие может привести либо к полному прекращению реакции, либо к её стремительному протеканию.

С точки зрения термодинамики химическая абсорбция особо выгодна для удаления из газа компонентов с малыми концентрациями, в то время как для грубой очистки пригодны оба метода.

Абсорбцию, как правило, осуществляют в виде абсорбционно – десорбционного цикла (рис. 8.1).

Технологическая схема абсорбционно – десорбционного цикла

4(5)

VI(IV)

III

III-a

VII

VIII

1 – абсорбер; 2 – теплообменник; 3 – десорбер; 4 – нагреватель; 5 –холодильник; 6 – сепаратор.

I – газ на отбензинивание; II – отбензиненный газ; III – свежий абсорбент; III – a – насыщенный абсорбент; IV – теплоноситель; V – отдувочный газ; VI – хладоагент; VII – отогнанный компонент; VIII – орошение.

Рис. 8.1

Однако, стадия десорбции может и отсутствовать, если в результате абсорбции получают готовый продукт, готовый к реализации; или если регенерация поглотителя невозможна (разомкнутый цикл).

При этом, чем выше циркуляция поглотителя, тем меньше размеры абсорбера, но выше эксплуатационные расходы и побочное поглощение из газа нецелевых компонентов.

Для снижения этих расходов поглотитель может подаваться в абсорбер различной степени регенерированности в разные точки, соответственно; и, естественно, отбираться из десорбера из разных точек.

Регенерация абсорбентов, как правило, проводится либо снижением давления, либо подогревом, либо отдувкой плохо растворимым газом.

Физическую абсорбцию осуществляют, как правило, при температуре приходящего газа 20 – 40 ⁰С или при специально пониженных температурах. Т.к. при этом, повышается селективность процесса. Кроме того, при пониженных температурах уменьшаются потери растворителя.

Дата добавления: 2018-04-15; просмотров: 1216; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 3 4 5 6 7 8 91011 12 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!