Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Первая ступень сепарации нефти


Первая ступень - сепарация - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Первая ступень - сепарация

Cтраница 1

Первая ступень сепарации включает кольцевую емкость 7, расположенную под конденсатором 8 и отделенную от парового патрубка Воздушным пространством для предотвращения вскипания водяного конденсата в емкости. Из этого же слоя через холодильник отводится ректификат в сепаратор второй ступени 10, куда из нижней части емкости 7 также через холодильник отводится конденс. Из отстойника второй ступени сверху через игольчатый регулятор отводится ректификат, а снизу - вода.  [2]

Первая ступень сепарации при давлении 0 6 МПа сорочинской нефти находится на Сорочинско-Никольской УПН в 30 км от Покровских ГС.  [3]

Первая ступень сепарации 1 и теплообментка 2 может отсутствовать в технологической схеме установки НТС.  [4]

Первая ступень сепарации осуществляется на дожимных насосных станциях ( ДНС), где для отделения газа использовались, в основном, сепараторы, выпускаемые Салаватским машиностроительным заводом.  [5]

Первая ступень сепарации и предварительный сброс воды осуществляются в горизонтальных трехфазных сепаратарах на островах. Другая группа сепараторов предназначена для операций с безводной нефтью. Пластовая вода из сепараторов последовательно очищается в нефтеловушках и флотационных секциях, а затем используется для закачки в пласт.  [7]

Первая ступень сепарации головных сооружений укомплектована центробежными регулируемыми сепараторами ( ЦРС), а вторая - вертикальными с ситчатым отбойником. При соблюдени проектного расхода газа вертикальные сепараторы работаю удовлетворительно.  [8]

Давление первой ступени сепарации позволяет транспортировать нефтяной газ на ГБЗ или потребителям, расположенным на небольшом расстоянии, без помощи компрессоров. Сбор и транспорт нефтяного газа II и III ступени сепарации производится с помощью компрессоров.  [9]

На первой ступени сепарации используется энергетический потенциал ( давление и температура) для очистки газа от сероводорода и дальнейшего транспорта его к потребителю без дополнительного компримирования.  [10]

В первой ступени сепарации обычно отделяется основной объем газа. Сепараторы первой ступени в зависимости от конкретных условий на месторождении могут быть рассредоточены в нескольких пунктах по его территории или сосредоточены наряду с остальными ступенями сепарации на центральном пункте сбора и подготовки нефти, газа и воды. В последнем случае на месторождении не строятся газосборные трубопроводы. Транспорт же газа всех ступеней сепарации от ЦППН до газокомпрессорной станции или до газобензинового завода обычно осуществляется по одному газопроводу.  [11]

На первой ступени сепарации 3 поддерживается давление около 2 МПа. Выделяющийся при этом газ состоит в основном из метана. МПа, а газ состоит не только из метана, но и его гомологов, хотя и в относительно небольшом количестве. Транспортирование газа последней ступени сепарации представляет наибольшую трудность так как при ом-примировании он частично конденсируется, образуя двухфазный поток.  [12]

После первой ступени сепарации, на которой от газа отделяется основная масса жидкой фазы, газ поступает на вторую ступень сепарации. В результате резкого снижения давления и температуры термодинамическое равновесие между фазами нарушается, происходит межфазный массообмен до тех пор, пока в смеси не установится термодинамическое равновесие, но уже при других значениях давления и температуры. При этом в газе происходит интенсивная конденсация компонентов. Образовавшаяся жидкая фаза ( мелкодисперсный туман) быстро укрупняется за счет процессов конденсации и коагуляции.  [13]

После первой ступени сепарации в сепараторе 1 и охлаждения в теплообменнике 2, газ проходит сепаратор 3 второй ступени для удаления конденсата, выделившегося в результате снижения температуры газа.  [14]

Давление первой ступени сепарации зависит от принятого давления в нефтегазосборной системе, которое в значительной мере определяется запасами избыточной энергии пласта.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Нефть сепарация на промыслах - Справочник химика 21

    Эта схема может включать еще и другие элементы. Так, например, в ряде случаев перед печами 6 устанавливают теплообменники, в которых для утилизации тепла обезвоженная горячая нефть (прежде чем поступить на последнюю ступень сепарации) с отстойников 8 отдает энергию потоку сырой нефти. Для обессоливания нефти на промыслах к обезвоживающим установкам добавляются узлы смещения с пресной водой и электродегидраторы. [c.49]     С целью сокращения потерь углеводородов необходимо на промысле проводить только одну ступень сепарации (рис. 21), давление на которой должно выбираться, исходя из бескомпрессорного транспорта отсепарированного газа до потребителя и максимального сохранения в нефти углеводородов Сз + в. Нефть с промысла поступает по коллектору 1 на первую ступень сепарации 2 и далее идет на установку обезвоживания. Для предотвращения выделения из нефти свободного газа необходимо поднять давление во всех узлах технологической цепочки подготовки нефти. Для этого используются технологические насосы 3, которые позволяют сократить металлоемкость узла подготовки нефти и уменьшить число пунктов отвода нефтяного газа. Дренажная вода из емкости предварительного сбросав и из отстойников отводится по водоводу В на очистные сооружения. Если после отстойников содержание воды в нефти будет превыщать норму, то часть потока по коллектору 9 может подаваться на повторную подготовку. Для использования эффекта трубной деэмульсации при подготовке газонасыщенной нефти следует применять турбулизаторы в, а также ранний ввод деэмульгатора. [c.56]

    Глава 10. Расчеты фазовых соотношений при рабочих условиях сепарации нефти на промыслах [c.265]

    Это мероприятие может оказаться заменяющим осуществляемую стабилизацию нефти на промыслах, а также не потребует вышеупомянутого снижения давления сепарации нефти и создания вакуума в трапах. [c.289]

    Для очистки газожидкостной смеси со сравнительно небольшим содержанием газа используют блочные сепарационные установки, применяемые для сепарации нефти от газа в герметизированных системах сбора, транспортировки и подготовки нефти на промыслах. В каждую установку входят технологическая емкость, каплеотбойник (горизонтальный, инерционный газосепараторы со струнными пакетами) и депульсатор. Нефтегазовая смесь поступает от скважин в депульсатор, в котором свободный газ отделяется от нефти и, минуя технологическую емкость, отводится в каплеотбойник. Нефть из депульсатора поступает в технологическую емкость, где происходит гравитационная сепарация нефти от газа. Газ, выделившийся в емкости, также проходит через каплеотбойник. [c.32]

    Однако даже после многоступенчатой сепарации пузырьков газа из нефти на промысле в ней остается в растворенном (абсорбированном) состоянии, а также в виде взвешенных мелких (до 20-50 мкм) пузырьков газа (образуя дисперсную систему нефть - газовая фаза) еще около 0,5-1,5% (мае.) углеводородов -от метана до пентанов. Газ отделяется от нефти в процессе высокотемпературной стабилизации на специальных нефтестабилизационных установках и затем в процессе первичной дистилляции нефти. [c.45]

    При подъеме нефти на земную поверхность вследствие падения давления происходит выделение растворенного попутного газа. Газ отделяется от нефти в сепараторах. Схема сбора нефти и газа организуется таким образом, чтобы попутные газы были полностью отделены от нефти и использованы. Однако даже после многоступенчатой сепарации в нефти остается еще значительное количество углеводородов С1-С4 (до 5 масс. %). Этот газ выделяется уже на нефтеперерабатывающем заводе, где из него извлекают ценные компоненты. Попутный газ после отделения его от нефти на промысле направляется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). [c.664]

    Идеальной является абсолютно герметичная система, при которой нефть транспортируется на нефтеперерабатывающий завод. со всеми углеводородами, содержащимися в ней в пластовых условиях. Однако такая система на практике встречается редко. Более распространенной является напорная система эксплуатации, предусматривающая герметизированный сбор, ступенчатую сепарацию и транспортирование нефти и газа к месту потребления. Для удаления солей и воды нефть на промыслах подвергается специальной обработке (термохимическое обезвоживание и обессолив ание). [c.39]

    Однако, поскольку схема промысловой обработка нефти зависит от ряда причин (газовый фактор, принятая система сепарации, метод обезвоживания, условия транспортирования нефти и газов к потребителям, отдаленность нефтеперерабатывающего завода и др.), целесообразность стабилизации нефти на промысле или на нефтеперерабатывающем заводе должна определяться в каждом конкретном случае. [c.232]

    Два других варианта — одноступенчатое холодное разгазирование с последующей горячей (или вакуумной) сепарацией на промысле и передача нестабильной нефти на нефтеперерабатывающие заводы,— имеют близкие технико-экономические показатели. Однако реализация первого из них потребует меньше дополнительных затрат по предотвращению потерь при транспорте нестабильной нефти от промысла до завода. В то же время дополнительная горячая сепарация на промысле может сочетаться с процессами деэмульсации (или обессоливания) нефти, которые обычно требуют специального нагрева. Если будут найдены новые более эффективные деэ- [c.14]

    Нефть, поступающая на современные отечественные нефтеперерабатывающие предприятия, должна быть освобождена от попутного газа, доли легких углеводородов, значительной части эмульгированной воды (несущей агрессивные соли — главным образом хлориды) и от механических примесей (глины, песка и др.). В связи с этим на промыслах производятся сепарация попутного газа и разрушение водных эмульсий с помощью нагрева и специальных реагентов — деэмульгаторов, а пластовая вода (со значительной частью солей и механических примесей) отделяется путем отстаивания и стабилизации. Получаемые товарные нефти в случае необходимости подвергаются сортировке. Для подготовки товарных нефтей на промыслах строятся теперь специальные газобензиновые заводы (ГБЗ). [c.30]

    Подготовка нефти на промыслах заключается в ее сепарации (снижении давления с отделением попутных газов), обезвоживании с разрушением эмульсий с помощью деэмульгаторов и отстое от механических примесей. В ряде случаев нефть вторично промывают водой для удаления хлоридов и отстаивают в резервуарах. Окончательное обезвоживание и обессоливание нефти проводят на нефтеперерабатывающих заводах на специальных электрообессоливающих установках (ЭЛОУ). [c.268]

    Однако и сепарация нефти на промыслах не всегда достаточно полно обеспечивает выделение легких углеводородов из нефти, т. е. в нефти все-таки остается (и немало) углеводородов С1—С4, которые частично выделяются из нефти при ее хранении и транспорте. В целях уменьшения потерь нефти при ее транспорте и хранении, а также в целях получения дополнительного количества углеводородов Сз—С5 используют процесс стабилизации нефти. В этом случае при стабилизации [c.268]

    Для чего осуществляется сепарация нефти на промыслах Сколько применяется ступеней сепарации нефти  [c.52]

    На этом промысле существует напорная герметичная система сбора нефти с трехступенчатой сепарацией. Первая ступень сепарации производится при давлении 5 6 кГ/см и расположена на территории промысла. Затем газонасыщенная нефть со всех участков промысла поступает на центральный сбтоварный парк), где подвергается второй и концевой ступени сепарации. Вторая ступень осуществляется при давлении 3- 4 Псм , а концевая— при 0,1 кГ/см . Подача реагента в водо-нефтяную смесь была организована перед трапами второй ступени (рис. 2). [c.71]

    На промыслах стали применять термохимические установки (ТХУ) с третьей ступенью горячей сепарации нефти также с использованием [c.80]

    Многочисленными исследованиями установлено, что при ступенчатом разгазировании нефти суммарное количество газа, выделяющееся на всех ступенях сепарации, будет всегда меньше, чем при контактном разгазировании. Изменение числа ступеней сепарации, давления и температуры также приводит к различным результатам. Анализ экспериментальных данных по одно- и многоступенчатому разгазированию пластовых нефтей показывает, что разница в общем количестве выделяющегося газа может достигать 30 % по объему, а увеличение выхода нефти — до 10 % по весу. Увеличение выхода нефти происходит благодаря сохранению в жидкой фазе бензиновых фракций (бутанов, пентанов и гекса-нов). Увеличение числа ступеней сепарации (более двух) сравнительно мало изменяет выход дегазированной нефти и нефтяного газа по сравнению с двухступенчатым разгазированием. Применение на промыслах трех, четырех и большего числа ступеней сепарации нефти в большинстве случаев становится нецелесообразным, так как дополнительная установка сепараторов приводит к увеличению металлоемкости и капиталоемкости системы сбора и подготовки нефти и газа. [c.8]

    Стабилизация является завершающей стадией промысловой сепарации нефти. Увеличением числа ступеней сепарации и подбором давлений на них можно добиться получения заданной упругости насыщенных паров. Стабилизация нефти может осуществляться в промысловых условиях посредством горячей или вакуумной сепарации, в заводских — посредством ректификации. Иногда ректификационные стабилизационные установки используются и на промыслах. [c.48]

    Большие перспективы в этом направлении связаны с внедрением магистрального транспорта газонасыщенной нефти, так как он позволяет подавать нефтепромысловый газ заданного углеводородного состава без потерь на большие расстояния уменьшать металлоемкость газопроводной сети за счет уменьшения объема транспортируемого газа первой ступени сепарации и уменьшения диаметра газопровода отказаться от строительства на территории промысла КС и установок подготовки газа конечных ступеней сепарации по иному взглянуть на размещение ГПЗ в пределах всего нефтегазодобывающего региона. Опыт транспорта нефти с частично растворенным газом уже имеется [49, правда пока на нефтепроводах ограниченной протяженности. [c.55]

    После многоступенчатой сепарации в нефти все же остается значительное количество углеводородов С] — С4, которые могут быть потеряны при перекачках из резервуара в резервуар, хранении и транспортировке нефти. Чтобы предотвратить возможные потери углеводородов, устранить опасность загрязнения воздуха газами и легкими фракциями, нефть на многих промыслах подвергают стабилизации в специальных ректификационных колоннах. В стабильной нефти содержится не более 1 % углеводородов С1 — С4, а в нестабильной 2—3%. Обессоленную и обезвоженную нефть по магистральным трубопроводам или железной дороге транспортируют на нефтеперерабатывающие заводы. [c.20]

    Давления насыщенных паров в сырой нефти до 0,0645 МН/м2 (500 мм рт. ст.) можно достигнуть ее горячей сепарацией при температуре до 90°С сепарацию нефти целесообразно проводить одновременно с обезвоживанием. Сотрудники научно-исследовательских институтов Татарии и Башкирии показали, что для основных месторождений Средней Волги наиболее рациональна схема стабилизации, при которой нефть подвергается холодному разгазированию и горячей сепарации при 90 °С непосредственно на промыслах. Глубокую же стабилизацию нефти следует проводить на нефтеперерабатывающих заводах (включив ее в общую схему переработки нефти) при этом сбор и компримирование газов прямой перегонки на заводах не исключается. [c.130]

    Одноступенчатое разгазирование в трапе а) с горячей сепарацией на промыслах и стабилизацией нефти на НПЗ........ 2,00 0.61 1,95 0,32 [c.15]

    Принципиальная схема сбора нефти и газа на промыслах Западной Сибири предусматривала транспортировку газонасыщен-ной сырой нефти по однотрубной герметизированной системе от скважин до центральных пунктов сбора с 2- и 3-ступенчатой сепарацией. [c.221]

    При добыче нефти, газа и конденсата в продукции скважин обнаруживаются нежелательные примеси, включая эмульсии нефти с водой, капли воды и пара, частицы песка и глины и др. Поэтому для дальнейшего транспортирования нефти и газа по отдельным системам тга промысле проводится очищение УВ от посторонних примесей и замер объемов добытой нефти, газа и конденсата. Для этого на промысле строится система сооружений и трубопроводов, в которых проводится отделение нефти от газа (сепарация), сбор и замер продукции скважин, обезвоживание нефти и газа и очистка их от посторонних примесей, учёт добычи нефти и газа и др. [c.232]

    Отделение (сепарация) осуществляется на нефтепромыслах в специальных аппаратах, называемых трапами. Отделение газа от нефти происходит за счет снижения скорости движения смеси нефти и газа. Однако отделение газа от нефти является еще недостаточным, так как в нефти и после сепарации остается много легких фракций, способных испаряться при хранении нефти в резервуарах, при наливе ее в цистерны и в других условиях. Ввиду этого необходимо проводить специальную операцию стабилизации нефти. Процесс стабилизации нефти целесообразно осуществлять непосредственно на промыслах, особенно если добываемая нефть содержит много легких фракций и транспортируется на большие расстояния. [c.25]

    При проектировании для промыслов систем сбора нефти и газа обычно возникает вопрос о выборе числа ступеней и величины давлений сепарации нефти, поступающей из пласта. [c.137]

    В последние годы проектные институты выбирают для новых и при реконструкции действующих промыслов системы сбора нефти и газа, которые включают в себя в основном двухступенчатую сепарацию нефти, с достаточно высокими давлениями на первой ступени и близкими к атмосферному давлению на второй. [c.137]

    Если жидкость, состоящую из двух взаимно растворимых компонентов, кипятить при постоянном давлении, то образующийся пар будет обогащаться легколетучим (низкокипящим) компонентом (НК). После конденсации паров получается жидкость (дистиллят), в которой больше легколетучего компонента. В остатке (жидкости), соответственно, возрастает концентрация менее летучего (высококипящего) компонента (ВК), В связи с этим температура конденсации паров всегда будет ниже температуры кипения исходной жидкости. Испарение жидкости можно проводить однократно, В зтом случае в результате длительного соприкосновения кипящей жидкости и пара происходит частичное разделение коипонентов.Такой процесс однократного испарения используется в промышлености и применяется, например, при сепарации нефти на промыслах. [c.4]

    Подготовка нефти на промыслах заключается в ее сепарации (сниже НИИ давления с отделением попутных газов), обезвоживании с разрушениел эмульсий и отстое от механических примесей. [c.7]

    Попутные газы нефтедобычи являются ценным сырьем для нефтехн мии, так как в них содержится значительное количество углеводородов С С5. Однако и сепарация нефти на промыслах не всегда достаточно полн обеспечивает выделение легких углеводородов из нефти, т. е. в нефти остг ются углеводороды С1-С4, которые частично выделяются из нефти при е [c.7]

    При рассмотрении схем сбора и подготовки нефти на промыслах выделяли следующие источники потерь скважины, сепараторы всех ступеней сепарации, насосное оборудование, отстойники, резервуары (технологические и товарной нефти). Наибольшие потери углеводородов (до 80%) происходят при сепарации, а также из резервуаров при товарно-транспортных операциях (см. табл. 12). Основная доля их падает на первую и горячую ступени сепарации и на резервуары при больших дыханиях . Это обусловлено тем, что с газом в виде паров и мелких капель уходит большое количество тяжелых углеводородов, которые в дальнейшем выпадают в газопроводах в виде конденсата благодаря снижению температуры и скапливаются в конденсатосбор-никах, периодически продуваемых в атмосферу. [c.54]

    Отсюда следует, что при испарении нефти на промыслах в основном теряются газообразные углеводороды (растворенные в нефти), значительное сокращение которых может быть осуществлено проведением таких мероприятий, как снижение давления сепарации нефти до барометрического или близкого к нему, охлаждение подготовленной нефти перед поступлением ее в товарный резервуар до 25° (вместо 35—50°, как это имеет место сейчас) и сокращение времени хранения подготовленной нефти на промыслах перед сдачей ее БНПУ. [c.285]

    Через определенное время после начала закачкн углекислый газ достигает забоев добывающих скважин и в составе нефтяного газа вместе с нефтью поступает на поверхность. В соответствии со схемой большая часть углекислого газа на сборном пункте отделяется на I ступени сепарации при давлении 0,5—1 МПа и направляется в блок агрегатов высокого давления. Если он оснащен насосами высокого давления, то поступающий с промысла углекислый газ должен быть предварительно сжат в компрессорах, а затем сконденсирован в охладительных установках. Для этого в составе станции высокого давления предусматривается дополнительный технологический элемент (модуль). [c.167]

    Единой обвязки скважин на промысле в то время не существовало. Только спустя несколько лет после национализации нефтяной промышленности появляются сепараторы, металлические мерники, выкидные линии, общепромысловые коллекторы и промысловые нефтесборные пункты. Промыслы начинают строиться по так называемой индивидуальной системе нефтегазосбора. По этой системе около каждой скважины сооружатгись трап и мерник, где производилась сепарация нефти и замер дебита скважины. Но и эта система имела ряд недостатков большое количество дорогой аппаратуры на оборудование скважин, плохое использование пластовой энергии и сложность обслуживания разбросанных установок. [c.37]

    Существуют различные методы определения ресурсов нефтяного газа эмпирические и расчетные. Эмпирические методы основаны на экспериментальном нахождении рабочего газового фактора в лабораторных или промысловых условиях. При проектировании обустройства нефтяного месторождения можно определить рабочий газовый фактор и соответствующие ему ресурсы только в лабораторных условиях путем разгазирования глубинной пробы нефти на установках PVT при давлениях и температурах, соответствующих промысловым условиям ступенчатой сепарации. Для месторождений, находящих ся уже в эксплуатации, рабочий газовый фактор можно определять в промысловых условиях. Сущность промыслового способа определения рабочего газового фактора состоит в том, что все основные исходные данные для расчета ре- yp oiB нефтяного газа получают в результате промысловых замеров расхода газа и нефти на каждой ступени сепарации. Точность определения рабочего газового фактора в этом случае зависит от класса точности используемых приборов. В настоящее время разработаны Методы определения рабочего газового фактора путем сравнения углеводородного состава проб нефти и газа, отобранных непосредственно на промысле на выходе всех ступеней сепарации нефти. К расчетным относятся методы расчета фазового распределения углеводородов по коэффициентам распределения, когда известен компонентный состав исходной пластовой нефти. Эти методы широко применяют для вновь вводимых в разработку нефтяных месторождений. [c.10]

    На нефтяньк месторождениях Канады применяют и другую схему сбора и транспорта нефтяного газа. Сепарацию нефти проводят непосредственно на промысле. Отсепарированный газ по сборному газопроводу поступает на ГПЗ. Для подачи газа применяют компрессорные станции, расположенные за 25—30 км от завода. На этих станциях газ подвергают промысловой подготовке. Ввиду ограниченности транспортного плеча промысел — ГПЗ на одном месторождении располагают несколько ГПЗ. [c.40]

    Основными горючими компонентами нефтяных паров являются предельные углеводороды метан, этан, пропан, бутан (с изомером), пентан (с изомером), гексан (с изомерами). Углеродород- ный состав нефтяных паров сильно зависит от степени подготовки лефти. Так, в парах сырых нефтей, а также после сепарации/газа и обессоливания довольно велико содержание метана и этана, шричем относительное содержание компонентов в паровой фазе сильно изменяется после каждого захода нефти в дышащие резерв- -вуары на пути движения с промыслов. Однако после стабилизации нефти колебания состава паров становятся менее значитель- ными, в парах почти полностью исчезает метан, уменьшается содержание этана, возрастает содержание пентана и гексана, а юсновную массу паров многих стабилизированных нефтей составляют пропан и бутан. Такие особенности углеводородного состава [c.18]

    Газ отделяют от нефти в две или три ступени под небольшим давлением или при разрежении I ступень-0,7-0,4 МПа, II ступень-0,27-0,35 МПа, III степень-0,1-0,2 МПа. Сепараторы I степени, выполняющие одновременно роль буферных емкостей, располагают, как правило, непосредственио на месторождении, сепараторы II и III ступеней-обычно на территории центральных сборных пунктов (товарных парков и площадок для подготовки и перекачки нефти). Для очистки нефтяного газа от капель жидкости на промыслах устанавливают горизонтальные газовые сепараторы, оборудованные фильтрами грубой и тонкой очистки из колец Рашига, металлич. стружки, проволочной сетки и др. материалов. Однако даже при трехступенчатой сепарации полное отделение газа от нефти не достигается поэтому при ее транспортировке и хранении возможны потери легких углеводородов. Для предотвращения этого на нек-рых месторождениях нефть сепарируют в т. наз. горячей ступени (при нагреве в процессе деэмульгирования). [c.477]

    Разгазирование нефти при первичной сепарации происходит на промыслах при избыточном давлении до 3 ати и выше, при этом в нефти остается значительное количество растворенных углеводородов Сз—С4. При последующих перекачках такой нефти часть этих омшонентов (20—Э0% от пластового потенциала) безвозвратно теряется. В то же йре-мя повышенное давление при сепарации приводит к снижению выхода и ухудшению качества попу пного газа. [c.8]

    Извлекаемая из недр нефть содержит примеси воды, газа, солей и т. д. По отдельным месторождениям количество воды достигает 90% и более от всей поднимаемой на поверхность смеси. Концентрация солей доходит до 100 ООО мг и более на 1 д жидкости. Поэтому с целью частичной подготовки нефти к переработке на нефтеперерабатывающем заводе и избежания излишних транспортных расходов добытую нефть на нефтяном промысле сортируют по качеству, отделяют газ, освобождают от воды и механич. примесей. Процесс этот изображен на левой части рис. 5 и заключается в следующем. Поступающая из скважин — фонтанных 1), насосных (2) и компрессорных (3) — продукция под давлением на устьях скважин направляется в трапно-насосные установки (4), в к-рых происходит замер дебитов скважин и первая ступень сепарации. Выделившийся при этом газ поступает в газосборные коллекторы (а), а нефть по трубопроводам (б) попадает на нефтезамерный пункт (5) и направляется в концевой трап (б), в к-ром происходит вторая [c.40]

    В связи с тем, что промыслы вводятся в эксплуатацию раньще, че.м заверщено строительство запроектированных систем сбора и отбензинивания попутного газа, длительное время осуществляется одноступенчатая сепарация нефти. В этом случае газ под давлением в трапе первой ступени сепарации транспортируется для использования в качестве топлива, а нефть поступает в резервуары, не рассчитанные на высокое давление. [c.137]

    Вторая тенденция на действующих промыслах преследует цель замены слсживнихся систем сбора с одноступенчатой сепарацией нефти, при предельно низких дгнлениях с трапами у каждой скважины, на системы с подключением нескольких скважин к одному трапу — сепаратору. Это мероприятие также связано с сепарацией нефти при повыщенных избыточных давлениях, с поступлением нефти на подготовку (обезвоживание и обессоливание), а затем в товарные резервуары с температурой 30° и выше. [c.137]

    При давлениях сепарации 3, 5, 10 и 15 кг/см , которые применяют ца вышеупомянутых промыслах, уменьшение количества газа соотнетстЕенно составляет для нефти Шкаповского месторождения 32, 43, 55, 66%, для нефти Туймазинского месторождения 41, 53, 68% и для нефти Арланского месторождения 40.% (по несу). [c.139]

chem21.info

Давление - первая ступень - сепарация

Давление - первая ступень - сепарация

Cтраница 1

Давление первой ступени сепарации зависит от принятого давления в нефтегазосборной системе, которое в значительной мере определяется запасами избыточной энергии пласта.  [1]

Давление первой ступени сепарации позволяет транспортировать нефтяной газ на ГБЗ или потребителям, расположенным на небольшом расстоянии, без помощи компрессоров. Сбор и транспорт нефтяного газа II и III ступени сепарации производится с помощью компрессоров.  [2]

РО - давления соответственно первой ступени сепарации и атмосферное.  [3]

Накопленный промышленный опыт эксплуатации промысловых объектов обустройства нефтяных месторождений показывает, что типовое давление первой ступени сепарации нефти от газа составляет 0 6 - 0 8 МПа. Как правило, первая ступень сепарации технологически совмещается с ДНС. Расстояние от устьев добывающих скважин до технологического объекта промыслового обустройства, на котором производится первая ступень сепарации нефти от нефтяного газа, может достигать нескольких километров. Как показали исследования В.П. Тронова и его учеников, в рельефных трубопроводах при движении по ним газожидкостных смесей потери давления могут на 40 - 50 % превышать аналогичные в горизонтальных трубопроводах.  [4]

Задача 2.7. Газ концевых ступеней сепарации в количестве 143 82 т / сут сжимается до давления первой ступени сепарации 0 5 МПа и охлаждается в воздушном холодильнике до 10 С, затем поступает в сепаратор для отделения конденсата от газообразной фазы.  [5]

ОСТ 39 - 091 - 79 распространяется на блочные промысловые установки подготовки нефтяного газа к транспорту до газоперерабатывающих заводов или местных потребителей при давлении, не превышающем давление первой ступени сепарации нефти и газа. Стандарт устанавливает параметрический ряд пропускных способностей установок подготовки газа, а также номенклатуру и параметрические ряды функциональных технологических блоков, входящих в состав установок компримирования, низкотемпературной конденсации и осушки ( абсорбционными методами) нефтяного газа.  [6]

Отметим, что разгазирование нефти в сепараторе 6 представляет собой вторую ступень сепарации нефтяного газа, который, как правило, используется на собственные нужды или после компримирования направляется в газопровод с давлением первой ступени сепарации нефтяного газа для подачи стороннему потребителю. Ступень обессоливания нефти 8 необходима в случае большой концентрации ионов хлора в остаточной воде товарной нефти, то есть ступень обессоливания позволяет уменьшить концентрацию ионов хлора в остаточной капельной воде в составе товарной нефти. Ступень стабилизации товарной нефти 9 обеспечивает давление ее насыщенных паров до 66 7 кПа при температуре 37 8 С. Как правило, нефтяной газ низкого давления, образующийся на этой ступени, сжигается на факеле.  [7]

Анализ показывает, что с повышением давления в системе сбора значительно упрощается не только сама система, но и процессы подготовки, хранения и сдачи нефти. Повышение давления первой ступени сепарации позволяет также осуществить бескомпрессорное транспортирование газа до потребителя.  [8]

Если в процессе многоступенчатой сепарации используется несколько сепараторов, то необходимо следить за тем, чтобы каждый из них работал при оптимальном давлении. Во многих случаях давление первой ступени сепарации определяется давлением, с которым газ должен отпускаться потребителю. Если газ поступает на установку отбензинивания и затем вновь закачивается в пласт, то оптимальное давление первой ступени сепарации определяется экономической оценкой. При этом сравниваются прибыль от извлеченных из газа углеводородов и затраты на рекомпрессию газа. В тех случаях, когда подобных ограничений нет, давление в сепараторе первой ступени, равное 35 - 56 кгс / см2, позволяет отделить от газа максимальное количество углеводородов, если емкость для хранения углеводородов эксплуатируется при давлении, близком к атмосферному.  [9]

Для первой схемы ( см. рис. 68, а) характерно размещение на месторождении комплекса дожимной насосной станции ( ДНС) с установкой предварительного сброса воды. Процесс осуществляется при давлении первой ступени сепарации в отстойниках О-1 с использованием естественной температуры продукции скважин. Некондиционная вода разгазируется в емкости Е-1, перекачивается на КНС и далее поступает в систему ППД. Загрязненная нефтяная эмульсия из отстойника О-1 и некондиционная вода ( при нарушении процесса: предварительного сброса) подаются на прием насосов Н-1 и вместе с нефтью откачиваются на ЦПС.  [10]

При самотечном сборе нефти, требующем глубокого разгазирова-ния ее в начальных точках сбора, неизбежно компримирование всего выделяющегося из нефти газа при низких абсолютных давлениях всасывания ( 1 - 1 2кгс / см2), что является большим недостатком, так как обычно компрессорные станции ( установки) имеют высокую стоимость, сложны в обслуживании и должны размещаться на отдельных площадках. Этот недостаток может быть устранен при транспортировании газожидкостной смеси и газонасыщенной нефти путем выбора таких давлений первых ступеней сепарации, при которых обеспечивается бескомпрессорная подача газа до ГБЗ или установки по переработке. При сборе газожидкостной смеси как с отделением газа, так и без отделения полностью устраняется компримирование, если установки по подготовке нефти и переработке газа размещаются на одной площадке. Однако при разработке крупных нефтяных месторождений или группы залежей, расположенных в радиусе 40 - 50 км, размещение установок по переработке нефтепромыслового газа на каждом центральном пункте не является лучшим решением. На экономичность размещения установок по подготовке нефти в значительной степени влияет фактор перекачки пластовой воды, а централизация установок приводит к высоким затратам на перекачку пластовой воды при больших расстояниях, тогда как установки по переработке газа вследствие высокой стоимости и сложности обслуживания тяготеют к централизации. Поэтому при отмеченных выше условиях переработку газа экономически целесообразно осуществлять на одном пункте сбора из группы при наличии дешевых и простых средств перекачки газа концевых ступеней сепарации, непосредственно вписывающихся в технологическую цепь центрального сборного пункта, и бескомпрессорной подачи газа первой ступени сепарации.  [11]

Подготовку газа к транспортированию по магистральному трубопроводу с использованием многоступенчатой сепарации нефти и газа ( рис. 57) ведут в четыре ступени, при этом давления на ступенях выбирают из расчета максимального увеличения выхода нефти при соответствующем снижении содержания компонентов СзГЬ - СдН в газе. Газ отбирают со всех ступеней сепарации. Для компримирования установлены компрессоры, которые увеличивают давление газа второй, третьей и последней ступеней до давления первой ступени сепарации и закачивают в газовую линию первой ступени. Промежуточные ( межступенчатые) компрессоры имеют две ступени сжатия, при этом первая ступень приема газа из сепаратора рассчитана на небольшое избыточное давление, чтобы обеспечить минимальную упругость паров нефти, поступающей в нефтепровод.  [12]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Первая ступень - сепарация - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Первая ступень - сепарация

Cтраница 2

После первой ступени сепарации газа газонефтяная смесь подается на концевую совмещенную сепарационную установку 4 типа КССУ, где обеспечивается отделение газа, который по промысловой газосборной сети поступает на установку 7 подготовки газа и затем в трубопровод товарного газа. С установки КССУ водонефтяная смесь поступает в автоматизированную блочную деэмульсационную установку 5 типа УДО-2М, где вода отделяется от нефти. Чистая нефть поступает в резервуар 6 и далее откачивается на автоматизированную блочную установку измерения товарной нефти 8 типа Рубин. На этой установке измеряется количество товарной нефти, которая затем поступает в автоматизированный блок 9 внешней перекачки, откачивающий товарную нефть в магистральный нефтепровод. Если нефть, поступившая на установку Рубин, окажется некондиционной ( с повышенным содержанием воды или солей), то по сигналу имеющегося на установке влагомера или солемера поток нефти автоматически будет переключен на откачку в резервуар 10 некондиционной нефти, откуда она поступит на деэмульсационную установку 5 для повторной обработки. С кустовых насосных станций вода закачивается в нагнетательные скважины 19 системы поддержания пластовых давлений.  [16]

После первой ступени сепарации газа или после установок 5ВКГ и 7ВКГ дожатие газа до 1 7 МПа осуществляется компрессорной установкой 6ГВ - 18 / 6 - 17, где первая цифра - номер базы компрессора, первая цифра перед дробью обозначает подачу по условиям всасывания, после дроби указывается давление на приеме и на выкиде.  [17]

Для газа первой ступени сепарации при давлении 5 0 МПа гидратный режим возникает при температуре 16 С, а реальная угроза пробкообразования - при 14 С.  [18]

Нефтяной газ первой ступени сепарации должен иметь давление, достаточное для обеспечения его бескомпрессорного транспорта до ЦПС, газоперерабатывающего завода ( ГПЗ), на собственные нужды или другим потребителям. Нормами ВНТП 3 - 85 предусматривается требование, в соответствии с которым система сбора скважинной продукции должна обеспечивать централизацию объектов промыслового обустройства нефтяных месторождений. Оптимальность принятых решений по децентрализации размещения объектов промыслового обустройства должна быть подтверждена путем технико-экономического сопоставления вариантов нефтепромыслового обустройства месторождений.  [19]

Свойства газа первой ступени сепарации обычно позволяют использовать его без дополнительного отбензинивания на собственные топливные нужды или для бытового потребления, если удается довести показатели по содержанию сероводорода и влаги до требований стандарта. Нефть, выходящая из сепаратора первой ступени, не является товарной продукцией и подлежит дополнительному разгазированию на ступенях промежуточной и концевой сепарации.  [20]

Перед установками первой ступени сепарации внедрены депульсаторы.  [21]

Сепарационные установки первой ступени сепарации с насосной откачкой газонасыщенной нефти типа СУН-2 разработаны на пропускную способность по нефти 750 и 1500 м3 / сут и рабочее давление до 1 МПа. Они скомпонованы из сепарационной установки СУ-2, насосного блока БПН-2 и блока буферной емкости.  [23]

Давление на первой ступени сепарации ограничивается возможностями поддержания на максимально возможном уровне давления на устье скважин, или, более точное, максимальным давлением на входе в выкидную линию. Давление на третьей ступени ( или атмосферное) определяется требованиями, предъявляемыми к системе газосбора. Единственным давлением, при котором можно получить максимальный объем извлекаемой стабильной резер-вуарной нефти, является давление на второй ступени.  [24]

В трапах первой ступени сепарации поддерживается давление, достаточное для транспорта газа на газобензиновый завод.  [25]

Давление в первой ступени сепарации газа устанавливают исходя из давления на головке фонтанной скважины.  [27]

Сепарационные установки первой ступени сепарации СУ-1 рассчитаны на производительность 750, 1500, 3000 и 5000 м3 / сут жидкости, рабочее давление до 10 кгс / см2 и применяют их для подачи газонасыщенной нефти под давлением установки.  [29]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru


Смотрите также