Горячая сепарация - нефть
Cтраница 2
 |
Принципиальная унифицированная схема комплексов сбора и подготовки продукции скважин ( I вариант. [16] |
Нефтяной газ, отделившийся в сепараторах I ступени, под собственным давлением поступает на прием компрессоров II ступени сжатия; газ, отделившийся в аппаратах установки ПОДГОТОВКЕ нефти, - на прием компрессоров I ступени сжатия, а из аппаратов горячей сепарации нефти газ направляется по газопроводам на комплекс сооружений по подготовке газа. [17]
Исходя из анализа предполагается преимущественное развитие двух типов установок: обезвоживания с применением блочного оборудования, имеющие блоки горячей сепарации для нефтей, сопутствующие воды которых слабоминерализованы и установки обессоливания с применением блочного оборудования и использованием электрического поля, имеющие блок горячей сепарации нефти. [18]
Температуру насыщенного абсорбента определяют с учетом найденной разности температур TL - TL AT. При абсорбции газа горячей сепарации нефти, состав которого приведен в табл. 4.1, возникает тепловой эффект, в результате чего температура насыщенного абсорбента возрастает более чем на 40 С. Таким образом, температура внизу абсорбера составит 80 - 90 С, что приводит к десорбции из насыщенного абсорбента наиболее легких углеводородов. Это обусловливает некоторое изменение в методике расчета процесса. [19]
При технологической схеме сбора и транспорта нефти и газа, в которую заложен принцип резервуарной или безрезервуарной сдачи, а строительство товарных парков предусмотрено нормами обустройства площадей и месторождений, отделение воды от нефти после разрушения эмульсии в трубопроводах целесообразно осуществлять в оборудованных для этих целей резервуарах, совмещая процессы заполнения резервуаров нефтью с отделением воды от нефти и товаротранспортными операциями. Для исключения потерь легких фракций необходимо во всех случаях применить горячую сепарацию нефти до ее введения в резервуары. Длина коммуникаций от газосепараторов до резервуаров должна выбираться таким образом, чтобы обеспечить низкую температуру нефти на входе в резервуары по сравнению с температурой сепарации и в соответствии с существующими нормами. [20]
После сепарации нефть подогревается в теплообменниках ( до 25 С) и поступает в горизонтальную емкость предварительного сброса воды и затем в три печи общей мощностью 3 млн. ккал / ч, где температура нефти повышается до 60 С. Нагретая нефть попадает в сепаратор второй ступени, смонтированный на технологическом резервуаре, где осуществляется горячая сепарация нефти при атмосферном давлении. Дегазированная нефть с помощью распределительного устройства вводится в технологический резервуар под слой дренажной воды для обезвоживания. Обезвоженная нефть с остаточным содержанием балласта 0 2 - 0 3 об. % перетекает в концевой сепаратор, где осуществляется отбор газа под небольшим вакуумом. Газ первой ступени сепарации транспортируется до газоперерабатывающего завода под давлением в сепараторе, а второй и концевой ступеней - с помощью компрессоров. Пройдя теплообменники, нефть поступает в четыре буферные емкости объемом 400 м3 каждая, также имеющие газовую обвязку, и затем насосом подается в систему ЛАКТ, установленную за пределами сборного пункта. Из емкостей некондиционной нефти она может быть подана насосом на повторную обработку. Измерение объема нефти осуществляется с помощью расходомеров, установленных параллельно. [21]
 |
Зависимость степени извлечения газового потенциала из нефти при горячей сепарации в КГД от удельного расхода газа. [22] |
Наблюдается существенное влияние на характер изменения графиков фг f ( p, t, Vrf) термодинамических условий горячей сепарации нефти в колонне глубокой дегазации. Повышение давления сепарации от 0 25 до 0 45 МПа ( см. рис. 6.8, кривые /, 4 также сопровождается ухудшением процесса горячей сепарации нефти в колонне глубокой дегазации. [23]
 |
Зависимость критерия 2 PJ от температуры процесса горячей сепарации нефти. [24] |
Отсюда оптимальной температурой процесса стабилизации следует считать температуру 70 - 80 С. Углеводородный состав газа, полученного путем горячей сепарации нефти Каменноложского месторождения при температуре 70 С и давлении ( абсолютном) 0 12 МПа, приведен ниже. [25]
Продукция скважин по выкидным линиям подается на групповые замерные установки ( ГЗУ), где производится раздельный замер дебитов скважин по жидкости и газу. При необходимости на ГЗУ может быть предусмотрена подача реагента. На ЦПС продукция скважин поступает в сепараторы первой ступени С-1, в которых производится отделение газа от жидкости. Перед входом в сепараторы С-1 в продукцию скважин предусматривается возможность подачи реагента деэмульгаторов и воды, возвращаемой с аппаратов глубокого обезвоживания и обессоливания. Затем жидкость с оставшимся растворенным газом за счет геодезической высоты размещения сепарационной установки подается в аппараты для предварительного сброса воды 0 - 1, в которых отделяется основной балласт пластовой воды. Процесс предварительного сброса воды производится без выделения газа. Нефть с остаточной водой через теплообменник Т-1 подается в подогреватель П-1, в котором производятся нагрев продукции и отделение газа, образовавшегося за счет снижения давления и нагрева эмульсии. Далее нефть с остаточной водой под собственным давлением последовательно поступает в отстойник 0 - 2 обезвоживания нефти и электродегидратор Э-1. В отстойнике отделяются остаточная вода и часть газа, выделившегося за счет снижения давления. На выходе из отстойника 0 - 2 в обезвоженную нефть подается пресная вода ( 3 - 5 % от объема обрабатываемой нефти), и при необходимости реагент-деэмульгатор. В электродегидрато-ре Э-1 производится обессоливание нефти, сбрасывается вода и отделяется газ. В ряде случаев для отбора образующихся газов вводятся сепараторы, соответственно перед отстойником и электрод егидратором. Из электродегидратора Э-1 нефть подается в аппарат С-3 для горячей сепарации нефти. Для получения нефти требуемой упругости паров сепаратор С-3 может использоваться для горячевакуумной сепарации с подключением специального вауумного компрессора к газовой линии, а также один из известных способов стабилизации. [26]
Страницы: 1 2