Устройство для удаления газа из нефти. Удаление газа из нефти


Способ удаления из нефти растворенного газа

 

Изобретение относится к способам удаления из нефти растворенных в ней газов и позволяет повысить эффективность и качество дегазации нефти. Способ осуществляют путем импульсной обработки нефти в электрическом поле в пробойном режиме при напряженности электрического поля (НП) в диапазоне от Е до Ej,, где Е - НП, при которой происходит пробой в пробе обрабатываемой нефти, а Ej - НП, при которой происходит пробой в пробе дегазированной нефти. Продолжительность каждого импульса составляет 0,01-0,5 мСо Обработку целесообразно проводить в резконеоднородном электрическом поле. 2 з.п. с ф-лы, 2 табл. (Л

СОКИ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (19) (11) Ai (51) 4 В 01 D 19/00

»»349 ф» . - ° «». Ю

«« 1 i ñ i с.

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Ф.

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИЙ

Н А ВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 3875422/23-26 (22) 26.03.85 (46) 07.11.86. Бюл. Ф 41 (71) Государственный йаучно-исследовательский и проектный институт нефтяной и газовой промьппленности им. В.И.Муравленко (72) М.С.Неупокоев, В.Х.Латыпов и Я.М.Каган (53) 66.069.84(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР .

У 867392, кл. В 01 Р 19/00, 1981. (54) СПОСОБ УДАЛЕНИЯ ИЗ НЕФТИ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА (57) Изобретение относится к способам удаления из нефти растворенных в ней газов и позволяет повысить эффективность и качество дегазации нефти. Способ осуществляют путем импульсной обработки нефти .в электрическом поле в пробойном режиме при напряженности электрического поля (НП) в диапазоне от Е, до Е, где

Е, — НП, при которой происходит пробой в пробе обрабатываемой нефти, а

Ez — НП, при которой происходит пробой в пробе дегазированной нефти. . Продолжительность каждого импульса составляет 0,01-0,5 мс. Обработку целесообразно проводить в резконеоднородном электрическом поле. 2 з.п. ф-лы, 2 табл.

1 12681

Изобретение относится к дегазации жидкостей, в частности к удалению из нефти растворенных в ней газов, и может найти применение во многих отрас- . лях промышленности, например, при 5 стабилизации (глубокой дегазации) нефти перед ее магистральным транспортом.

Цель изобретения — повышение эффективности и качества дегазации неф- 1р ти.

Способ осуществляют следующим об- разом.

Определяют напряженность электрического поля Е,, при которой происходит пробой в пробе обрабатываемой нефти, и напряженность поля Е „ при которой происходит пробой в пробе той же нефти, дегазированной известными методами, и обработку нефти осуществляют при напряженности поля в диапазоне от Е до Е . Электрообработку нефти осуществляют импульсами продолжительностью 0,01 — 0,5 мс, пре.имущественно в резконеоднородном 25 электрическом поле.

При обработке нефти в электрическом поле напряженностью выше, чем

Е

:нефти и бурное выделение из нее растворенного газа в виде пузырьков,которые легко удаляются из нефти, Так как напряженность поля меньше, чем Е, то пробоя самой нефти и образования вследствие этого пузырьков пара (газа) из нефти не происходит. Благодаря тому, что дегазируемая нефть в процессе обработки не загрязняет ся вновь образованным при ее пробое паром (газом), достигается высокая 4О эффективность и качество дегазации нефти, При воздействии электрическим полем в течение 0,01-0,5 мс в нефти происходит выделение растворенного

45 газа и образование из него пузырьков, однако при такой продолжительности воздействия, как показали эксперименты, пузырьки газа не успевают прийти в движение и образовать сплошной газовый канал между электродами., Поэтому вся энергия электрического поля расходуется. только на выделение растворенного газа.

В случае дегазации нефти, сильно 55 загрязненной посторонними примесями, например эмульгированной водой, частицами мехпримесей и др., целесооб"

86 2 разно осуществлять электрообработку нефти в реэконеоднородном поле, например, с помощью игольчатых электродов. Это обусловлено тем, что в однородном и слабонеоднородном электрических полях посторонние примеси в нефти могут образовывать цепочечные агрегаты, замыкающие электроды, и снижать электрическую прочность нефти. Поэтому в загрязненной нефти могут быть не достигнуты высокие значения напряженности поля, при которых происходит интенсивное выделение растворенного газа из нефти. В резконеоднородном электрическом поле, создаваемом, например, с помощью игольчатых электродов, в зоне максимальной напряженности (вблизи острия игл) происходит электроочистка нефти от посторонних примесей, а также от пузырьков выделившегося газа, что значительно повышает эффективность дегазации нефти. При обработКе нефти в резконеоднородном поле последнее характеризуют максимальной напряженностью поля, которая достигается вблизи электрода с малым радиусом кривизны.

Пример 1. Пробу газонасыщенной нефти с давлением насыщенных паров 0,1 МЛа (при 38 С) дегазируют термическим. методом. При этом измеряют электрическую прочность (пробойную напряженность поля) нефти до и после дегазации.

После дегазации пробы нефти в тео чение 30 мин при 90 С давление насыщенных паров составляет 0,037 МПа, Электрическая прочность газонасыщенной нефти Е, составляет 19 кВ/см, а; электрическая прочность дегазирован-" ной нефти Š— 24 кВ/см. Обработку нефти осуществляют при напряженности поля от Е до Е .

В табл. 1 показана эффективность дегазации нефти путем обработки в течение 3 мин в электрическом поле различной напряженности и после,цующей выдержке нефти в течение 10 мин в сосуде с открытой поверхностью.

Как видно из табл. 1, наибольшая глубина дегазации достигается при напряженности электрического поля

20-25 кВ/см т.е. практически в диапазоне Е, -1 - 1 определенном по измерению электрической прочности проб нефти.

Пример 2. Обработку газонасыщенной нефти (давление насыщенных

Таблица 1

Напряженность электрического поля, кВ/см

10 15 20 25

О 5

Давление насыщенных паров, МПа

0,1 0,095 0,088 0,065 0,032 0,028 0,052 0,086

Таблица 2

Продолжительность электрического импульса, м/с

О, 005

0,5

0,02

Давление насыщенных паров нефти, МПа

О, 034 О, 033

О, 036

0I 120

0,14 0,083

70,0

0,3

О, 030

Энергозатраты, КВ А

ВНИИПИ Заказ 5958/4 Тираж 663 Подписное

Произв.-полигр. пр-тие, г. Ужгород, ул.. Проектная, 4

3 1268 паров 0,14 MIIa) осуществляют периодическими импульсами электрического поля при Е = 20 кВ/см (Е = 16 кВ/см, E = 24 кВ/см). Эффективность дегазации и энергозатраты при различной 5 продолжительности одного электрического воздействия приведены в табл. 2.

Как видно из табл.2, при продолжительности одного электрического импульса менее 0,01 мс снижается эффахтивность дегазации, а при продолжи тельности более 0 5 мс резко возрастают энергозатраты вследствие образования сплошного газового канала между электродами и перехода частичного разряда в дуговой.

Пример 3. Газонасыщенную нефТь, содержащую примеси (эмульгированная вода 0,5 мас.Е), обрабатывают в электрическом поле напряженностью 15 кВ/см (электрическая прочность газонасыщенной нефти составляет 12 кВ/см, дегазированной и обезвоженной — 17 кВ/рм).

Обработку осуществляют с помощью электродов типа "плоскость-плоскость"

II II и электродов типа игла-плоскость при прочих равных условиях. В первом

186 4 случае давление насыщенных паров в обработанной нефти составляет 0,048 МПа, во втором случае — 0,030 МПа.

Формула изобретения

1. Способ удаления из нефти растворенного газа путем импульсной обработки нефти в электрическом поле в пробойном режиме, о т л и ч а ю— шийся тем,что,с целью повышения эффективности и качества дегазации, обработку нефти осуществляют при напряженности электрического поля в диапазоне от Е, до Е, где E

2. Способ по п. 1, о т л и ч а ю шийся тем,что продолжительность каждого импульса составляет 0,010,5 мс.

3. Способ по п. 1, о т л и ч а ю— шийся тем, что обработку нефти осуществляют в резконеоднородном электрическом поле.

Способ удаления из нефти растворенного газа Способ удаления из нефти растворенного газа Способ удаления из нефти растворенного газа 

www.findpatent.ru

Сепарация попутного газа из нефте

    Дегазация нефти. Нефть, добываемая из земных недр, как правило, содержит газ, называемый попутным. На каждую тонну добытой нефти приходится 50—100 попутного газа. Перед транспортировкой и подачей нефти на переработку газ должен быть отделен от нефти. Удаление газа из нефти — дегазация проводится с помощью сепарации и стабилизации. [c.110]

    Сероводород может присутствовать в попутном газе, сопровождающем сернистые нефти, в растворенном состоянии в самих нефтях, в продуктах первичной перегонки нефти (газах, бензиновых дистиллятах и других светлых нефтепродуктах) или в продуктах вторичных термических процессов (термический и каталитический крекинг, каталитический риформинг, коксование остатков, гидроочистка, гидрокрекинг и др.). Наличие сероводорода в товарной нефти в значительной степени зависит от степени предварительной сепарации нефти, а также от метода эксплуатации месторождений. Поэтому в литературе можно встретить противоречивые данные па содержанию На8 для нефтей одних и тех же месторождений. Содержание сероводорода в нефтях представляет собой чрезвычайно важный показатель, так как оно определяет многие факторы, связанные [c.25]

    Аналитические зависимости для кривых ИТК позволяют проводить вычисления отгонов до заданных температур, включая и такие, которые при обычной лабораторной ректификации нельзя получить без большого искажения результатов анализа. Кроме того, по составу дегазированных нефтей, используя приведенные уравнения, можно определить состав пластовой нефти, а также состав и объем выделившихся при сепарации попутных нефтяных газов. [c.35]

    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]

    Описанная схема отличается простотой, но не обеспечивает полноты улавливания попутного газа. После одноступенчатой сепарации в нефти остается до 40—50% попутного газа. Этот газ, попадая вместе с нефтью в мерники Е-1 и резервуары нефтесбор-ных пунктов, в значительной степени улетучивается в атмосферу. [c.105]

    При переработке нефти и газа, получении полуфабрикатов и переработке их в готовую продукцию — установки низкотемпературной сепарации, очистки газа от влаги, агрессивных компонентов, сероводорода, установки разделения попутных газов,. ..........  [c.17]

    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]

    Из сернистых соединений наиболее агрессивными являются сероводород, элементная сера и меркаптаны, содержащуюся в них серу называют активной серой . Присутствие в некоторых нефтях свободной серы можно объяснить разложением более сложных сернистых соединений, а также окислением сероводорода [2]. Свободная сера - активный корродирующий агент, и ее присутствие в нефтепродуктах крайне нежелательно вследствие сложности очистки [6,7,12]. Сероводород может присутствовать в попутном газе, а также в самих нефтях в растворенном состоянии. Он присутствует в продуктах первичной перегонки нефти (газах, бензиновых дистиллятах) или образуется как продукт вторичных термических процессов [1,3]. Наличие сероводорода в товарной нефти в значительной степени зависит от степени предварительной сепарации нефти [8,13]. [c.8]

    Нефть, добываемая из земных недр, содержит, как правило, газ, называемый попутным, пластовую иоду, минеральные соли, различные механические примеси. На каждую тонну добытой нефти приходится 50—100 м попутного (нефтяного) газа, 200— 300 кг воды, в которой растворены соли. Перед транспортировкой и подачей нефти на переработку газ должен быть отделен от нефти. Удаление газа из нефти проводится с помощью сепарации и стабилизации. Нефть также подвергается очистке от механических примесей, обезвоживанию и частичному обессоливанию. [c.105]

    Стабилизация нефти, газоконденсата и сбор газа — начало комплекса технологических процессов их переработки. Система сбора нефти и газа организуется таким образом, чтобы попутные газы были отделены полностью от нефти и использованы. В тех случаях, если системы сбора газа на вновь вступающих в эксплуатацию промыслах не подготовлены, газ сжигается на факелах. Коэффициент переработки газа (отношение количества газа, поданного на переработку, к количеству добытого газа) возрастает в процессе обустройства нефтепромыслов. Во всех системах сбора предусматривается отделение попутного газа от нефти методом сепарации и передача газа для дальнейшей переработки на газоперерабатывающий (газобензиновый) завод, а нефти — на нефтеперерабатывающий завод. [c.258]

    Состав и количество попутных газов зависят от режима сепарации. Значительная часть газообразных углеводородов остается при сепарации в нефти. Примерный состав этих газов приводится в табл. 2. [c.7]

    Состав попутных газов зависит, во-первых, от месторождения нефти и, во-вторых, от условий сепарации газа от нефти. Они содержат бутаны и пары жидких углеводородов. i [c.16]

    Дегазация и стабилизация нефти. Как указывалось ранее, нефть, добываемая из скважины, несет с собой значительное количество попутного газа (95—120 нм т). Перед подачей нефти на первичную переработку этот газ отделяют двумя последовательными процессами сепарацией и стабилизацией. Нефть и газ на выходе из скважины проходят через специальные устройства — трапы или сепараторы, в которых попутный газ отделяется от нестабильной нефти, направляемой затем на дальнейшую переработку. Такая многоступенчатая сепарация имеет ряд преимуществ происходит более полное отделение попутного газа, сокращается унос капель нефти с газом, уменьшается расход электроэнергии на сжатие газа. [c.23]

    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]

    Содержание в нефти легких углеводородов и условия ее сепарации определяют состав попутных газов. [c.39]

    Здесь намечалось осуществить только обезвоживание нефти с помощью установок термохимической обработки до 0,5% влаги. Сепарация сырой нефти идет с подогревом до 40 °С, при этих условиях легкие углеводороды из пластовых нефтей переходят в попутный газ фракции С3-С5 в количестве около 30%. [c.221]

    Количество извлекаемого попутного газа зависит от ряда факторов качества нефтегазовой смеси, количественного соотношения между нефтью и газом, условий залегания, разработки и сепарации этой смеси. В нефтепромысловой практике объем добычи газа планируется по величине газового фактора (объем газа в м добываемого с одной тонной нефти) и объему добычи нефти. [c.23]

    Добываемая из недр земли нефть содержит то или иное количество растворенных в ней углеводородных газов. При выходе нефти на земную поверхность, в результате резкого снижения давления, происходит выделение этих газов. Углеводородные газы, сопутствующие нефти и выделяющиеся из нее при сепарации, принято называть попутными или нефтепромысловыми. Попутные газы некоторых месторождений содержат значительное количество углеводородов —С5, являющихся ценным сырьем для химической переработки. [c.33]

    Попутные газы добываются совместно с нефтью. В пластовых условиях (на большой глубине и при высоком давлении) углеводородные газы растворены в нефти. При выходе нефти на поверхность земли в результате резкого снижения давления эти газы выделяются. Углеводородные газы, сопутствующие нефти и выделяющиеся из нее при сепарации, принято называть попутными или нефтепромысловыми. Попутные газы некоторых месторождений содержат значительное количесгво углеводородов С1—С5, являющихся ценным сырьем для химической переработки. Они содержат значительно меньше метана, чем природные газы, и больше его гомологов, в том числе бутаны и пары жидких углеводородов. [c.30]

    Технически наиболее целесообразной является комплексная схема промысловой переработки нефти и газа, при которой нефть после сепарации, обессоливания и деэмульсации направляется на стабилизацию. Тяжелые углеводороды попутного газа вместе с продуктами стабилизации нефти после компрессии улавливаются в абсорбере жидким поглотителем, от которого они в дальнейшем отгоняются в виде нестабильного бензина. Таким образом, в результате комплексной обработки нефти получают три продукта стабильную нефть, нестабильный бензин и попутный газ, освобожденный от легких углеводородов. [c.33]

    Добыча попутного газа. Газ, поступающий на поверхность земли вместе с нефтью, отделяется от нее в нескольких пунктах нефтедобывающего хозяйства. Наиболее легкие компоненты углеводородных газов отделяются от нефти в нефтяных трапах, колонках и мерниках. Самые тяжелые углеводородные газы отделяются от нефти в газовых сепараторах. Трап предназначен для отделения (сепарации) нефти и газа и для очистки газа от нефтяной пыли (рис. 79). Поплавок нижнего регулятора уровня /, предназначенный для поддержания постоянного уровня нефти в трапе, при повышении уровня нефти в трапе выше нормального поднимается и при помощи рычагов открывает свой клапан на спускном нефтепроводе. Верхний регулятор уровня 4 во вре- [c.163]

    Сырая нефть не может быть направлена на переработку без отделения попутного газа, являющегося ценным самостоятельным продуктом, и вредных примесей. Газ удаляют из нефти с помощью сепарации и стабилизации. Метод сепарации заключается в снижении давления нефти, в результате чего растворенные газы отделяются от нее. Однако даже после многоступенчатой сепарации в нефти остается значительное количество углеводородов i — С4. Поэтому нефть подвергают стабилизации на специальных установках, расположенных обычно недалеко от места ее добычи. Установки стабилизации оборудованы трубчатыми печами для подогрева нефти и ректификационной колонной для отделения фракций углеводородов. Смесь углеводородов i—С4 (головка стабилизации) разделяют на индивидуальные углеводородные фракции этановую, пропановую, изобутановую, бутановую. [c.230]

    Описанная схема отличается простотой, но не обеспечивает полноты улавливания попутного газа. После одноступенчатой сепарации в нефти остается до 40—50% попутного газа. Этот газ, по- [c.110]

    Начальное давление попутных газов зависит от метода сепарации газа от нефти и может быть ниже атмосферного (при сепарации под вакуумом). [c.15]

    Поток разделяют в специальных аппаратах, в которых поддерживают определенные регулируемые давление и температуру, т. е. создают условия для более полного отделения газа от нефти. Разгазирование нефти при регулируемых условиях называется сепарацией, а газы, сопутствующие нефти и выделяющиеся из нее при сепарации, называют попутными (или нефтепромысловыми) газами. Однако часть газа остается растворенной и может быть окончательно выделена и собрана при стабилизации нефти. Для обеспечения возможности транспортировки нефти до нефтеперерабатывающего завода без потерь проводят процесс стабилизации нефти, под которым понимается отделение от нее легких (пропан-бутановых и частично бензиновых) фракций. [c.30]

    На рис. 115 показана схема газоперерабатывающего завода, сырьем которого являются газы промысловой сепарации нефти (попутный газ) и пары из резервуаров для хранения жидких углеводородов. Перед подачей на завод гаа комнримируется до давления 52,7 КГС/СМ2. На переработку ежесуточно поступает 19,8 млн. газа, из которого извлекается И 350 л жидких углеводородов. В качестве хладагента используется фреон-502, давление которого после компрессора составляет 17,6 кгс/см . Для предупреждения образования гидратов в поток газа на входе в теплообменник вводится гликоль. [c.195]

    Стабилизация нефти. Сырая нефть содержит значительное количество растворенных в ней легких углеводородов С1—С4. При транспортировке и хранении нефти они могут выделяться, вследствие чего состав нефти будет меняться. Чтобы избежать потери газа и вместе с ним легких бензиновых фракций и предотвратить загрязнение атмосферы, эти продукты должны быть извлечены из нефти до ее переработки. Подобный процесс выделения легких углеводородов из нефти в виде попутного газа называется стабилизацией нефти. В зависимости от условий стабилизацию нефти осуществляют методом сепарации непосредственно в районе ее добычи на замерных установках, дожим-ных станциях и УПН (рис.7.2), или на газоперерабатывающих заводах (рис. 7.3). [c.124]

    В первом случае попутный газ отделяют от нефти многоступенчатой сепарацией в сепараторах-газоотделителях (траппах), в которых последовательно снижаются давление и скорЬсть потока нефти. В результате происходит десорбция газов, совместно с которыми удаляются и затем конденсируются летучие жидкие углеводороды, образуя газовый конденсат . При сепара-ционном методе стабилизации в нефти остается до 2% углеводородов состава С1—С4. [c.124]

    В связи с необходимостью бескомпрессорного транспорта газа до потребителей (компрессорная станция (КС), газоперерабатывающий завод (ГП2)) технологические параметры стабилизации нефти (температура, давление) не всегда соответствуют оптимальному режиму разгазирования нефти. Поэтому часть бензиновых, а порой и керосиновых фракций нефти уносится с газом сепарации. Результаты исследований ГипроТюменнефти показывают, что более 50% потерь обусловлено некачественным разделением нефти и попутного газа. На отдаленных месторождениях, где нет возможности утилизации газа, эти фракции сжигаются на факелах. В случае же сбора газа, бензиновые фракции во многих случаях теряются в виде конденсата в газопроводах. Так, в системе сбора и транспорта АО "Татнефть" в среднем потери газа в виде конденсата составляют до 2,43% объемных к исходному газу. [c.22]

    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]

    В зависимости от физических свойств нефти данного месторождени для более полного удаления попутного газа, а также лучшего разрушени эмульсии вода-нефть нефть перед последней ступенью сепарации подог ревают. В этом случае, с одной стороны, улучшаются свойства нефти дл дальнейшего транспорта, с другой - увеличивается объем выделяющихся га зов, которые необходимо переработать на ГПЗ. [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]

    Углеводородные газы, сопутствуюш,ие нефти и выделяющиеся из нее при сепарации, принято называть попутными. Попутный газ в пластовых условиях может быть растворен в нефти или находиться в газовой шапке. В свою очередь нефтяные углеводороды могут растворяться в сжатом газе газоконденсатные месторождения). [c.5]

    От определенной группы (куста) скважин нефть поступает на несколько ав томатизированных групповых замерных установок (АГЗУ), где дебит каждой и скважин измеряется пугем попеременного подсоединения через клапан 2 это1 скважины к мерной емкости 4. После этого нефть проходит первую ступен сепарации 5, где отделяются основное количество попутного газа и механиче- [c.36]

    Состав попутных газов. Состав попутных газов зависит от природы нефти, в которой они находятся в естественных подземных резервуарах, а также от принятой схемы отделения газа от нефти при выходе их из скважины. Применение четырехступенчатой системы сепарации позволяет в значительной степени освободиться от более тяжелых газообразных гомологов метана и получить попутный газ, близкий по составу к природному, Примененне менее совершенных систем сепарации и пло- [c.166]

    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]

    Количество попутных газов (в нм ), приходящееся на 1 т добытой нефти, называется газовым фактором. Он зависит от условий формирования и залегания нефтяных пластов. Этот показатель изменяется в широких пределах и для нефтяных месторождений России составляет в среднем свыше 100 нмУт (табл. 2.1). Газовый фактор и ресурсы газа постоянно изменяются в зависимости от распределения объема добычи нефти по месторождению, технологии разработки месторождения, условий сбора и сепарации нефтегазовой смеси, климатических условий и других факторов. [c.30]

    Промысловый сбор и транспорт попутного нефтяного газа необходимо рассматривать вместе со сбором и подготовкой нефти. Количество и состав попутного газа зависят от термодинамических условий на стадии сепарации нефти, которая является составной частью подготовки нефти к транспортировке и переработке. Поэтому проблему рационального использования нефтяного газа следует решать в комплексе с вопросами сбора, подготовки и транспорта всей продукции нефтяных скважин. Добываемая из скважин продукция являетея смесью нефти, растворенного в ней газа (от 10 до 300 нмV т нефти), пластовой воды (от 4 до 90 % мае. на нефть) с минеральными солями (до 10 г/л) в виде эмульсии и механических примесей (до 1 % мае. на нефть), состоящих из частичек пластовой породы, кристаллов солей, окалины. [c.257]

    Состав попутных газов зависит от природы нефти, в которой они заключены в стественных подземных резервуарах, а также от принятой схемы отделения газа от нефти гари выходе их из скважины. Применение четырехступенчатой системы сепарации позволяет в значительной степени освободиться от более тяжелых газообразных томологов метана и получить попутный газ, близкий по составу к природному. Применение менее совершенных систем сепарации и плохой режим их работы приводят к получению жирных попутных газов, т. е. газов, богатых гомологами метана — пропано м, бутаном. [c.223]

    Несмотря на это, между свойствами нефтей и газов Прибалханского района намечается связь по содержанию как углеводородных, так и неуглеводородных компонентов. Для газов, углеводородный состав которых не сильно изменен режимом и длительностью эксплуатации, подтверждается правило для данного месторождения чем легче нефть, тем тяжелее попутный газ при прочих равных условиях. Это объясняется тем, что более легкая нефть богаче бензиновыми и тяжелыми газообразными (этан и высшие) углеводородами, насыщающими газ при сепарации газовой и жидкой фазы. Такое явление отмечается при сравнении газов Западного и Восточного Кум-Дага (табл. 4), нижних горизонтов Западного Челекена ч Дагаджика — газы Западного Кум-Дага и нижних горизонтов Западного Челекена содержат повышенное количество этана и высших. Несмотря на длительность эксплуатации таких месторождений Прибалханского района, как Небит-Даг, Кум-Даг, Челекен, доля метана в попутных газах остается высоко . На состав газа по всем данным действуют в противоположных направлениях два фактора. С одной стороны, за счет падения пластового давления газ со временем обогащается тяжелыми углеводородами, с другой стороны (особенно в первый период эксплуатации), действует фактор обогащения газа метаном за счет притока из других участков пласта, в связи с чем в значительной степени замедляется обогащение его гомологами метана по мере падения пластового давления. [c.26]

    ТУ 3667-010-00220339-99) предназначены для сепарации газа от капельной жидкости на объектах промысловой подготовки нефти, газа и воды нефтяных и газовых месторождений, химической, нефтехимической и нефтеперерабатывак5 щей промышленности. Среда - попутный нефтяной газ с содержанием сероводорода не более 0,2% массовых долей. Рабочее давление - 1,4 МПа. Производительность по газу РСКУ 1,4-300 - 200 тыс. м /сут, РСКУ 1,4-500 -500 тыс. м сут, РСКУ 1,4-700- 1000 тыс. м сут. (рис. 12). [c.99]

chem21.info

Устройство для удаления газа из нефти

 

1II1 526368

Союз Советских

Социалистических

Республик (61) Дополнительное к авт. свид-ву (22) Заявлено 22.02.74 (21) 1999065 26 с присоединением заявки № (23) Приоритет

Опубликовано 30.08.76. Бюллетень № 32

Дата опубликования описания 15.09.76 (51) М. Кл.-" В 01Р 19/00

Государственный комитет

Совета Министров СССР, по делам изобретений и открытий (53) УДК 66.069.84 (088.8) (72) Авторы изобретения

Н. С. Маринин, 1О. H. Савватеев, Я. М. Каган и Ф. Г. Аржанов

Государственный научно-исследовательский и проектный институт

Гипротвменнефтегаз (71) Заявитель (54) УСТРОЙСТВО ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ГАЗА ИЗ НЕФТИ

Изобретение относится к устройствам для удаления газа из нефти в условиях нефтяных промыслов и может быть использовано в системах совместного сбора, транспорта и подготовки нефти и газа.

Известно устройство для разделения нефтегазовой смеси, включающее сспарациопную емкость с каплеуловителем, входной трубопровод с дспульсатором (горизонтальным патрубком) и отводами для предварительного отбора газа, соединяющими вводный стояк с сепарационной емкостью. Устройство имеет следующие недостатки: в процессе движения газонефтяной смеси через горизонтальный патрубок часть жидкости в виде капель и более крупных скоплений поступает в вертикальные отводы и далее в газовое пространство сепарационной емкости, откуда захватывается потоком газа и уносится в газопровод.

Это приводит к осложнениям в работе газопровода (образование жидкостных пробок, замерзание жидкости в зимнее время и т. д.) и увеличивает потери нефти.

Кроме того, для получения эффекта депульсации входного потока и отбора основной части газа из отводящего патрубка диаметр патрубка должен быть достаточно большим с тем, чтобы получить в патрубкс расслоенную структуру течения, прп которой в верхней части движется газ, а в нижней — жидкость.

Целью изобретения является улучшение качества удаления газа и нефти.

Это достигается тем, что депульсатор выполнен с уклоном по ходу движения потока.

Уклон депульсатора целесообразно выполшп.ь равным 1 — 4".

На чертеже изображено предложенное устройство.

Устройство состоит пз наклонного нисходя10 щего депульсатора 1, имеющего в конце расширенный участок 2, к которому присоединен трубопровод предварительного отбора газа 3.

Трубопровод предварительного отбора газа 3 снабжен внутренними перегородками 4 и 5 и

15 имеет горизонтальный ввод 6 в каплеуловитель 7.

Депульсатор соединен с кавптационной камерой 8, выполненной в виде расширяющегося рсгули1>усмого сопла.

20 Кавптационная камера 8 соединена трубопроводом 9 петлсобразной формы с сепарационной емкостью 10, которая снабжена дефлсктором 11, сливными полками 12 и 13, фильтром 14, Ilатрубками отвода газа 15 и

20 вывода нефти 16.

Устройство работает следующим образом.

Нефтегазовая смесь поступает с объектов сбора (скважин. групповых замерных установок и дожпмных насосных станций) в наклон30 ный депульсатор 1.

526368

Изд. № 1641 Тираж 864 Подписное

Заказ 2070/4

ЦНИИПИ

Типография, пр. Сапунова, 2

Благодаря тому, что трубопровод выполнен наклонным и смесь движется Ilo нисходящему участку, расслоение потока с четкой границей раздела сред «газ — жидкость» происходит при меньших диаметрах депульсатора по сравнению с горизонтальным расположением.

Газ из депульсатора 1 отбирается в расширенный участок 2 и по трубопроводу предварительного отбора газа 3, оснащенному перегородками 4 и 5 для улавливания частиц жидкости, поступает во входную камеру каплеуловителя 7.

Нефть из нижней части наклонного депульсатора 1 поступает в кавитационную камеру

8, где под действием резкого снижения давления происходит переход в газовую фазу растворенных низкокипящих углеводородов (метан, этан, пропан).

Укрупнение (коалесценция) газовых пузырьков происходит при их дальнейшем движении по трубопроводу 9, имеющему петлеобразную форму. В зависимости от условий работы этот трубопровод может быть расположен как в горизонтальной, так и в вертикальной плоскости.

Отделение газовых пузырьков от нефти происходит в сепарационной емкости 10 при движении нефти Ilo сливным полкам 12 и 13.

Для гашения скорости входящей струи предусмотрен дефлектор 11.

Газ, отделившийся в сепарационной емкости, освобождается от капель жидкости в

5 фильтре 14 и выводится через патрубок 15 в газопровод. Нефть отбирают через патрубок 16.

В результате того, что из нефти полностью удален растворенный и оклюдированный газ, 10 нефть может быть подана непосредственно в промысловые резервуары, в которых производится дальнейшая ее подготовка (обезвоживание и обессоливание).

Формула изобретения

Устройство для удаления газа из нефти, включающее сепарационную емкость, снабженную депульсатором и трубопроводом

20 предварительного отбора газа, о т л и ч а ющ е е с я тем, что, с целью улучшения качества удаления газа из нефти, депульсатор выполнен с уклоном по ходу движения потока.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе:

Лвт. св. СССР № 319323, кл. В 01D 19/02, 1971.

Устройство для удаления газа из нефти Устройство для удаления газа из нефти 

www.findpatent.ru

Отделение газа и стабилизация нефти

    Отделение газа от нефти и стабилизация нефти [c.243]

    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]

    Поток разделяют в специальных аппаратах, в которых поддерживают определенные регулируемые давление и температуру, т. е. создают условия для более полного отделения газа от нефти. Разгазирование нефти при регулируемых условиях называется сепарацией, а газы, сопутствующие нефти и выделяющиеся из нее при сепарации, называют попутными (или нефтепромысловыми) газами. Однако часть газа остается растворенной и может быть окончательно выделена и собрана при стабилизации нефти. Для обеспечения возможности транспортировки нефти до нефтеперерабатывающего завода без потерь проводят процесс стабилизации нефти, под которым понимается отделение от нее легких (пропан-бутановых и частично бензиновых) фракций. [c.30]

    НЫХ скважин. Некоторая часть этих газов отделяется в сепараторах, а другая остается растворенной в нефти п отгоняется при ее стабилизации, т. е. при отделении летучих компонентов (газы стабилизации). Все эти газы состоят в основном пз низших парафиновых углеводородов. Их типичный состав, изменяющийся в зависимости от месторождения, приведен в табл. 2. [c.25]

    ПОДГОТОВКА НЕФТИ К ПЕРЕРАБОТКЕ 63. Отделение газа и стабилизация нефти [c.133]

    Нефть, добываемая из земных недр, содержит, как правило, газ, называемый попутным, пластовую иоду, минеральные соли, различные механические примеси. На каждую тонну добытой нефти приходится 50—100 м попутного (нефтяного) газа, 200— 300 кг воды, в которой растворены соли. Перед транспортировкой и подачей нефти на переработку газ должен быть отделен от нефти. Удаление газа из нефти проводится с помощью сепарации и стабилизации. Нефть также подвергается очистке от механических примесей, обезвоживанию и частичному обессоливанию. [c.105]

    Перегонке нефти предшествуют подготовительные операции. Следующие из них производятся на промыслах до отправки нефти на нефтезаводы 1) отделение главной. массы газа от нефти тотчас по выходе ее из скважин 2) стабилизация фракционного состава — извлечение из нефти легколетучих фракций  [c.55]

    На нефтепромыслах эксплуатируются различные системы сбора и подготовки нефти. На смену негерметизированным схемам, эксплуатация которых была связана с потерями газа и легких фракций нефти, пришли экологически более безопасные герметизированные системы сбора, очистки и хранения. Сырая нефть из группы скважин поступает в трапы-газосепараторы, где за счет последовательного снижения давления попутный газ отделяется от жидкости (нефть и вода), затем частично освобождается от увлеченного конденсата в промежуточных приемниках и направляется на газоперерабатывающий завод (или закачивается в скважины для поддержания в них пластового давления). После трапов-газосепараторов в нефтях остаются еще растворенные газы в количестве до 4 % масс. В трапах-газосепараторах одновременно с отделением газа происходит и отстой сырой нефти от механических примесей и основной массы промысловой воды, поэтому эти аппараты называют также отстойниками. Далее нефть из газосепараторов поступает в отстойные резервуары, из которых она направляется на установку подготовки нефти (УПН), включающую процессы ее обезвоживания, обессоливания и стабилизации. [c.176]

    После отделения попутных газов и других примесей нефть-поступает на стабилизацию для более полного выделения легких углеводородов. Стабилизация может осуществляться ректификацией или отгонкой легких углеводородов, нагреванием или же под вакуумом. Полученная стабильная нефть направляется на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), а газы стабилизации — так называемая широкая фракция, содержащая бутан, изобутан, пентан и изопентан, — на центральную газофракционирующую установку. На ЦГФУ из них выделяются индивидуальные компоненты, являющиеся ценным сырьем-для промышленности СК (см. рис. 1.1). [c.17]

    Эту растворенную часть газа. извлекают после отделения на промысле остальных примесей на стации стабилизации нефти (ПГ2). [c.333]

    Не касаясь далее отделения газа, механических примесей и воды методами отстоя (ПГ], МП и ПВ]), рассмотрим процессы обезвоживания и обессоливания нефти на стадиях отделения эмульгированной воды (ПВ2 и ПВ3) и вопросы стабилизации нефти. [c.335]

    Природными называют газы, добываемые из чисто газовых месторождений. Иногда они содержат большие количества двуокиси углерода, азота, гелия, но горючие углеводородные газы имеют в своем составе не менее 50 объемн. % углеводородов. Попутными называют газы, выделяющиеся с нефтью при ее добыче из нефтяных скважин. Некоторая часть этих газов отделяется от нефти в сепараторах, а другая остается растворенной в нефти и отгоняется при ее стабилизации, т. е. отделении летучих компонентов газы стабилизации). Все эти газы состоят в основном из низших парафиновых углеводородов. Их типичный состав, изменяющийся в зависимости от месторождения, приведен в табл. 2. [c.31]

    Дегазация и стабилизация нефти. Как указывалось ранее, нефть, добываемая из скважины, несет с собой значительное количество попутного газа (95—120 нм т). Перед подачей нефти на первичную переработку этот газ отделяют двумя последовательными процессами сепарацией и стабилизацией. Нефть и газ на выходе из скважины проходят через специальные устройства — трапы или сепараторы, в которых попутный газ отделяется от нестабильной нефти, направляемой затем на дальнейшую переработку. Такая многоступенчатая сепарация имеет ряд преимуществ происходит более полное отделение попутного газа, сокращается унос капель нефти с газом, уменьшается расход электроэнергии на сжатие газа. [c.23]

    Дегазация нефти. Нефть, добываемая из земных недр, как правило, содержит газ, называемый попутным. На каждую тонну добытой нефти приходится 50—100 попутного газа. Перед транспортировкой и подачей нефти на переработку газ должен быть отделен от нефти. Удаление газа из нефти — дегазация проводится с помощью сепарации и стабилизации. [c.110]

    Стабилизация нефти, газоконденсата и сбор газа — начало комплекса технологических процессов их переработки. Система сбора нефти и газа организуется таким образом, чтобы попутные газы были отделены полностью от нефти и использованы. В тех случаях, если системы сбора газа на вновь вступающих в эксплуатацию промыслах не подготовлены, газ сжигается на факелах. Коэффициент переработки газа (отношение количества газа, поданного на переработку, к количеству добытого газа) возрастает в процессе обустройства нефтепромыслов. Во всех системах сбора предусматривается отделение попутного газа от нефти методом сепарации и передача газа для дальнейшей переработки на газоперерабатывающий (газобензиновый) завод, а нефти — на нефтеперерабатывающий завод. [c.258]

    Добытую сырую нефть подвергают первичным процессам переработки отделение сопутствующего газа (алканы С, ) - стабилизация нефти-, электрообессоливание - удаление водах и солей из сырой нефти до 0,1 % водах и 5...20 мг/п солей на установках ЭЛОУ перегонка при атмосферном давлении (установки АТ) и под вакуумом (установки ВТ) на установках первичной перегонки нефти АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка). [c.11]

    На рис.5.2 приводится принципиальная схема и на рис.5.4 линейная схема блока стабилизации и абсорбции комбинированной установки ЭЛОУ-АВТ со вторичной перегонкой бензина (тип А-12/9) производительностью 3 млн.т/год сернистой нефти Ромашкинского месторождения. Смесь легких бензиновых паров и газа из первой ректификационной колонны атмосферной части установки АВТ поступает в емкость для сепарации газа 2. Г аз после отделения от жидкой фазы проходит в абсорбер 9. Абсорбентом служит фракция н.к. - 85 ос, часть которой подается с низа стабилизатора через теплообменники 8. Абсорбентом для абсорбера 2-й ступени служит фракция 140-240 °С атмосферной части основной ректификационной колонны. [c.64]

    Сепараторы-отстойники (далее - сепараторы) предназначены для разделения несмешивающихся фаз нефтепродуктов. Основные варианты сепараторов схематично показаны на рис. 12.32. Первый из них а) - двухфазный, служит для отделения газовой (или паровой) фазы от жидкой. На установках АВТ такие сепараторы используют на отделении сжиженного газа колонны стабилизации (7 на рис. 8.11). По такому же принципу работают испарители нефти, в которых отделяют паровую фазу от жидкой (5 на рис. 10.1), если схемой дистилляции нефти это предусматривается. [c.554]

    Сырая нефть не может быть направлена на переработку без отделения попутного газа, являющегося ценным самостоятельным продуктом, и вредных примесей. Газ удаляют из нефти с помощью сепарации и стабилизации. Метод сепарации заключается в снижении давления нефти, в результате чего растворенные газы отделяются от нее. Однако даже после многоступенчатой сепарации в нефти остается значительное количество углеводородов i — С4. Поэтому нефть подвергают стабилизации на специальных установках, расположенных обычно недалеко от места ее добычи. Установки стабилизации оборудованы трубчатыми печами для подогрева нефти и ректификационной колонной для отделения фракций углеводородов. Смесь углеводородов i—С4 (головка стабилизации) разделяют на индивидуальные углеводородные фракции этановую, пропановую, изобутановую, бутановую. [c.230]

    Нефть растворяет также различные газы воздух, окись углерода, углекислый газ, сероводород, метан, этан, пропан, бутаны и др. Поэтому сырая нефть подвергается общей дегазации, а низ-кокипящие фракции и продукты переработки — физической стабилизации, в процессе которой происходит отделение газообразных углеводородов. [c.82]

    После отделения газа от нефти последняя все же содержит легкие летучие фракции, которые при хранении и транспортировке испаряются и теряются безвозвратно. Для устранения этих потерь нефть подвергают на промыслах стабилизации, т. е. от нее отделит не олько растворенные газы но. и на.иболеё Легкие [c.133]

    На Уфимском заводе, как указывалось выше, для стабилизации нефти предусматривается строительство нефтестабилизационной установки после электрообессоливающих установок. По этой схеме газ после нефтестабилизационной колонны, работающей под давг лением до 3 ати, и отделения от него бензинового конденсата поступает на газокомпрессоры и затем на газофракционирующую установку, Эта схема, на наш взгляд, наименее экономична, так как сопровождается не только большими единовременными капиталовложениями, но и постоянными эксплуатационными расходами. Нерациональность этой схемы становится еще более очевидной, если учесть то, что на Сызранском заводе полностью, а на Ново-Уфимском уже частично освоена подача нефти на АВТ с электрообессоливающих установок помимо резервуаров, что исключает ранее наблюдавшиеся потери газа и легких бензиновых фракций после обессоливания. [c.60]

    Стабилизация нефти. После отделения от нефти в трапах, колоннах и т. п. главной массы растворенных в ней газов и части легчайших бензиновых паров, увлекаемых газами, нефть все же содержит легко испаряюшиеся, очень летучие фракции. Чем выше их упругость паров и окружающая температура и чем продолжительнее хранение нефти, тем больше из нее испаряются и могут теряться указанные фракции. Между тем они являются наиболее ценными составными частями бензина. Поэтому принимают различные меры для уменьшения потерь от испарения углеводородов при хранении нефти. Сюда относятся  [c.246]

    Рациональной мерой является отделение от нефти на месте ее добычи не только растворенных в ней углеводородных газов, но и легких бензиновых фракций. Такой процесс частичного отбензи-нивания называется стабилизацией нефти и заключается в следующем (фиг. 88). [c.246]

    Сырой крекинг-бензин содержит много летучх1х углеводородов (5—7%), которые удаляются путем стабилизации, т. е. ректификации с отделением газов. Газы могут быть направлены на химиче-скз ю переработку, а бензин после охлаждения подвергается очистке. Существует много систем про.мышленного крекинга. Описание их можно найти в курсах технологии нефти. Здесь мы остановимся лишь на главных принципиальных чертах наиболее важных видов термического крекинга. [c.226]

    Одновременно с отделением газа происходит и отстой сьфой нефти от механических примесей и основной массы промысловой юды. Далее нефть направляется в отстойные резервуары емкостью до 30-50 тыс. м . Затем нефть направляется на промысловые элекгрообессоливающие установки (ЭЛОУ) и на стабилизацию. [c.15]

    Процессы подготовки нефти и газа занимают определенное промежуточное положение среди основных процессов добычи и переработки этих продуктов. С одной стороны, здесь завершается процесс добычи нефти (обезвоживание, обессоливание), с другой, начинается их частичная переработка (стабилизация). Известно, что из недр на поверхность извлекается, как правило, не нефть и газ в отдельности, а газоводонефтяная смесь. Нефть и газ получаются после сепарации этой смеси и отделения воды от нефти. Таким образом, здесь завершается добыча нефти и газа. Кроме того, при подготовке из них частично выделяются новые продукты, имеющие самостоятельное значение и использование (конденсат, продукты стабилизации нефти и отбензини-вания газа). Из нефти выделяются наиболее легкие углеводороды. [c.240]

    На рис. 55 приводится принципиальная схема блока стабилизации и абсорбции, используемого на комбинированной установке ЭЛОУ — АВТ со вторичной перегонкой бензина (тип А-12/9) производительностью 3 млн. т/год сернистой нефти Ромашкинского месторождения. Смесь легких бензиновых паров и газа из первой ректификационной колонны атмосферной части установки АВТ поступает в емкость для сепарации газа 2. Газ после отделения от жидкой фазы проходит в абсорбер 9. Абсорбентом служит фракция н. к. — 85 °С, коточая подается с низа стабилизатора через теплообменники 8. Избыток фракции н. к. — 85 °С выводится из системы. Абсорбентом для абсорбера II ступени служит фракция 140—240 °С, выходящая из осксзной ректификационной колонны атмосферной части. Насыщенный абсорбент из абсорбера II ступени насосом подается в основную ректификационную колонну. Сухой газ, выходящий с верха абсорбера II ступени, поступает в топливную сеть завода. Тепло абсорбции во фракционирующем [c.149]

    Нагретую до температуры 100 - 120 °С нефть / направляют в первую колонну 2, где при давлении 0,2 - 0,5 МПа от нее отгоняют широкую бензиновую фракцию, а снизу выводят стабильную нефть УП. Широкую бензиновую фракцию после отделения от нее в сепараторе 3 газа II направляют в колонну вторичной ректификации (стабилизации) 4, где под давлением 0,8 - 1,0 МПа эту фракцию разделяют на газ 1У, сжиженные углеводороды j - С4 и легкую бензиновую фракцию У1, состояшую из углеводородов С4 - С7. [c.357]

    Важным источником получения сжиженных газов являются также газы нефтестабилизации. На нефтепромыслах после отделения нефти от попутного газа часть этого газа остается в нефти в растворенном состоянии. Поэтому на нефтепромыслах сооружаются дополнительные установки, в которых нефть, содержащая растворенный газ, подвергается стабилизации с целью извлечения из нее оставшегося нестабильного газового бензина, содержащего значительные объемы метан-бутановой фракции. [c.140]

    Поскольку закрытая эксплуатация будет применяться во все юлее широком масштабе, количество продуктов стабилизации неф-. И будет непрерывно уменьшаться — обработка нефти на промыс-гах должна ограничиться только сепарацией (отделение от нефти азов) и отстоем от воды. Для того чтобы в нефти оставалось мак-имальное количество бутанов и углеводородов С5 и высших, в отдельных случаях целесообразно применение многоступенчатой се-[арацин. При этом основное количество легких углеводородов Сз— >5 будет растворено в нефти и выделится из нее на нефтеперера- атывающих заводах. В результате значительная часть углеводо-одного сырья сосредоточится в районах переработки нефти, а из айонов добычи нефти будут поставлять в основном только газо-бразное сырье. [c.19]

chem21.info

Устройство для удаления газа из нефти

 

ОП ИС-АННЕ

КЗОБРЕТЕИЙЯ

Союз Советскии

Социалистическим

Республик (б1) Дополнительное к авт. саид-ву (22) Заявлено 131277 (21) 2555067/23-26 с присоединением заявки HP (23) Приоритет

Опубликоваио15.01.80. Бюллетень NP 2

Дата опубликования описания 18Q1.80 (51)М. Кл.

В Ol D 19/00

Государственный комитет

СССР по делам изобретений и открытий (53) УДК 66;069,84(088,8) О,В, Маминов, В,В, Кафаров, А,Я, Мутрисков, Н,М, Байков, М.М. Губайдуллин, Р.С. Гайнутдинов и А.К. Сафиуллина (72) Авторы изобретения (71) вяВИтЕЛЬ Казанский химико-технологический институт им. С,М, Кирова (54) УСТРОЙСТВО ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ГАЗА ИЗ НЕФТИ

20

Изобретение относится к устройствам для удаления газа из нефти в условиях нефтяных промыслов и может быть использовано в системах совместного сбора, транспорта и подготовки нефти и газа.

Известно устройство для разделения нефтегазовой смеси, включающее сепарационную емкость с каплеуловителем, входной трубопровод,с депульсатором и отводами для предварительного отбора газа, соединяющими вводный стояк с сепарационной емкостью (i) .

Однако в этом устройстве в процессе движения газонефтяной смеси через горизонтальный патрубок часть жидкости в виде капель и более крупных скоплений поступает в вертикальные отводы и далее в газовое пространство сепарационной емкости,откуда захватывается потоком газа и уносится в газопровод, что приводит к осложнениям в работе газопровода и увеличивает потери нефти, Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является устройство для удаления газа из нефти, включающее депульсатор с входным трубопроводом, емкость, трубопровод предварительного отбора газа и каплеотбойник с трубопроводом отвода жидкости (21 °

Однако это устройство имеет ограниченную пропускную способность так как с повышением расхода газонефтяной смеси трудно достичь расслоенной структуры потока, и не ста-. билизирует поток с разрушением пены, эффективно лишь в том случае, когда нефтегазовая смесь На входе депульсатора имеет пробковую структуру потока, В случае эмульсионной, высокопенистой структуры нефтегазового потока, наиболее характерной структуры при больших его производительностях, выход общего свободного газа из нефти будет незначительным.

Белью изобретения является увеличение производительности устройства и повышение эффективности процесса.

Это достигается тем, что предлагаеМое устройство снабжено эжектором, установленным между депульсатором и емкостью, входной трубопровод

"набжен соплом, размещенным в ле709114

Формула изобретения

Тираж 809 Подписное

ЦНИИПИ Заказ 8636/б

Филиал ППП Патент, г. у ород, ул. Проектная,4 пульсаторе, а трубопровод отвода жидкости соединен с эжектором.

Такое выполнение устройства позволяет создать новое качественное состояние жидкогазовой смеси (инверсия фаз), т,е. если до входа в депульсатор поток был жидкостным с эмульгированными каплями свободного газа, то на выходе из сопла поток становится газовым с диспергированными каплями нефти, Это увеличивает общий выход свободного и растворенного газа, Одновременно резкое снижение давления разрушает пену, На чертеже изображено описываемое устройство для удаления газа из нефти.

Устройство содержит входной трубопровод 1 с соплом 2, депульсатор

3, выполз юный в виде цилиндрической трубы с отводами 4 и трубопроводом

5 предварительного отбора газа, каплеотбойник 6, трубопровод 7 отвода жидкости, зжектор 8, емкость 9 с патрубками 10 и ll соответственно выхода газа и вывода нефти, Устройство работает следующим образом, Нефтегазовая смесь любой структуры при разных производительностях и газон ас..-ьщенностях поступает с объектов (скважин, групповых замерных установок и дожимных насосных станций) в депульсатор 3 через сопло 2, Благодаря резкому перепаду давления на сопле 2 происходит обращение фаз (инверсия фаз) и увеличение выхода свободного газа„ Разовый поток движется по депульсатору, отбирается по отводам 4 и трубопроводу 5 предварительного отбора газа и поступает в каплеотбойник 6 через насадку, 3а счет резкого снижения давления происходит резкое расширение газа и переход в жидкую фазу капель нефти из газового потока,Жид«кая фаза.. из каплеотбойника б непрерывно отсасывается по трубопроводу

7 в эжектор 8, в котором достигается дополнительное разрушение капель нефти и освобождение растворенного газа под действием нового снижения давления. В диффузоре эжектора происходит укрупнение капель и расслоение нефтяной и газовой фаз за счет снижения скорости потока и повышения давления нефтегаэовогб потока. В емкости 9 происходит отделение газовой и жидкой фаз в равновесных условиях, В результате того, что из нефти полностью удаляется свободный и растворенный газ предлагаемое устройство по сравнению с известным при одинаковых размерах и металлоемкости имеет большую пропускную способность со значительной эффективностью разделения фаз.

Устройство для удаления газа из нефти, включающее депульсатор с входным трубопроводом, емкость, трубопровод предварительного отбора газа и каплеотбойник с трубопроводом отвода жидкости, о т л и ч а ю щ е ес я тем, что, с целью увеличения производительности устройства и повышения эффективности процесса, устройство снабжено эжектором, установленным. между депульсатором и емкостью., входной трубопровод снабжен соплом, размещенным в депульсаторе, а трубопровод отвода жидкости соединен с эжектором.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Авторское свидетельство СССР

319393, кл. В 01 D 19/02, 1971, 2, Авторское свидетельство СССР

Р 526368, кл. В 01 D 19/00, 1974 (прототип).

Устройство для удаления газа из нефти Устройство для удаления газа из нефти 

www.findpatent.ru

Очистка газов удаление из газа

    Силикагели. Силикагель (ксерогель кремниевой кислоты с хорошо развитой пористой структурой) используется для осушки воздуха и промышленных газов, осушки различных жидкостей, рекуперации паров органических веществ, очистки масел, удаления из нефти смолистых веществ. Применяется в хроматографии, а также как носитель и катализатор для реакций полимеризации, конденсации, окисления и восстановления органических веществ, для разделения радиоактивных изотопов, очистки промышленных сточных вод от ионов различных металлов [29]. Производится промышленностью в виде зерен и шариков в зависимости от пористой структуры может быть двух сортов мелкопористый и крупнопористый. В свою очередь каждый сорт по размерам зерен имеет несколько марок  [c.387]     После общей очистки обжиговый газ, полученный из колчедана, обязательно подвергается специальной очистке для удаления остатков пыли и тумана и, главным образом, соединений мышьяка и селена, которые при этом утилизируют. В специальную очистку газа входят операции охлаждения его до температуры ниже температур плавления оксида мышьяка (315°С) и селена (340°С) в башнях, орошаемых последовательно 50%-ной и 20% -ной серной кислотой, удаления сернокислотного тумана в мокрых электрофильтрах и завершающей осушки газа в скрубберах, орошаемых 95% -ной серной кислотой. Из системы специальной очистки обжиговый газ выходит с температурой 140—50°С. [c.161]

    А—приготовление угольной пасты Б—жидкофазная гидрогенизация В—предварительное гидрирование Г—бензинирование или расщепление Д—стабилизация Е—получение этана Ж—получение пропана 3—осушка газа И—получение бутана К—абсорбционная очистка газа (удаление аммиака) Л—производство газового бензина М—газоочистка (удаление СО и Н З) И—алкацидная очистка, молотковая дробилка 2—вращающаяся сушилка 3—бункер для сухого (4% НаО) угля с катализатором 4 —бак для затирочного масла 5—ластовый насос высокого давления 6—регенератор (теплообменник) / сепаратор Л—газоподогреватель 9—реактор 10—уровнемер 11—горячий сепаратор 12—центрифуга 3—печь полукоксования шлама 14—емкости для дросселирования 15—холодильник 16—продуктовый сепаратор 17—водоотделитель 18—циркуляционный насос 19—масляный абсорбер 20—детандер 21—алкацидный абсорбер 22—реактор с окисью железа (280°) для удаления сероокиси углерода 23—сборник среднего масла 24—дистилляционная колонна 25—водный абсорбер 26—бак для среднего масла 27—электрический подогреватель сборник бензина 29—емкости для среднего масла Б  [c.35]

    Для получения синтез-газа из угля требуется большее число стадий, так как в сыром газе больше нежелательных побочных продуктов, в том числе соединений серы, смолы и фенолов. На рис. 5 показана схема получения синтез-газа газификацией угля под давлением методом Лурги . После газификации угля с помощью кислорода и пара под давлением около 30 атм осуществляется первая стадия его очистки для удаления таких летучих компонентов, как смола, масла и фенолы. После этого следует стадия тонкой очистки с использованием холодного метанола, как это описано в разд. 1У.В. [c.224]

    В настоящее время очистку растворами щелочи применяют для удаления сероводорода, диоксида углерода, низших меркаптанов, нефтяных кислот, кислых продуктов после сернокислотной очистки и других нежелательных примесей из нефтепродуктов. Щелочной очистке подвергают углеводородные газы, бензиновые, керосиновые, реже дизельные и масляные дистилляты. [c.114]

    Рассмотрим пример такого соответствия между ДО и БСН для ХТС очистки и охлаждения газовых выбросов, технологическая схема которой представлена на рис. 6.14. Данная ХТС предназначена для снижения температуры горячего потока газа (хвостовой газ из парового котла), насыщения газа водяным паром и удаления твердых частиц осаждением в газовом потоке. Упрощенная БСН этой системы показана на рис. 6.15. [c.172]

    Осушка различных газов, очистка воздуха перед разделением (одновременное удаление Н2О и СО,), очистка жидких углеводородов и природного газа (удаление Н З и меркаптанов) [c.265]

    Очистка природных газов от сернистых соединений и углекислоты — процесс, который непрерывно совершенствуется. Первоначально целью очистки было удаление из газа нежелательных примесей перед подачей его потребителям. Выбор способа очистки определялся лишь его экономичностью. Однако необходимость в очистке всегда увеличивала стоимость газа. В середине 60-х годов открытие крупных газовых месторождений, содержащих HjS и Oj, и почти одновременно с этим возросший во всем мире спрос на серу в корне изменили экономические показатели процессов очистки газа. К прибыли, получаемой от реализации очищенного газа, прибавилась стоимость извлекаемой из него серы. Это стимулировало широкое применение старых способов сероочистки, модернизацию существующих и развитие новых процессов. Поэтому специалисты, занимающиеся вопросами сероочистки, имеют возможность широкого выбора процессов. [c.267]

    Газ перед очисткой (после удаления пыли) [c.270]

    В некоторых случаях пирогаз, т. е. продукт пиролиза газообразного сырья, первоначально промывается абсорбционным маслом для удаления углеводородов С4 и выше. Одной из основных целей этой промывки является удаление диеновых углеводородов. В дальнейшем производится двухступенчатая очистка от углекислого газа и сероводорода, очистка от ацетилена путем его гидрирования. Следующие стадии очистки заключаются в окончательном удалении из газа следов тяжелых углеводородов и в его осушке. [c.305]

    При выборе скорости необходимо также учитывать другие факторы. Высокие скорости прохождения газов приводят к глубокому проникновению частиц в ткань, что затрудняет удаление пылевых отложений. Это способствует также увеличению перепада давления через фильтр. Однако более высокие скорости прохождения фильтруемых газов сокращают потребную фильтрующую поверхность, и, следовательно, для очистки эквивалентных объемов газов требуются установки меньших габаритов. [c.359]

    Термическое взаимодействие метана с водяным паром происходит при 1200—1300°. В присутствии никелевого катализатора взаимодействие становится возможным при 700—800°. Каталитический спозоб, в котором природный газ (в целях предотвращения отравления никелевого катализатора) должен предварительно освобождаться от сернистых соединений, в промышленности уже давно разработан [20].. Грубая очистка предусматривает удаление неорганической серы, главным образом в виде сероводорода. Она происходит над так называемой люкс-массой (окись железа— красный шлам бокситиых отходов) или над бурым железняком при обычной температуре. Тонкая очистка, имеющая целью удаление органической серы в виде сероуглерода или сернистого карбонила, осуществляется над щелочной люкс-массой при температуре 250—300°. [c.28]

    Описанный процесс пригоден для обессеривания генераторного природного газа и газа коксовых печей. Обессеривание природного газа проводится под давлением. Поскольку процесс осуществляется при нормальных температурах, можно думать, что он пригоден для очистки любого не слишком кислого газа. Присутствие в катализаторе окиси железа способствует удалению H N и N0. [c.177]

    Нефть, добываемая из земных недр, содержит, как правило, газ, называемый попутным, пластовую иоду, минеральные соли, различные механические примеси. На каждую тонну добытой нефти приходится 50—100 м попутного (нефтяного) газа, 200— 300 кг воды, в которой растворены соли. Перед транспортировкой и подачей нефти на переработку газ должен быть отделен от нефти. Удаление газа из нефти проводится с помощью сепарации и стабилизации. Нефть также подвергается очистке от механических примесей, обезвоживанию и частичному обессоливанию. [c.105]

    Сернистыми соединениями обычно интересуются главным образом с точки зрения необходимости их удаления для повышения качества нефтепродуктов. В последние годы важное промышленное значение приобрело получение серы из сероводорода, присутствующего в природных газах и газах нефтепереработки. Для этой цели используют методы, разработанные коксохимической промышленностью еще в XIX столетии. В нефтяной промышленности этот процесс впервые применили в Иране перед второй мировой войной. Сейчас его используют во всем мире отчасти в связи с нехваткой серы, а отчасти с целью избежать загрязнения атмосферы сероводородом. В промышленном масштабе сернистые соединения получают также при очистке светлых нефтепродуктов, смазочных масел и т. п. В результате обработки серной кислотой в жестких условиях получаются сульфоновые кислоты, которые представляют интерес в связи с их поверхностноактивными свойствами. Эти сульфоновые кислоты используют уже давно, но состав их пока неизвестен. [c.24]

    При пирогенетическом разложении каменного угля получаются газообразные (сырой светильный газ), жидкие и твердые продукты (кокс). Сырой светильный газ подвергают специальной химической очистке для удаления вредных примесей сероводорода, синильной кислоты и аммиака. Очищенный светильный газ состоит из водорода (50%), метана (35%), других углеводородов (4%), двуокиси углерода (1%), окиси углерода (8%) и азота. Светильным газом пользуются для освещения и обогрева. [c.460]

    Очистка. Для удаления следов кислорода пропускают через промывную склянку, наполненную раствором 2 г пирогаллола и 6 г едкого кали в 50 мл воды. Затем газ высушивают, пропуская через колонку с натронной известью. [c.353]

    Полученный газ подвергают химической очистке для удаления всех примесей, кроме воздуха и водорода. Наличие последних (ВО многих случаях не мешает проводимым препаративным или исследовательским работам. Для получения совершенно чистого газа сероводород конденсируют и затем проводят фракционную дистилляцию в высоком вакууме. [c.154]

    Каменноугольный Т., образующийся в процессе коксования, извлекают из коксового газа в виде компонента сырого бензола, подвергают сернокислотной очистке (для удаления непредельных и серосодержащих соед.) и выделяют ректификацией. Чистоту и качество Т. контролируют методами ГЖХ. Значит, кол-во Т. получают как побочный продукт при синтезе стирола из бензола и этилена. [c.605]

    Процесс также основан на физической абсорбции кислых газов органическими растворителями, имеющими низкое давление паров при обычной температуре. Применяется для очистки газов от СО2, для совместного удаления СОг и НдЗ, может быть использован для селективной очистки от сероводорода газов, содержащих значительное количество как Н2 3, так и СОз. [c.281]

    Безэлектродные разрядные трубки, возбуждаемые СВЧ-ге-ераторами, давно применяют для получения спектров метал-ов. С этой целью их заполняют галогенидом исследуемого [еталла и инертным газом при давлении 1—2 гПа. Для табилизации температуры трубку заключают в вакуумную убашку и после тщательной очистки и удаления газа отпаи-ают. Внутренний диаметр трубки 3—12 мм, длина — 30—40 мм. рубку помещают в волновод для возбуждения используют антиметровые волны. [c.31]

    Следующая стадия очистки заключается в отмывке ароматических углеводородов в скруббере бензолом, подаваемым навстречу потоку газа. Затем газ, свободный от ароматических углеводородов, подвергается очистке от сероорганических соединений и сероводорода при прохождении через щелочную абсорбционную установку. Сера может быть удалена из скрубберной жидкости, а 0бедне1нная щелочная жидкость возвращается в установку. Дальнейшая очистка заключается в удалении в специальном боксе остатков сернистых соединений окислами железа и в последующей отмывке двуокиси углерода в абсорбере. Для этой цели могут применяться различные типы оборудования, например установки типа Бенфилд , Ветрокок и Ка-такарб . Очистка заканчивается удалением воды и осушкой гликолем в абсорбционных колоннах. [c.157]

    Поэтому перед установкой тонкой очистки целесообразно в таких случаях включать дополнительные установки для удаления указанных нежелательных загрязнений при помощи активного угля. Контакт тонкой сероочистки в отличие от массы, используемой для грубой очистки, имеет сероемкость лишь около 10%. Для обеспечения этой степени насыщения необходимо, чтобы в газе всегда содержалось необходимое количество кислорода. Температура процесса по мере отрабютки катализатора постепенно поднимается от 200 до 300°. Выходящий с установки грубой сероочистки (или с установки очистки активным углем) газ сначала подогревают в теплообменниках и затем направляют в башни тонкой очистки. Башни тонкой очистки загружают и разгружают так же, как и башни грубой очистки [22]. [c.82]

    Выход очищенного газойля, включая образующиеся в процессе керосиновые фракции, составляет 94—96 % (масс.) на сырье. При этом общий выход наиболее легких углеводородов (С1—С4) обычно не превышает 0,8 % (масс.), а бензиновой фракции — 1,5 % (масс.). Суммарный выход сероводорода и аммиака зависит от качества исходного газойля и глубины его очистки. Полнота удаления серы может достигать 97 % (масс.), но во многих случаях ограничиваются 80—90 % (масс.). Содержание азота уменьшается в меньшей степени. С увеличением содержания в сырье серы и с углублением его очистки образуется больше газов и бензина, а целевого жидкого очищенного продукта меньше. Поскольку обра- [c.54]

    Преимущества данного процесса — практически полное удаление из газа сероводорода, независимо от его концентрации в исходном газе, п инертность в отношении СО2 малые капитальные вложения по сравнению с другими способами при очистке небольших объемов газа работоспособность в широком диапазоне давлений извлече]ше из газа одновремешю с сероводородом меркаптанов. Недостатки процесса — периодичность, из-за чего необходимо устанавливать двойное количество оборудования или прекращать очистку газа на время регенерации илн заме]1Ы поглотителя возмояаюсть образования гидратов при высоких давлениях н температурах, близких к температуре гидратообразования удаление из очищаемого газа этилмеркаптана, если он был введен в газ в качестве одоранта необходимость в частой смене слоя поглотителя, если вместе с газом в поглотительную башню попадает нефть или углеводородный конденсат. [c.282]

    Более современная установка для очистки 34 000 м /ч газа с последующим улавливанием пыли с помощью электрофильтра была создана для котла мощностью 150 МВт на фирме СТЕ-АГ-Краф-тверк Келлерман в Люнене [963]. Температура отходящего газа колебалась между 95 и 125 °С, а содержание SOa — от 700 до 1400 млн . Установка работала в течение 26 недель в 1966 г., удаление газа составило 65—70% SO2, что ниже расчетного значения 75%. [c.177]

    Переработка этилена в большинстве случаев требует тщательной очистки его от ацетилена. Так, при производстве полиэтилена под высоким давлением и окиси этилена содержание С2Н2 не должно превышать 10 частей на 1 млн, частей [2], что соответствует 99,5—99,8%-ному удалению ацетилена. Селективному гидрированию подвергаются целиком газы пиролиза перед фрак-циопировкоп или же только этиленовая фракция. В первом случае ацетилен гидрируется водородом, содержащимся в газах пиролиза. В последнем случае для производства этилена высокой чистоты потребовалось бы введение водорода извне, а также новая ступень разделения газов кроме того, управление высокоэкзотермической реакцией гидрирования затрудняется [13]. Вследствие этого установка гидрирования ацетилена размещается обычно перед фракдпопировкоп, после очистки от кислых газов. [c.151]

    Промышленные установки но очистке газа от углекислоты промывкой водой обычно работают при давлениях 20—30 кПсм , количество циркуляционной воды зависит от ее температуры и давления и колеблется в пределах 100—200 л на 1000 нм газа. Промывкой газа водой не только достигается удаление уг.текислоты из газа, но значительно снижается содержание в нем сероводорода. [c.112]

    Характеристика нефтей может быть выражена через количество содержащихся в них газа, бензина, лигроина, керосина, газойля и остатка. Пределы излтенения содержания этих фракций в ряде типичных нефтей США указаны в табл. 6. Однако в большинстве случаев эти природные или прямогонные фракции не пригодны для непосредственной реализации (разумеется, за исключением нефтяного остатка, используемого в качестве топочного мазута, и газов метана, этапа п пропана). Бутан обычно разделяют фракционированием на изомеры н- и изобутан часть н-бутана часто подвергают изомеризации. Прямо-гонные бензин и лигроин имеют слишком низкое октановое число для использования в современных бензинах, хотя еще недавно прямогонные компоненты представляли значительную ценность в производстве авпационных бензинов. Керосин должен быть подвергнут очистке для удаления ароматических компонентов и сернистых соединений. Газойль также необходимо подвергнуть обес-сериванию. И, что важнее всего, относительное содержание этих фракций в нефти практически никогда не соответствует нужному для удовлетворения требований рынка. [c.43]

    Каталитич. синтезы на основе СО быстро развиваются в связи с возрастающим значением ненефтяного сырья. Разработан пром. процесс получения уксусной к-ты карбонилированием метанола в присут. очень малых кол-в солей Rh. Быстро возрастает применение К. для очистки отходящих пром. газов доокислением вредных орг. примесей в СО2 на катализаторах глубокого окисления металлах, простых оксидах (МпОз, Pe Oj), шпинелях ( u rj04, С0СГ2О4) и др. Перспективна также разработка катализаторов, селективно удаляющих вредные серосодержащие примеси (h3S, SOj) из отходящих пром. газов и прир. газа. В 70-х гг. 20 в. возникло новое направление каталитич. очистки - удаление примесей из выхлопных газов автомобилей. Катализатор в дожигателях выхлопных газов должен доокислять примеси углеводородов и СО до Oj, а также восстанавливать оксиды азота до N2. Используют в дожигателях Pt, Pd, Rh, нанесенные на носители, [c.337]

    Точное определение Р.т. играет важную роль при удалении влагн из углеводородных газов (см. Газов осушка) и пром. очистке газовых смесей. Охлаждение последних до т-р, близких к Р.т., может вызвать нежелат. появление конденсата, коррозию оборудования, контактирующего с газами, намокание фильтров, материалов в газоочистных установках и др. При этом необходимо учитывать, что пары нек-рых жидкостей, напр, р-ра Н2804, могут конденсироваться при более высокой т-ре (т. наз. кислотная Р. т), чем водяной пар. Так, даже при незначит. содержании 80, (0,СЮ5%) и 10% водяного пара Р.т. газов повьппается примерно до 150 °С. Поэтому дымовые газы, образующиеся прн сжигании сернистых топлив, охлаждают до т-ры, превышающей кислотную Р. т. [c.274]

    Сульфоэфиры из пятого сульфуратора направляют в нейтрализато] 5. Удаление газов из реакционной массы, нагретой до 50 - 55 °С осуществляют при помощи вентилятора 8, который отсасывает их и сульфураторов и нагнетает вначале в каплеотбойник 9, а затем I насадочный скруббер 10 р.пя улавливания непрореагиронавшего 50з 1 сопутствующего ему 802 раствором щелочи. Из скруббера отходящие газы отсасывают вентилятором 12 и подают на санитарную очистку - ] скруббер Вентури 11, где их окончательно отмывают (до санитарно нормы) и выбрасывают в атмосферу. Пасту из нейтрализатора подают I дозреватель 7, откуда направляют на приготовление композиции СМС, [c.76]

    Загрязненный газ пропускают через абсорбционный аппарат. После завершения цикла абсорбции поглощенную примесь десорбируют, для чего насыщенный сорбент продувают нафетым воздухом. Выходящий газ направляют в реактор каталитической очистки. Если примесь имеет органическую природу, происходит ее глубокое окисление. Очистка небольшого объема газа, содержащего большое количество примеси, - процесс более эффективный, нежели удаление малых количеств примеси из большого объема зафязненного газа, т.е. из первоначальной смеси. [c.441]

    Желаемая степень очистки, % и наличие согласования ее с Госсанинспекцией В случае высокой температуры очищаемых газов допустимое ее снижение до. ..°С Сменность работы предприятия. График и режим работы технологических агрегатов — источников очищаемого газа Возможны ли остановки производства или перерывы в очистке, в какие промежутки времени и на какой срок Каким образом очищались газы ранее (схема, аппараты и эффективность очистки) Система удаления уловленной золы или пыли и требуемая отметка низа пылевыпускных отверстий газоочистных аппаратов Наличие дымовой трубы и ее размеры высота диаметр устья материал трубы и защита ее против конденсата, от агрессивных газов Характеристика производственной воды, которая может быть подана для технологических нужд жесткость содержание примесей, мг/л температура, °С Требования к автоматизации управления и контроля установки (степень автоматизации). Пожелания в части расположения щитов КИП газоочистки возможность кооперирования их со щитами смежных технологических установок или цехов [c.300]

    Регенерацию адсорбента в адсорберах 3 и 4 проводят частью сухого газа, получаемого в блоке низкотемпературного разделения 8. Расход газа на регенерацию составляет 1,4 млн. мз/сут. Между адсорберами 3 и 4 устаиовлен нагреватель газа 5. Газ регенерации после его охлаждения в холодильнике 6 и отделения влаги в сепараторе 7 примешивают к магистральному газу. Метод одновременного удаления примесей из исходного газа является экономически более выгодным, чем очистка и осушка полученных продуктов. [c.409]

    На рис. 1У-17 показана схема получения горячего газа. Очистка газа от пыли производится в пылеотделителе 2 циклонного типа. С теплотехнической точки зрения выдача горячего газа является выгодной, так как в этом случае используется его физическое тепло, однако подача такого газа возможна только при отсутствии в нем смол и на короткие расстояния небольшому чпслу потребителей. Оборудование станции горячего газа состоит р13 газогенераторов, системы топливоподачи, устройств для очистки газа, удаления шлаков и уноса, коллекторов горячего газа, паровых и воздушных коммуникаций, а также вентиляторных установок, обеспечивающих подачу дутья и транспорт газа. [c.113]

    Исследование потенциального рынка илазмохимической технологии позволило установить область ее ирименения -это нефтеперерабатывающие заводы. На НПЗ для получения экологически чистой продукции (моторных топлив, масел, мазутов) ири переработке сернистых нефтей в схему переработки нефтп включаются процессы гидроочистки нефтепродуктов, протекающих на катализаторах в ирисутствии водорода. В результате гидроочистки этих продуктов образуются углеводородные газы с сероводородом, которые подвергают ампновой очистке для удаления последнего. Образующийся сероводород с копцеитрацией 95 99 % об. направляется на производство серы на установках Клауса или на иолучение серной кислоты. [c.478]

    Поэтому применение ацетатцеллюлозных мембран позволяет проводить одновременно очистку газов от h3S, СО2 и Н2О. При удалении h3S удельные затраты энергии на мембранный процесс на 75-80 % ниже, чем в методе абсорбции газа диэтаноламином. В табл. 9 приведены результаты очистки природно1 о газа на установках фирмы Грейс системе . [c.21]

    В колбочку со шлифом емкостью 50 мл помещают 10—15 г абсолютно безводного Na2P03Nh3. Колбочку через кран и ловушку с твердым едким натром присоединяют к высоковакуумному масляному насосу. Затем ее медленно иагревают приблизительно до 80 °С и для удаления остатков воды выдерживают 6 ч при этой температуре. Нагревают дальше и по повышению давления наблюдают за началом выделения аммиака. Температуру поднимают до 210 °С, часто откачивая выделяющийся газ. Выделение газа постепенно замедляется и через 7 дней заканчивается. Для очистки продукта 10 г неочищенного Na4P20eNH вносят порциями при размешивании в 100 мл [c.607]

    Порошок титана приготавливают путем промежуточного перевода металла в гидрид. Компактный металл гидрируют при 400—450 °С. Необходимый для этого очень чистый водород получают либо термическим разложением сырого гидрида титана, либо очищают газ диффузией через палладиевую мембрану. Полученный гидрид титана переводят в порошок в атмосфере аргона, а затем разлагают в высоком вакууме при 400—450 °С. Для полного удаления газов кратковременно нагревают титан до 800°С и в дальнейшем сохраняют его в атмосфере инертного газа. Аналитически чистый красный фосфор с целью дальнейшей очистки кипятят с NaOH, промывают и высушивают. [c.1477]

chem21.info

Устройство для удаления газа из нефти

Авторы патента:

 

 

Устройство для удаления газа из нефти Устройство для удаления газа из нефти 

Похожие патенты:

Изобретение относится к устройствам для получения очищенной от частиц жидкости и может быть использовано в различных областях техники

Изобретение относится к установкам подготовки нефти на нефтяных промыслах и может быть использована также в нефтеперерабатывающей промышленности

Изобретение относится к устройствам для разделения эмульгированных газожидкостных сред и удаления капель и брызг жидкости (нефти, конденсата, воды) из потока газа и может быть использовано в нефтепромысловых сепарационных установках и системах сбора нефтяного и природного газа в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей отрасли промышленности

Изобретение относится к установкам для регенерации трансформаторного масла и может быть использовано на предприятиях энергетического комплекса, электрических и трансформаторных станциях и объектах, использующих трансформаторное масло

Изобретение относится к технике предварительного обезвоживания и сепарации нефти на промыслах и может быть использовано в других отраслях для разделения смесей жидкостей и газа

Изобретение относится к химической технологии, связанной с пенообразованием в щелочных растворах процессов очистки газов от кислых компонентов (CO2, h3S и др.), включающей введение пеногасителя в абсорбент для подавления вспенивания

Изобретение относится к способам осаждения пены и может быть использовано при очистке сточных и пищевых вод

Устройство для удаления газа из нефти

www.findpatent.ru