Oil and Gas conditioning and facilities

Question 1

Дать определения сырой и товарной нефти

Answer 1

КлассыТипыГруппыВиды

К:

Малосернистая

Сернистая

Высокосернистая

Особо высокосернистая >3.5%

Т:

0, 1, 2, 3, 4

0 - 3

1 - 830-850

2 - 850-870

3 - 870-895

4 - >895

Те, которые на экспорт еще парафина

Г:

(фото)

В: Делят по массовой доли сероводорода и (метил-этил меркаптанов), все в млн^-1

1 - 20 (40)

2 - 50 (60)

3 - 100 (100)

Question 2

Нарисуйте принципиальную схему сбора и подготовки скважинной продукции.

Answer 2

Question 3

Принцип работы АГЗУ

Answer 3

Установки предназначены для периодического определения по программе количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, и контроля их работы на нефтяных месторождениях. Эксплуатационное назначение установок заключается в обеспечении контроля за технологическими режимами работ нефтяных скважин.

При помощи ПСМ продукция одной скважины через фильтр направляется в камерный преобразователь счетчика СКЖ, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. Жидкость, измеренная преобразователем, также направляется в общий трубопровод.

Преобразователь выдает импульсы на блок электронный БЭСКЖ, где они преобразуются в единицу массы – килограммы.

Question 4

Трубопроводы нефти и газа.

Answer 4

1) Выкидные (скважина - АГЗУ)
2) Нефтегазосборные (до ЦПС)
3) Для транспорта обводненной или безводной нефти
4) Для транспорта от ЦПС до магистрали
5) Газопроводы до ЦПС
6) После Цпс до магистрали

ÒПо величине напора:

Ò- высоконапорные – выше 2,5 Мпа;

Ò- средненапорные – 1,6-2,5 Мпа;

Ò- низконапорные – до 1,6 Мпа;

Ò- безнапорные (самотечные).

ÒПо типу укладки:

Ò- подземные;

Ò- наземные;

Ò- подвесные;

Ò- подводные.

Ò

ÒПо гидравлической схеме:

Ò- простые, то есть не имеющие ответвлений;

Ò- сложные, то есть имеющие ответвления или переменный по длине расход, или вставку другого диаметра, или параллельный участок, а также кольцевые.

Ò

ÒПо характеру заполнения сечения:

Ò- трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жидкостью;

Ò- трубопроводы с неполным заполнением сечения.

Ò

ÒПолное заполнение сечения трубы жидкостью обычно бывает в напорных трубопроводах, а неполное может быть как в напорных, так и в безнапорных трубопроводах. С полным заполнением сечения жидкостью чаще бывают нефтепроводы, транспортирующие товарную нефть, то есть без газа, и реже – выкидные линии. Нефтесборные коллекторы обычно работают с неполным заполнением сечения трубы нефтью, так как верхняя часть сечения коллектора занята газом, выделившимся в процессе движения нефти.

Ò

Question 5

Дожимные насосные станции. Назначение и принцип работы.

Answer 5

Дожимная насосная станция (сокр. ДНС) — технологическая часть системы сбора нефти и газа на промыслах и их последующей транспортировки.

Оборудование ДНС, прежде всего насосы, сообщает нефти и газу дополнительный напор, необходимый для их транспортирования в направлении высоконапорных участков через системы сбора и подготовки.

Выполняют также функцию сепарации.

Question 6

Центральный пункт сбора. Назначение и принцип работы.

Answer 6

Центральный пункт сбора (ЦПС) -предназначен для сепарации нефти и газа, обезвоживания , обессоливания и стабилизации нефти с целью обеспечения максимального выхода товарной нефти, сокращения ее потерь при транспорте, очистки пластовых и других сточных вод и подачи их на сооружения по поддержанию пластового давления, первичной подготовки газов концевых ступеней к транспорту, а также для перекачки и учета товарной нефти в общей системе сбора и подготовки нефти, газа и воды к транспорту и использованию.

Question 7

Установка предварительного сброса воды. Назначение и принцип работы.

Answer 7

УПСВ (установка предварительного сброса воды) — установка для отделения от нефти пластовой воды и попутного газа, а также подогрев нефти и приращение удельной энергии потока добываемой нефти(дожим) до следующей системы подготовки нефти.

Question 8

Установка подготовки нефти. Назначение и принцип работы.

Answer 8

Установка подготовки нефти предназначена для приема продукции нефтяных скважин, ее предварительного разделения на нефть, попутный нефтяной газ и пластовую воду и последующей подготовки нефти до товарного качества.

Кроме того, на УПН происходит учет товарной нефти, учет и утилизация попутного газа, откачка товарной нефти в трубопровод.

Question 9

Установка подготовки газа. Назначение и принцип работы

Answer 9

Установка комплексной подготовки газа (УКПГ) представляет собой комплекс технологического оборудования и вспомогательных систем, обеспечивающих сбор и обработку природного газа и газового конденсата. Товарной продукцией УКПГ являются: сухой газ газовых месторождений, сухой отбензиненный газ газоконденсатных месторождений, газовый конденсат.

Question 10

Назначение факельной системы

Answer 10

Факельная установка предназначена для утилизации горючих паров или газов, также используется для сброса и последующего сжигания углеводородов, получаемых при нарушении технологического режима.

Такие нарушения могут быть обусловлены отказами электроснабжения, неисправностью оборудования или пожаром на заводе.

Область применения ФУ: нефтегазодобывающая, нефтехимическая, нефтеперерабатывающая, химическая и другие отрасли промышленности.

Факельные установки бывают: общезаводские , в которых сжигают близкие по составу газовые выбросы (например, углеводороды) с различных производств предприятия, и специальные (в составе отдельных технологических установок или производств).

Question 11

Основные проблемы обустройства месторождений.

Answer 11

при обустройстве месторождения учитываются природно-климатические характеристики, инженерно-геологические условия.

Размещение производственных и вспомогательных зданий и сооружений необходимо производить по их функциональному и технологическому назначению с учетом взрывной и пожарной опасности. При размещении сооружений негртедобычи на прибрежных участках водоемов планировочные отметки площадок принимаются на 0,5 м выше наивысшего горизонта вод с вероятностью его превышения один раз в 25 лет (устья скважин, ГЗУ) и один раз в 50 лет (КС, ЦПС, ДНС, УПС).

Природоохранные мероприятия и элементы ОВОС присутствуют в нормативных документах по освоению месторождений. Однако при сложившейся практике взаимодействия участников разработки месторождений типовые природоохранные проблемы решаются не превентивным образом, а по мере их возникновения. Существует закономерность - чем в более удаленном месте расположено месторождение, тем менее жесткие экологические ограничения к нему предъявляются и тем больший экологический ущерб наносится ОС.

Во избежание социально-экологических проблем на поздних стадиях нефтедобычи уже при проектировании освоения месторождений следует проводить консультации со всеми заинтересованными организациями и лицами. Эксплуатация нефтепромыслов наносит вред ОС независимо от конструктивных особенностей сооружений и объемов добываемых УВ. Проведение дорогостоящих экологических мероприятий должно проводиться своевременно (ликвидация скважин, амбаров-накопителей, рекультивация земель), а не отодвигаться на неопределенный срок.

Технологическая безопасность работы сооружений в цепочке “добыча - сбор - подготовка - транспортировка” во многом обеспечивается равномерностью отработки запасов нефти. Для этого необходимо располагать достоверной информацией о распределении энергетического потенциала залежи, который отражается с помощью карт изобар. Здесь принципиально важным является выбор схемы кустования скважин. Известно, что чем крупнее кустовые площадки, тем дороже бурение скважины, поскольку необходимы большие отходы забоев от вертикали (до 2-4 км и более). Однако при этом сокращается стоимость коридоров коммуникаций и повышается степень экологической безопасности промысла в целом.

Проблемы, связанные с многолетнемерзлыми поро- дами

Question 12

сравнительная характеристика одно- и многоступенчатой сепарации нефти.

Answer 12

При сепарации газа от нефти на нефтяных месторождениях и газа от конденсата на газоконденсатных месторождениях возникает вопрос: что выгоднее для получения жидких углеводородов и нефти – многоступенчатая (5-7 ступеней) или трехступенчатая сепарация?

Например, при многоступенчатой сепарации нефти, применяемой, как правило, при высоких давлениях (3,93-7,86 МПа) на устьях скважин, в результате незначительного понижения давления на каждой ступени происходит постепенное выделение газовой фазы (вначале газов, обладающим высоким давлением насыщенных паров азота, метана, этана, частично С3), а в нефти остаются углеводороды, обладающие меньшим давлением насыщенных паров: бутаны и более тяжелые.

Если при том же высоком начальном устьевом давлении применить трех- или двухступенчатую сепарацию, то в результате резкого снижения давления в сепараторах будет интенсивно выделяться газовая фаза, и вместе с легкими углеводородами в газовую фазу из нефти перейдет большое количество тяжелых углеводородов: С3-С5.

Таким образом, если сравнить многоступенчатую сепарацию с трехступенчатой по выходу нефти, то выход товарной нефти увеличится на 1,5-3,0% масс. за счет сохранения в нефти углеводородов С3-С5. При этом она становится менее плотной и вязкой.

Таким образом, по выходу нефти многоступенчатая (5-7 ступеней) сепарация более эффективна, чем одно-, двухступенчатая. Однако, если многоступенчатая сепарация будет применяться в негерметичных системах сбора и транспорта, легкие углеводороды, оставленные в нефти, будут постепенно испаряться из нее, и эффект сепарации будет сведен к нулю.

При многоступенчатой сепарации газ первых ступеней может перемещаться к потребителю под собственным давлением. При этом в газе уменьшается содержание тяжелых компонентов (С5), что уменьшает вероятность выпадения конденсата при транспортировке.

Так как углеводороды С4 и частично С3 остаются в нефти, то уменьшается количество газа, отделяемого от нефти.

Поэтому с точки зрения экономии металла, удобства обслуживания и наличия поблизости от месторождения ГПЗ целесообразно во всех случаях применять трехступенчатую сепарацию. Выделившийся на первой ступени сепарации газ под собственным давлением направляется на местные нужды в котельные, для отопления жилых и производственных зданий и т.п. Газ же, получаемый на второй и третьей ступенях сепарации, будет жирным, поэтому он вначале направляется на компрессорную станцию, а после сжатия в компрессорах – на ГФУ или ГПЗдля отделения пропан-бутановой фракции.

Question 13

Условия образования дисперсной системы. Дисперсионная среда. Дисперсионная фаза.

Answer 13

Диспе́рсная систе́ма — это образования из двух или большего числа фаз (тел), которые практически не смешиваются и не реагируют друг с другом химически. Первое из веществ (дисперсная фаза) мелко распределено во втором (дисперсионная среда). Дисперсная фаза, совокупность мелких однородных твёрдых частиц, капелек жидкости или пузырьков газа, равномерно распределённых в окружающей (дисперсионной) среде. Дисперсная фаза и дисперсионная средаобразуют дисперсные системы

• Жидкость, в которой распределены глобулы, называются дисперсионной средой или внешней фазой.
• Жидкость, которая распределена в дисперсионной среде, называется дисперсной или внутренней фазой.
• Условием образования дисперсной системы является практически полная или частичная нерастворимость вещества дисперсной фазы в среде. Поэтому вещества, образующие различные фазы, должны сильно различаться по полярности. Наибольшее распространение получили эмульсии, в которых одной из фаз является вода

Question 14

16 Причины образования водонефтяных эмульсий.

Answer 14

• Большинство исследователей считает, что в пластовых условиях диспергирование (дробление) газонефтеводяных систем практически исключается. Глубинные пробы жидкости, отобранные у забоя скважины, как правило, состоят из безводной нефти и воды, в то время как на поверхности отбирают высокодисперсную эмульсию.
• На глубине 2000 м и при давлении 20 МПа одна объемная часть нефти в состоянии растворить до 1000 объемных частей газа.
• При подъеме нефти и понижении давления газ выделяется с такой энергией, что ее вполне достаточно для диспергирования пластовой воды.

Стойкость эмульсий зависит от способа добычи нефти

Question 15

Типы эмульсий и их свойства

Answer 15

• Первый тип – прямые эмульсии, когда капли нефти (неполярная жидкость), являются дисперсной фазой и распределены в воде (полярная жидкость) – дисперсионной среде. Такие эмульсии называются «нефть в воде» и обозначаются Н/В.
• Второй тип – обратные эмульсии, когда капельки воды (полярная жидкость) – дисперсная фаза – размещены в нефти (неполярная жидкость), являющейся дисперсионной средой. Такие эмульсии называются «вода в нефти» и обозначаются В/Н.
• Множественная эмульсия – это такая система, когда в сравнительно крупных каплях воды могут находиться мелкие глобулы нефти, или в крупных каплях нефти находятся мелкие глобулы воды. Дисперсная фаза сама является эмульсией, и может быть как прямого, так и обратного типа. Такие эмульсии обычно имеют повышенное содержание механических примесей. Они образуются в процессе деэмульсации нефти и очистки сточных вод на границе раздела фаз нефть-вода и составляют основу так называемых ловушечных (или амбарных) нефтей, чрезвычайно плохо разрушаемых известными методами. Поэтому в настоящее время актуальна разработка эффективных методов разрушения множественных нефтяных эмульсий.

Question 16

Поверхностное натяжение. Явление смачиваемости. Краевой угол смачивания.

Answer 16

• Энергия, затраченная на образование эмульсии, концентрируется на границе раздела фаз в виде свободной поверхностной энергии и называется поверхностным (или межфазным) натяжением, σ. Капли жидкой дисперсной фазы при этом приобретают сферическую форму, т.к. сфера обладает наименьшей поверхностью при данном объеме.
• Сма́чивание — физическое взаимодействие жидкости с поверхностью твёрдого тела или другой жидкости.
• Степень смачивания характеризуется углом смачивания. Угол смачивания (или краевой угол смачивания) — это угол, образованный касательными плоскостями к межфазным поверхностям, ограничивающим смачивающую жидкость, а вершина угла лежит на линии раздела трёх фаз. Измеряется методом лежащей капли

Question 17

Дисперсность. Что является мерой дисперсности.

Answer 17

• дисперсность – это степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсионной среде. От дисперсности зависят многие другие свойства эмульсий. Мерой дисперсности является удельная межфазная поверхность: Sуд=S/V
• • отношение суммарной поверхности капелек к общему их объему (при диспергировании – поверхность S увеличивается, а объем системы V не изменяется).
• Таким образом дисперсность – это величина обратная диаметру капли : D~1/d, где d – диаметр капли.
• Промысловые эмульсии никогда не бывают монодисперсны. Они всегда полидисперсны, т.е. содержат капли дисперсной фазы разных диаметров.

Question 18

Вязкость нефтяной эмульсии. Факторы, влияющие на численное значение вязкости.

Answer 18

• Знание вязкости необходимо при проектировании промысловых трубопроводов, по которым нефть со скважин перекачивается на установку ее подготовки, а также при выборе отстойной аппаратуры и режима ее работы. Вязкость нефтяной эмульсии не является аддитивным свойством, т.е. не равна сумме вязкости нефти и воды. Вязкость сырой нефти (т.е. нефти, содержащей капельки воды) зависит от многих факторов: количества воды, содержащейся в нефти; температуры, при которой получена эмульсия; присутствия механических примесей (особенно сульфида железа FeS) и рН воды. Причем, дисперсность и содержание воды в эмульсии в процессе сбора продукции непрерывно изменяются. Кроме того, нефтяные эмульсии, как и парафинистые нефти, является неньютоновской жидкостью, поэтому их вязкость при движении по трубопроводам будет зависеть от градиента скорости
• увеличение содержания воды в нефтяной эмульсии до определенного предела увеличивает кажущуюся вязкость μ_Э^* эмульсии, а, следовательно, и увеличивает энергетические затраты на перекачку такой эмульсии.
• Критическая концентрация воды W_крназывается точкойинверсии. В точке инверсии происходитобращение фаз и дисперсная фаза (вода) становится дисперсионной средой, а дисперсионная среда (нефть) – дисперсной фазой. Т.е. эмульсия меняет свой тип с В/Н на тип Н/В.

Question 19

Плотность эмульсии. Электрические свойства эмульсии.

Answer 19

• Плотность эмульсии – величина почти аддитивная, поэтому рассчитывается относительно легко исходя из значений плотностей нефти и воды с учетом их процентного содержания:
• ,
• где r_Э, r_Н, r_В – соответственно плотности эмульсии, нефти и воды;
• g – массовая доля воды в эмульсии:
• ,
• где g_o – массовая доля чистой воды в эмульсии;
• Х – содержание растворенных солей в воде, % масс.
• Если известна плотность пластовой воды, плотность добываемой нефти и плотность образованной эмульсии, то обводненность можно определить:
• • , % масс.
• Нефть и вода в чистом виде – диэлектрики. Однако даже при незначительном содержании в воде растворенных солей или кислот электропроводность ее увеличивается в десятки раз.
• Поэтому электропроводность нефтяной эмульсии обусловливается не только количеством содержащейся воды и степенью ее дисперсности, но и количеством растворенных в этой воде солей и кислот.
• Экспериментально установлено, что в нефтяной эмульсии, помещенной в электрическое поле, диполи воды ориентируются вдоль его силовых линий. Это приводит к резкому увеличению электропроводности эмульсий.
• Свойство капель воды в эмульсиях располагаться вдоль силовых линий электрического поля послужило основой использования электрических полей для разрушения эмульсий типа В/Н в процессе подготовки нефтей.

Question 20

Устойчивость дисперсных систем.

Answer 20

• Седиментационной называется устойчивость дисперсной фазы по отношению к силе тяжести, т.е. это способность системы противостоять оседанию или всплыванию частиц (глобул) дисперсной фазы под действием сил тяжести.
• Для разбавленных систем кинетическая устойчивость может оцениваться, как величина обратная скорости оседания (или всплывания) частиц дисперсной фазы:
• где W_r – скорость оседания частиц дисперсной фазы;
• r – радиус частиц;
• ρ_B-ρ_H – разность плотностей дисперсной фазы и дисперсионной среды, кг/м³;
• ν – кинематическая вязкость, м²/с;
• g - ускорение свободного падения, м/с².
• Из уравнения следует, что чем выше вязкость дисперсионной среды, меньше разность плотностей эмульгируемых сред и радиус глобул воды (частиц дисперсной фазы), тем выше кинетическая устойчивость эмульсий.
• Агрегативная устойчивость – это способность системы к сохранению дисперсности и индивидуальности частиц дисперсной фазы.
• Если частицы дисперсной фазы (глобулы воды) при столкновении друг с другом или границей раздела фаз слипаются под действием сил молекулярного притяжения (т.е. ван-дер-ваальсовых сил), образуя, более крупные агрегаты, такой процесс называется коагуляцией.
• В таких агрегатах частицы еще сохраняются как таковые какое-то время, затем самопроизвольно сливаются с уменьшением поверхности раздела фаз

Question 21

ПАВ. Назначение.

Answer 21

• Т.к. неустойчивость эмульсий связана прежде всего с избытком межфазной свободной энергии, то эмульгаторами должны быть вещества, снижающие σ на границе раздела фаз .
• Такие вещества называются поверхностно-активными (ПАВ).
• В процессе перемешивания нефти с пластовой водой и образования мелких капелек воды, частицы эмульгатора адсорбируются на поверхности этих капелек (или, как принято говорить, на поверхности раздела фаз) и образуют пленку (оболочку), препятствующую слиянию капелек при столкновении. Таким образом ПАВ создают структурно-механический барьер.
• Т.е. эмульгаторы, снижая поверхностное натяжение, придают системе некоторую кинетическую устойчивость.

Question 22

Методы разрушения эмульсий.

Answer 22

• К УПН эмульсия должна подойти подготовленной к расслоению, т.е. быть агрегативно неустойчивой. Условно можно выделить 4 группы методов разрушения нефтяных эмульсий:
• механические;
• химические;
• электрические;
• термические.
• Каждый из методов приводит к слиянию и укрупнению капель воды, что способствует более интенсивной потере агрегативной устойчивости и расслоению эмульсии.
• Выбор метода определяется типом нефтяной эмульсии и ее стойкостью.
• Устойчивость нефтяных эмульсий определяется образованием на поверхности капель дисперсной фазы адсорбционных оболочек с высокой структурной вязкостью из высокомолекулярных ПАВ, присутствующих в нефти и воде – природных эмульгаторов.
• Для разрушения нефтяных эмульсий необходимо разрушить структурно-механический барьер на поверхности капель.
• Разрушить такой барьер можно введением в систему более поверхностно-активных веществ, чем природные эмульгаторы. Такие вещества называются реагентами-деэмульгаторами.
• По типу гидрофильных групп различают ионогенные и неионогенные деэмульгаторы (ДЭ).

Question 23

Критерии выбора деэмульгатора

Answer 23

• Лучшим для конкретной нефтяной эмульсии считается тот деэмульгатор, который при минимальной температуре обработки и расходе быстрее обеспечит максимальную глубину обезвоживания и обессоливания нефти.
• Производственными показателями эффективности деэмульгатора являются:
• • его расход;
• • качество подготовленной нефти: содержание остаточных хлористых солей, воды и механических примесей;
• • минимальная температура и продолжительность отстоя нефти;
• • качество деэмульгированной воды, т.е. содержание в ней нефти.
• Деэмульгатор не должен приводить к повышению скорости коррозии внутренней поверхности труб, т.е. должен обладать определенными ингибирующими свойствами или сочетаться с добавками соответствующих ингибиторов коррозии.
• Единственным способом выбора оптимального деэмульгатора является экспериментальная проверка деэмульгирующей способности на модельной эмульсии.

Question 24

Сравнительная характеристика видов деэмульгаторов.

Answer 24

Question 25

Деэмульгирование под действием электрического тока.

Answer 25

Question 26

Факторы, влияющие на отстой эмульсии в электрическом поле.

Answer 26

ÒЭлектрическое поле можно использовать, когда требуется разделить две фазы, одна из которых – дисперсионная среда – не проводит электрический ток, а другая – дисперсная фаза – электропроводна, т.е. оно применимо только к эмульсиям типа В/Н.

Ò1. При повышении температуры: (исходя из формулы Стокса)

Ò- Снижается вязкость дисперсионной среды и тем облегчается осаждение частиц дисперсной фазы;

Ò- Снижается устойчивость нефтяных эмульсий;

Ò- Увеличивается разность плотностей частицы и среды.

Ò

ÒНо при повышении температуры увеличивается электропроводность среды, что может привести к нарушению электрического режима в аппарате, к увеличению давления насыщенных паров. Следовательно, процесс необходимо проводить в аппаратах, рассчитанных на повышенное давление.

Ò2. Напряженность электрического поля – отношение напряжения на электродах к расстоянию между ними, т.е. градиент поля, В/см (один из наиболее важных факторов).

ÉНапряженность поля между электродами определяется:

Ò- Напряжением, приложенным к электродам;

Ò- Расстоянием между электродами;

Ò- Формой электродов.

ÒE=U/l, где

ÒU – напряжение, В;

Òl – расстояние, между электродами, см.

ÒГрадиент поля, который необходимо создать между электродами, зависит от количества отделяемых примесей, желаемой степени очистки, свойств нефти и воды, разности их плотностей, вязкости, производительности аппарата, конструкции электродов.

ÒГрадиент тем больше, чем больше примесей, выше степень очистки, больше вязкость продукта.

ÒВзаимодействие между каплями воды можно увеличить, если повысить напряженность поля Е, т.к. при этом растет поляризация капель и силы дипольного притяжения увеличиваются пропорционально Е2.

ÒОднако при чрезмерном повышении напряженности поля возможно электрическое диспергирование капель. По мере роста Е длина капли увеличивается и при достижении критической напряженности происходит ее диспергирование на множество мельчайших капель радиусом 10-7 – 10-8 см (0.1 – 0.01 мкм).

ÒКритическая напряженность поля Екр определяется по уравнению:

ÒЕкр=АÖ2s/(ed),

Òгде s - поверхностное натяжение;

Òd – диаметр капли;

Òe - диэлектрическая проницаемость среды;

ÒА – коэффициент пропорциональности (зависит от концентрации эмульсии).

ÒВ электродегидраторах должно выполняться условие Е< Екр, в противном случае необходимо либо уменьшить напряжение на электродах, либо увеличить расстояние между ними.

Question 27

Назначение и принцип работы электродегидратора.

Answer 27

Question 28

Механические методы разрушения эмульсий.

Answer 28

ÒОтстаивание

Ò- Применимо к свежим нестойким эмульсиям, способным расслаиваться на нефть и воду вследствие разности плотностей компонентов, составляющих эмульсию.

Ò- чем меньше частицы дисперсной фазы и разность плотностей воды и нефти и чем больше вязкость среды, тем медленнее протекает процесс расслоения.

ÒНагрев эмульсии при отстое ускоряет их разрушение, т.к. при этом уменьшается прочность бронирующих оболочек, увеличивается интенсивность движения, увеличивается частота столкновения глобул воды, уменьшается вязкость среды и увеличивается разность плотностей.

ÒХолодный отстой нефтяных эмульсий осуществляется под давлением с обращением фаз и, как правило, с предварительной обработкой деэмульгатором. Подача в эмульсию деэмульгатора и пластовой воды вызывает инверсию фаз и разложение эмульсии на нефть и воду. Инверсия фаз выгодна, т.к. частицы нефти двигаются в среде меньшей вязкости (вода), чем в противном случае, когда пришлось бы каплям воды оседать в более вязкой среде – нефти.

ÒЦентрифугирование

ÒВ центрифуге частицы, перемещаясь в радиальном направлении, имеют переменный радиус вращения R, а, следовательно, на них действует переменная величина центробежной силы. Поэтому, по мере удаления частицы от оси вращения, скорость осаждения ее возрастает.

Ò

Ò

ÒТаким образом, центробежная сила, действующая на частицу, может быть больше силы тяжести во столько раз, во сколько ускорение центробежной силы больше ускорения свободного падения. Отношение этих ускорений называется фактором разделения Кр.

ÒЗначение Кр для центрифуг ~ 3000, т.е. движущая сила процесса осаждения в центрифугах на 2-3 порядка больше, чем в отстойниках. Поэтому эффективность центрифуг выше, чем отстойников, и в них можно эффективно отделять мелкие частицы размером порядка 1 мкм.

ÒФильтрация

ÒНестойкие эмульсии успешно расслаиваются при пропускании их через фильтрующий слой, который может быть из гравия, битого стекла, древесины и металлических стружек, стекловаты и др. материалов.

ÒВ данном случае деэмульсация нефтей основана на явлении селективного смачивания.

ÒЕсли взаимодействие молекул жидкости с молекулами твердого вещества сильнее, чем между собой, то жидкость растекается по поверхности, т.е. смачивает ее.

ÒЕсли молекулы жидкости взаимодействуют между собой сильнее, чем с твердым веществом, то жидкость собирается на поверхности в каплю, т.е. смачивания не происходит.

ÒНеполярные жидкости (нефть) с малым поверхностным натяжением (20-30 эрг/см2) обычно хорошо смачивает твердую поверхность. Вода с поверхностным натяжением 72.5 эрг/см2 смачивает лишь некоторые тела (стекло, кварц).

ÉФильтрующее твердое вещество должно удовлетворять основным требованиям:

Ò- иметь хорошую смачиваемость водой, чтобы произошло сцепление глобул воды с фильтрующим веществом, разрыв межфазных пленок, и произошла коалесценция (слияние) капель воды;

Ò- быть достаточно прочным, чтобы обеспечить длительную эксплуатацию.

Question 29

Химические методы разрушения эмульсий.

Answer 29

• Химическое разрушение защитных пленок эмульгатора соответствующим реагентом. Основой метода химического расщепления является нейтрализация отрицательного заряда . На этом принципе основано действие органических деэмульгаторов.
• Задача деэмульгатора – разрушить бронирующие оболочки на глобулах воды. Каков механизм его действия?
• Адсорбируясь на коллоидных или грубодисперсных частицах природных эмульгаторов, молекулы деэмульгаторов изменяют их смачиваемость, что переводит эти частицы с границы раздела в объем водной или нефтяной фазы, занимают их место на границе раздела фаз. Поверхностное натяжение при этом понижается. Образующиеся адсорбционные слои из молекул деэмульгатора практически не обладают заметными структурно-механическими свойствами, что способствует быстрой коалесценции капель воды с такими оболочками при их столкновениях друг с другом.

Question 30

Термические методы разрушения эмульсий.

Answer 30

Термические методы – деэмульгирования нефти ускоряется при ее подогреве. С повышением температуры возрастают Ван – Дер. Ваальсовые силы, усиливается броуновское движение, вероятно, увеличивается скорость химической адсорбции и уменьшается вязкость эмульсии. Следовательно, уменьшается прочность бронирующего слоя и ускоряет процесс деэмульгирования. Если парафины являются основными стабилизаторами эмульсий, то нагревание нефти до температуры, превышающей температуру плавления парафинов (50-65 *⁰С*) приводит к полному разрушению эмульсии. Высокие издержки,потери легких фракцийнефти в результате их испарения являются очень серьезныминедостатками термического способа** деэмульгирования нефти. Испарение легких нефтяных фракций приводит к тому, что растворимость асфальтенов снижается и повышается вероятность отложения твердых осадков на внутри корпусных устройствах нефтеперерабатывающих установок и стенках печных труб, а также повышается риск их коррозии.

Question 31

Электрические методы разрушения эмульсий.

Answer 31

Электрические методы – между дисперсионной средой и поверхностью диспергированных в ней частиц существует разность потенциалов. При воздействии на эмульсию электрического поля диспергированные капли воды поляризуются и стремятся расположиться вдоль силовых линий поля, при этом капли вытягиваются, а противоположные заряды в капле смещаются к ее краям, возникают силы взаимного притяжения, в результате чего частицы дисперсной фазы соударяются друг с другом и сливаются в более крупные. Обработка эмульсии в электрическом поле не способствует полному ее расслоению, поэтому данный способ, как правило, применяют в сочетании с термохимическими методами разрушения эмульсий.

Question 32

Сепарация нефти от газа.

Answer 32

Question 33

Классификация сепараторов.

Answer 33

Question 34

Принцип работы сепараторов.

Answer 34

I – основная сепарационная секция; II осадительная секция

Газоводонефтяная смесь под большим давлением через патрубок ввода смеси (1) поступает в рабочее пространство сепаратора с увеличенным объемом. За счет резкого снижения скорости потока, вода и газ отделяются от нефти. Затем вода поступает в нижние секции, а газ удаляется из сепаратора через верхний патрубок. Повышенный эффект сепарации обеспечивается при тангенциальном подводе газа в сепаратор. В этом случае поток газоводонефтяной смеси попадает в рабочее пространство цилиндрического корпуса сепаратора по касательной и перемещается путем вращения по стенкам корпуса, что создает оптимальные условия для отделения воды и газа.

. После секции II нефть попадает в секцию III – сбора нефти. Здесь ее уровень повышается, и при определенном положении поплавка (7) закрывается заслонка на газовой линии (3) газосепаратора. Давление в газосепараторе повышается, и нефть начинает поступать через линию отвода нефти (8). После этого уровень жидкости в нижней емкости снижается, поплавок опускается с открытием заслонки газовой линии. Через некоторое время процесс повторяется. В секции III происходит очистка нефти от механических примесей (шлама). Шлам осаждается на дно и удаляется через линию сбора шлама (9).

Секция IV – каплеудаления предназначена для улавливания капель жидкости, увлекаемых выходящим потоком газа. Капли воды оседают на жалюзном каплеуловителе и стекают вниз. Через выход (13) поступает частично очищенный газ.

Question 35

Эффективность процесса сепарации.

Answer 35

(фото)

ÒПо практическим данным приняты временные нормы, по которым Кж £ 50 см3/1000 м3 газа и КГ £ 0,02 м3/м3.

Ò

ÒЭффективность процесса сепарации зависит от:

Ò

Ò1) средней скорости газа в свободном сечении сепаратора. Значения WmaxГ– для различных конструкций сепараторов могут изменяться от 0,1 до 0,55 м/с.

Ò 2) времени задержки жидкости в сепараторе τЗ: чем больше время пребывания жидкости в сепараторе, тем большее количество захваченных нефтью пузырьков газа успеют выделиться из нее в сепараторе, тем самым уменьшив КГ.

Ò3) физико-химических свойств нефти и газа: вязкости, поверхностного натяжения, способности к пенообразованию.

Question 36

Аппараты для предварительного сброса воды. Принцип работы.

Answer 36

Question 37

Стабилизация нефти.

Answer 37

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

Question 38

Answer 38

Технологическая схема электрообессоливающей установки

Для стабилизации обводненности нефтяной эмульсии, поступающей в электродегидратор, вводится ступень теплохимического обезвоживания. Сырая нефть I из сырьевого резервуара 1 сырьевым насосом 2 прокачивается через теплообменник 3 и подогреватель 4 и поступает в отстойник 5. Перед сырьевым насосом в сырую нефть вводят реагент-деэмульгатор II, поэтому в отстойнике 5 из сырой нефти выделяется основное количество пластвой .воды. Из отстойника 5 нефть с содержанием остаточной воды до 1—2 % направляется в электродегидратор 8. При этом перед электродегидратором в .поток нефти вводят пресную воду III и деэмульгатор II, так что перед обессоливанием обводненность нефти в зависимости от содержания солей доводится до 8—15 %. Соли растворяются в пресной воде и после отделения воды от нефти в электродегидраторе нефть становится обессоленной. Сверху электродегидратора 8 выходит обезвоженная и обессоленная нефть, которая, пройдя промежуточную емкость 7, насосом 6 прокачивается через теплообменник 3, подогревая сырую нефть, и направляется в резервуар 9 товарной нефти. Вода IV, отделившаяся от нефти в отстойнике 5 и электродегидраторе 8, направляется на установку по подготовке воды. Товарная нефть V насосом откачивается в магистральный нефтепровод.

Question 39

Способы подготовки сточных вод.

Answer 39

1) Открытая
2) Закрытая
3) На принципе фильтрации
4) На принципе флотации

Question 40

Answer 40

Открытая ТЕХНОЛОГИЧЕСКая СХЕМа УСТАНОВКи ПО ПОДГОТОВКЕ СТОЧНЫХ ВОД ДЛЯ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

Сточные воды направляются в песколовку 1, где осаждаются крупные механические примеси. Из песколовки сточная вода самотеком поступает в нефтеловушку 3, которая служит для отделения от воды основной массы нефти и механических примесей II. Принцип действия ее основан на гравитационном разделении при малой скорости движения сточной воды (менее 0,03 м/с). При такой скорости движения сточной воды капли нефти диаметром более 0,5 мм успевают всплыть на поверхность.

ÒСкопившуюся в ловушке нефть III отводят по нефтесборной трубе и насосом 2 подают на установку подготовки нефти на повторную обработку. После нефтеловушки сточные воды для доочистки от нефти и механических примесей поступает в пруды-отстойники 4, где продолжительность отстаивания может быть от нескольких часов до двух суток. После прудов-отстойников содержание нефти в сточной воде составляет 30—40 мг/л, а механических примесей — 20— 30 мг/л. Такая глубина подготовки сточной воды IV обычно достаточна для закачки ее в поглощающие пласты и в этом случае вода через камеры 5 и 6 поступает на прием насосов 7, осуществляющих закачку ее в поглощающие скважины.

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

Question 41

Answer 41

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

Водонефтяная эмульсия I смешивается с горячей пластовой водой VII, выводимой из отстойников или подогревателей-деэмульсаторов установки подготовки нефти и содержащей реагент-деэмульгатор, проходит каплеобразователь 1 и поступает в резервуар-отстойник с жидкостным гидрофильным фильтром 2, в котором осуществляется предварительный сброс воды. Резервуар-отстойник с жидкостным гидрофильным фильтром выполнен на основе типового вертикального резервуара и имеет сифонное устройство, обеспечивающее поддержание заданного слоя воды под слоем нефти.

Водонефтяная эмульсия, изменившая свой тип с обратного на прямой в результате смешения с горячей водой с реагентом-деэмульгатором и турбулентного перемешивания в каплеобразователе, поступает в резервуар-отстойник 2 под слой воды через распределитель. Поднимаясь через жидкостный гидрофильный фильтр (слой воды) капли нефти освобождаются от эмульсионной воды. Таким образом происходит предварительное обезвоживание нефти и предварительно обезвоженная нефть II выводится с верхней части резервуара-отстойника 2.

Отделившаяся на этой стадии сточная вода III перетекает в резервуар-отстойник с гидрофобным жидкостным фильтром 3. Этот резервуар-отстойник также выполнен на основе типового вертикального резервуара и имеет сифонное устройство, обеспечивающее поддержание заданного слоя нефти над слоем воды. Сточная вода вводится через лучевой перфорированный распределитель в слой нефти (жидкостный гидрофобный фильтр) и, опускаясь вниз, освобождается от капелек нефти. Уловленная нефть V (ловушечная нефть) собирается в камере, выводится сверху резервуара-отстойника и направляется на установку подготовки нефти.

На границе раздела нефть—вода может образовываться слой неразрушаемой эмульсии IV, которая периодически выводится и направляется также на установку подготовки нефти. Вода, прошедшая через слой нефти и освободившаяся от основной части капельной нефти, подвергается еще и отстою в слое воды. Все эти операции обеспечивают достаточно глубокую очистку пластовой воды от капельной нефти, и очищенная вода VI, пройдя емкость 4, насосом 5 закачивается в поглощающие или нагнетательные скважины.

Question 42

Answer 42

установок по подготовке сточных вод закрытого типа на принципе фильтрации (Коалесцирующий фильтр-отстойник)

ÒСточная вода предварительно подвергается отстою в горизонтальном отстойнике, а затем через патрубок ввода 6 поступает в приемный отсек В фильтра-отстойника, расположенный в средней части корпуса 3.

Ò Из приемного отсека сточная вода через перфорированные перегородки 10 поступает в фильтрационные отсеки Б. Фильтрационные отсеки заполнены коалесцирующим фильтром 5, в качестве которого применяют гранулированный полиэтилен с размером гранул 4—5 мм. Полиэтилен обладает гидрофобным свойством: нефть смачивает его, а вода нет.

Ò Поэтому капли нефти, задерживаясь на поверхности гранул, сливаются (коалесцируют) и выходят из фильтрационных отсеков Б в отстойные отсеки А в укрупненном виде. По этой причине в отстойных отсеках происходит быстрое расслоение воды и капелек нефти и нефть выводится сверху через патрубки вывода нефти 1, а очищенная вода — через патрубки 7.

ÒОсаждающиеся в отстойных отсеках механические примеси выводятся через патрубки 8. Отстойные отсеки снабжены люками-лазами 2. Загрузка и выгрузка гранулированного полиэтилена в фильтрационные отсеки проводится через люки 4 и 9.

Question 43

Answer 43

Подготовка сточных вод, основанная на принципе флотации

ÒФлотация — это процесс извлечения из жидкости мельчайших дисперсных частиц с помощью всплывающих в жидкости газовых пузырьков.

Ò В резервуаре-флотаторе пузырьки газа образуются во флотационной зоне 5 за счет выделения растворенного газа из газонасыщенной сточной воды в результате снижения давления при поступлении ее в эту зону. Давление насыщения воды газом — 0,3—0,6 МПа; количество выделенного газа из воды — 25 л/м3.

ÒГазонасыщенная вода через патрубок ввода 1 вводится в нижнюю часть флотационной зоны с помощью перфорированного распределителя. Сточная вода поднимается во флотационной зоне со скоростью, обеспечивающей длительность пребывания воды во флотационной зоне около 20 мин. Выделяющиеся пузырьки газа, поднимаясь вверх, встречают на своем пути дисперсные частицы, распределенные в воде. Дисперсные частицы, которые плохо смачиваются водой (капельки нефти), захватываются пузырьками и флотируются на поверхность, образуя там слой пены.

ÒУловленная нефть собирается в юльцевой желоб 4 для сбора нефти и выводится через патрубок 2. Вода из флотационной зоны 5 перетекает в отстойную зону 6, расположенную в кольцевом пространстве между корпусом 3 резервуара и флотационной зоной, где медленно опускается вниз. Дисперсные частицы, которые хорошо смачиваются водой, не захватываются пузырьками газа во флотационной зоне, а под действием силы тяжести осаждаются вниз во флотационной и отстойной зонах, откуда осадок выводится через соответствующие перфорированные трубы и патрубки 9 и 10. Очищенная вода выводится через кольцевой перфорированный коллектор и патрубок 8. Резервуар-флотатор герметизирован, поэтому выделяющийся из воды газ выводится сверху резервуара через патрубок 7.

Question 44

Answer 44

Технологическая схема стабилизации нефти ректификацией

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

Question 45

Answer 45

Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей сепарацией и абсорбцией широкой газовой фракции

ÒСырая нефть I подается насосом 1 в теплообменник 4, и, пройдя блок обезвоживания и обессоливания 5, насосом 7 прокачивается через трубчатую печь 8, где нагревается до температуры 100—110°С, и поступает в сепаратор 9, в котором от нефти отделяется широкая газовая фракция. Снизу сепаратора 9 выходит стабильная нефть II, которая, отдав тепло сырой нефти в теплообменнике 4, направляется в резервуар стабильной нефти 2.

ÒШирокая газовая фракция III, выходящая сверху сепаратора 9, насосом 11 подается в низ абсорбера 10, в котором в результате процесса абсорбции из нее извлекаются высокомолекулярные углеводороды.

ÒСущность процесса абсорбции состоит в избирательном поглощении высокомолекулярных углеводородов из газа жидкостью, называемой абсорбентом.

ÒВ технологической схеме должен быть предусмотрен процесс десорбции абсорбента. Абсорбент можно десорбировать либо ректификацией, либо выпаркой абсорбента. В рассматриваемой технологической схеме в качестве абсорбента используют стабильную нефть, которая насосом 3 прокачивается через холодильник 6 и подается на верх абсорбера 10. Таким образом, в абсорбере 10 происходит встречное движение поднимающейся снизу вверх широкой газовой фракции и стекающей сверху вниз стабильной нефти (абсорбента).В результате абсорбции бензиновые углеводороды из широкой газовой фракции переходят в нефть, а легкие газообразные углеводороды IV (от метана до бутана) выходят сверху абсорбера и направляются на газоперерабатывающий завод. Процесс абсорбции (переход углеводородов из газообразного состояния в жидкое) происходит с выделением тепла, поэтому абсорбент, опускаясь вниз по абсорберу, разогревается, что приводит к снижению растворимости газов в нем. Для снижения температуры абсорбента проводят промежуточное его охлаждение

ÒДля этого разогретый абсорбент забирается с определенного уровня абсорбера, прокачивается насосом 13 через холодильник 12, и охлажденный абсорбент V возвращается в абсорбер.

Question 46

Answer 46

2из4Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей сепарацией и фракционированной конденсацией широкой газовой фракции

ÒСырую нефть I насосом 1 подают в теплообменник 3 и, пройдя блок обезвоживания и обессоливания 4, поступает на стабилизацию Обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в пароподогревателе 5 до температуры 80—120 °С и подвергается однократному испарению в сепараторе 6 при давлении 0,15—0,25 МПа, где от нее отделяется широкая газовая фракция. Снизу сепаратора 6 выводится стабильная нефть II, которая насосом 7 прокачивается через теплообменник 3, где отдает тепло сырой нефти, и направляется в резервуар 2 стабильной нефти.

ÒШирокая газовая фракция III, отделяемая от нефти в сепараторе 6, подвергается фракционированной конденсации в фракционирующем конденсаторе 8, который представляет собой вертикальный кожухотрубчатый теплообменный аппарат, в его межтрубном пространстве снизу вверх проходит широкая газовая фракция, а в трубном — сверху вниз — охлаждающая вода V. При охлаждении широкой газовой фракции образуется углеводородный конденсат, который, стекая вниз по поверхности трубок, вступает в контакт с газом, вновь поступающим в аппарат. Между этими встречными потоками газа и конденсата происходит тепло- и массообмен, при котором часть высокомолекулярных углеводородов из газа переходит в конденсат, а часть низкомолекулярных углеводородов из конденсата переходит в газ. Таким образом образуются конденсат с минимальным содержанием низкомолекулярных углеводородов (метан—бутан) и газ с минимальным содержанием высокомолекулярных углеводородов (C5+высшие). Конденсат IV направляется в стабильную нефть для пополнения ее бензинового потенциала. Газ, выходящий из фракционирующего конденсатора 8, проходит сепаратор 9, где отделяется уносимый им капельный конденсат, и поступает на прием компрессора 10 с соответствующим числом ступеней сжатия, в зависимости от удаленности объектов газопотребления или газоперерабатывающего завода. Скомпримированный до соответствующего давления газ проходит маслоотделитель 11, где отделяется смазочное масло VIII, захватываемое в цилиндрах компрессора, конденсатор-холодильник 12, где охлаждается до 30 °С, и поступает в сепаратор 13, где от газа отделяется сконденсировавшийся нестабильный конденсат VII. Нестабильный конденсат собирается в емкости 14, из которой насосом 15 перекачивается на газоперерабатывающий завод. Газ VI, выходящий из сепаратора 13, направляется потребителю или на газоперерабатывающий завод.

Question 47

Answer 47

1из4Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей cепарацией и однократной конденсацией широкой газовой фракции

Ò Сырая нефть I насосом 1 подается в теплообменник 3 и, пройдя блок обезвоживания и обессоливания 4, поступает на стабилизацию. При этом обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в пароподогревателе 5 до температуры 80—120 °С и подвергается однократному испарению в сепараторе 6 при давлении 0,15—0,25 МПа, где от нее отделяется широкая газовая фракция. Снизу сепаратора 6 выводится стабильная нефть III, которая насосом 7 прокачивается через теплообменник 3, где отдает тепло сырой нефти, и направляется в резервуар 2 стабильной нефти, Широкая газовая фракция IV, отделяемая от нефти в сепараторе 6, подвергается однократной конденсации, для чего охлаждается в холодильнике 8 до температуры 30 °С, при этом конденсируются высокомолекулярные углеводороды II (бензин), которые отделяются от газа в сепараторе 9, собираются в емкости бензина 10 и насосом 11 возвращаются в стабильную нефть для восстановления ее бензинового потенциала. Газ, выходящий из сепаратора 9, поступает на прием компрессора 12, в котором повышается давление газа до 0,5—1,7 МПа, в зависимости от расстояния до газоперерабатывающего завода. После компрессора газ проходит маслоотделитель 13, где отделяется смазочное масло VII, уносимое газом из компрессора, конденсатор-холодильник 14 и сепаратор 15, в котором отделяется сконденсировавшийся в результате сжатия и охлаждения нестабильный конденсат VI. Нестабильный конденсат собирается в емкости 16, из которой насосом 17 перекачивается на газоперерабатывающий завод. Туда же направляется и газ V, выходящий из сепаратора 15.

Question 48

Answer 48

Технологическая схема термохимической установки обезвоживания нефти

Ò(нефтяная эмульсия) I из сырьевого резервуара 1 насосом 2 через теплообменник 3 подают в трубчатую печь 4. Перед насосом 2 в нефть закачивают реагент-деэмульгатор II. В теплообменнике 3 и трубчатой печи 4 нефтяная эмульсия подогревается, и в процессе ее турбулентного перемешивания в насосе и при движении по трубному змеевику в печи происходит доведение реагента-деэмульгатора до капель пластовой воды и разрушение бронирующих слоев асфальтосмолистых веществ.

ÒНеустойчивая эмульсия из трубчатой печи 4 поступает в отстойник 5, где расслаивается на нефть и воду. Обезвоженная нефть выводится сверху из отстойника 5, проходит через теплообменник 3, где отдает часть тепла поступающей на деэмульсацию сырой нефти и поступает в резервуар 6, из которого товарная нефть III насосом откачивается в магистральный нефтепровод. Отделившаяся в отстойнике 5 пластовая вода IV направляется на установку по подготовке сточных вод.

Ò

Question 49

Answer 49

РВС и Резервуар УПСВ

1 – подводящая труба;2 – маточник;3 – отводящая труба;4 – гидрозатвор

Вертикальные резервуары специально оборудуются распределительными гребенками ввода жидкости, размещаемыми на высоте 1.5 м от днища резервуара. Вывод воды осуществляется через гидрозатвор, позволяющий автоматически, без специальных средств регулирования, поддерживать в резервуаре постоянный уровень жидкости, необходимый для ведения процесса. По нижней образующей маточника имеются отверстия. Нефть (эмульсия) через отверстия направляется вниз, затем всплывает в слое воды, высота которого поддерживается в пределах 3 – 4 м. Уровень воды поддерживается с помощью гидрозатвора, высота которого обычно принимается равной 0.9 высоты резервуара.

ÉТехнологические резервуары работают транзитом. Сброс отделившейся воды и отбор обезвоженной нефти осуществляется непрерывно, т.е. уровень жидкости при этом не изменяется

Question 50

Answer 50

Буллит (горизонтальный отстойник)

1 – патрубок ввода эмульсии; 2 – распределитель эмульсии: труба Æ700мм, 64 ряда отверстий, в ряду – 285 отверстий, продольный вырез: ширина – 6мм, длина – 60мм; 3 – трубы для вывода обезвоженной нефти; 4 – вывод газа

ÒКонструкция аппаратов должна исключать турбулизацию потока и перемешивание фаз.

ÒОГ-200П устанавливается после сепаратора нефти. Предназначен для расслоения водонефтяных эмульсий, обработанных деэмульгатором. Эффективность разделения достигается благодаря использованию: тепла, ПАВ, промывки через слой воды и промежуточному слою, играющему роль своеобразного фильтра.