Способ выделения тяжелых углеводородов из попутного нефтяного газа. Выделение газа из нефти


Выделение попутного газа из тонны нефти

У российской нефтехимии существует проблема с сырьем. В годы советской власти роль "фундамента" отрасли с разным успехом выполняли пищевой спирт, известь и кокс, древесина и синтетический этиловый спирт. Начиная с 60-х годов главным нефтехимическим сырьем становится прямогонный бензин (одна из фракций первичной перегонки нефти, из него на НПЗ получают автомобильное топливо), по этой причине почти все современные предприятия нефтехимии привязаны к нефтеперерабатывающим заводам (см. слайд 7). Кризис отрасли в 90-е годы во многом был обусловлен именно неспособностью переработчиков оплачивать поставки прямогонного бензина по рыночным ценам. Но прямогонный бензин далеко не лучшее нефтехимическое сырье. Выход целевых продуктов при его использовании ниже, чем при использовании продуктов переработки попутного нефтяного и природного газа, а они, к слову, дешевле бензина. В странах Западной Европы, Японии и в Китае почти вся нефтехимия работает на прямогонном бензине - но там другого сырья просто нет, к тому же современное оборудование существенно повышает выход целевых продуктов.

В России же, как и в других нефтегазодобывающих странах, есть большой сырьевой ресурс - попутный нефтяной газ и этан (содержится в природном газе и газовом конденсате). Как правило, это сырье не целевой, а побочный продукт добычи углеводородов, то есть извлекается вместе с нефтью (попутный газ) и природным газом (этан и газовый конденсат). Знакомые всем по документальным хроникам огненные факелы на нефтяных месторождениях - не что иное, как "утилизация" ценного сырья и доказательство, что в стране нет развитой нефтехимии.

Попутный газ, газовый конденсат и извлекаемый из природного газа этан - вот главное стратегическое преимущество российской нефтехимии. Это стратегическое преимущество мы тем не менее никак не можем обратить в конкурентное.

Получить доступ к "резервному" сырью уже непросто. Дело в том, что сырьем для нефтехимии является не сам попутный газ и конденсат, а так называемая широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ). ШФЛУ извлекают из попутного газа на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ). Сейчас ключевые объекты газопереработки находятся под контролем "Газпрома" и "Сибура". На первый взгляд это кажется странным - ведь все российские ГПЗ технологически привязаны к нефтяникам, поскольку занимаются переработкой попутного нефтяного газа и газоконденсата с нефтяных месторождений. Просто в советское время все они были частью Министерства газовой промышленности, и именно "Газпрому" было сподручнее приватизировать крупнейшие ГПЗ "под себя". На Западе крупные нефтехимические корпорации "нижних" переделов, как правило, дочерние подразделения нефтяных компаний, российским же нефтяникам нефтехимия была не нужна, соответственно, не нужны были и ГПЗ. Поэтому попутный газ, ценный продукт для нефтехимии, они просто сжигали. Новых собственников советской нефтянки поначалу это несильно огорчало - штрафы за сжигание газа были низкими, а все силы компаний уходили на максимизацию экспортных поставок сырой нефти.

Теперь, когда ключевые объекты газопереработки сконцентрированы в руках фактически одного игрока (точнее, связки "Газпром"-"Сибур"), маловероятно, что появятся новые мощные нефтехимические холдинги. А лидеры ныне горят желанием максимально использовать газовое сырье для собственных нужд. Другие нефтехимические компании, желающие перейти с дорогого прямогонного бензина на дешевый попутный газ, оставшись без газового сырья, могут потерять позиции почти на всех товарных рынках нефтехимической продукции. Таким образом, любой компании, которая хочет создавать новое производство в России, придется найти поставщика сырья и договориться с местными властями.

Сырье газпромовско-сибуровские ГПЗ получают с нефтяных месторождений. То затухает, то разгорается снова конфликт между "Сибуром" и нефтяниками из-за закупочных цен на попутный газ. Эту проблему решить можно - заключив долгосрочные договоры или же создав совместные предприятия. Нефтяников пока мало устраивают цены, предлагаемые "Сибуром", и они готовы скорее сжигать газ, чем продавать его. Отсутствие компромисса пагубно сказывается на развитии газосборных сетей на нефтяных месторождениях. Тем временем попутного газа в сибирской нефти с каждым годом добывается все меньше.

studfiles.net

выделение из нефти газа - это... Что такое выделение из нефти газа?

 выделение из нефти газа n

oil. Entspannung des Erdöls, Entspannung des Erdöls Entspannung

Универсальный русско-немецкий словарь. Академик.ру. 2011.

  • выделение из бетонной смеси цементного молока
  • выделение из общего потока

Смотреть что такое "выделение из нефти газа" в других словарях:

  • выделение нефти и газа (при бурении) — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN inrush of oil and gas …   Справочник технического переводчика

  • ГОСТ Р 53521-2009: Переработка природного газа. Термины и определения — Терминология ГОСТ Р 53521 2009: Переработка природного газа. Термины и определения оригинал документа: 62 абсорбционная осушка (природного газа): Осушка природного газа с использованием абсорбентов. Примечание В качестве абсорбентов при… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Геология нефти — Содержание 1 Миграция нефти 2 Нефтеносные породы и скопления нефти …   Википедия

  • Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина — (РГУНиГ) …   Википедия

  • ОСТ 39-112-80: Нефть. Типовое исследование пластовой нефти. Объем исследования. Форма представления результатов — Терминология ОСТ 39 112 80: Нефть. Типовое исследование пластовой нефти. Объем исследования. Форма представления результатов: 12. Газосодержание Количество углеводородов, перешедших в газовую фазу при изменении условий от пластовых до атмосферных …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • СССР. Естественные науки —         Математика          Научные исследования в области математики начали проводиться в России с 18 в., когда членами Петербургской АН стали Л. Эйлер, Д. Бернулли и другие западноевропейские учёные. По замыслу Петра I академики иностранцы… …   Большая советская энциклопедия

  • Европа —         (греч. Europe, от ассир. эреб запад; в Др. Греции так именовались территории, лежащие к З. от Эгейского м.) часть света, зап. часть материка Евразии.          Общие сведения. Пл. Е. ок. 10 млн. км2, в т.ч. на о ва приходится ок. 730 тыс.… …   Геологическая энциклопедия

  • Нефтегазовый сепаратор —         (a. oil gas separator; н. Ol Gas Separator; ф. separateur huile gaz; и. separadora de gas y petroleo, separadora de gasoil) предназначен для отделения нефт. газа от нефти на нефт. промысле. H. c. различаются геом. формой (цилиндрическая,… …   Геологическая энциклопедия

  • Нефть —         Нефть (через тур. neft, от перс. нефт) горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространённая в осадочной оболочке Земли, являющаяся важнейшим полезным ископаемым. Образуется вместе с газообразными углеводородами (см.… …   Большая советская энциклопедия

  • Российская Советская Федеративная Социалистическая Республика —         РСФСР.          I. Общие сведения РСФСР образована 25 октября (7 ноября) 1917. Граничит на С. З. с Норвегией и Финляндией, на З. с Польшей, на Ю. В. с Китаем, МНР и КНДР, а также с союзными республиками, входящими в состав СССР: на З. с… …   Большая советская энциклопедия

  • ГОСТ Р 53713-2009: Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки — Терминология ГОСТ Р 53713 2009: Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки оригинал документа: (попутный) нефтяной газ; ПНГ: Смесь углеводородных и неуглеводородных газов и паров, находящихся как в свободном, так и в растворенном… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

universal_ru_de.academic.ru

Способ выделения тяжелых углеводородов из попутного нефтяного газа

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Изобретение касается способа выделения тяжелых углеводородов из попутного нефтяного газа и включает смешение попутного нефтяного газа и нефтяной эмульсии с дальнейшей сепарацией и направлением газа в газопровод, а нефтяной эмульсии на подготовку. Используют нефтяную эмульсию с температурой менее температуры попутного нефтяного газа на 15-30°C, попутный нефтяной газ вводят в трубопровод нефтяной эмульсии под давлением, большим, чем давление в трубопроводе на 0,1-0,2 МПа, смесь нефтяной эмульсии и попутного нефтяного газа транспортируют по трубопроводу, имеющему подъем по ходу нефти, длиной не менее 8 м под давлением 0,25-0,40 МПа с температурой 4-10°C, после чего смесь нефтяной эмульсии и попутного нефтяного газа подают на сепарацию. Технический результат - повышение количества выделяемых тяжелых углеводородов из попутного нефтяного газа. 2 ил., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефти и утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) при добыче, сборе и транспорте продукции нефтяных скважин на месторождениях.

Известен способ подготовки ПНГ, описанный при работе установки для подготовки ПНГ низкого давления, согласно которому при охлаждении ПНГ происходит конденсация тяжелых фракций углеводородов, выделение их из потока газа производится в нижних камерах теплообменников. Окончательную очистку от конденсата газ проходит после теплообменников в сепараторе основной очистки перед подачей газа в вихревую трубу (Патент РФ на полезную модель №78793, опублик. 10.12.2008).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ переработки ПНГ нефтяного сырья, включающий генерацию высокотемпературного теплоносителя путем частичного окисления углеводородного газа кислородом и одновременную подачу потоков высокотемпературного теплоносителя и нефтяного сырья в пиролизную камеру с последующей закалкой и разделением продуктов реакции на фракции. Углеводородные газы С1-C4 сжимают вместе с нефтью до растворения в ней фракций С2-С4, нерастворенный газ C1 (метан) направляют на генерацию высокотемпературного теплоносителя с температурой 1000-1500°C, а нефть с растворенными газами C2-C4 распыляют в пиролизной камере между потоком теплоносителя и стенками камеры до охлаждения реакционной смеси до температуры 500-800°C. Технический результат заключается в увеличении степени конверсии нефтяных газов в жидкие углеводородные фракции (Патент РФ №2330058, опублик. 27.07.2008 - прототип).

Недостатком известных способов является неполное выделение тяжелых углеводородов из ПНГ.

В предложенном изобретении решается задача повышения количества выделяемых тяжелых углеводородов из ПНГ.

Задача решается тем, что в способе выделения тяжелых углеводородов из ПНГ, включающем смешение ПНГ и нефтяной эмульсии, направление газа в газопровод, а нефтяной эмульсии на подготовку, согласно изобретению, используют нефтяную эмульсию с температурой менее температуры ПНГ на 15-30°C, ПНГ вводят в трубопровод нефтяной эмульсии под давлением, большим, чем давление в трубопроводе на 0,1-0,2 МПа, смесь нефтяной эмульсии и ПНГ транспортируют по трубопроводу, имеющему подъем по ходу нефти, длиной не менее 8 м под давлением 0,25-040 МПа с температурой 4-10°C, после чего смесь нефтяной эмульсии и ПНГ по трубопроводу подают на сепарацию.

Сущность изобретения

Содержание в ПНГ тяжелых фракций углеводородов (C5+выше) достигает 15%. При транспортировке ПНГ по газопроводам вследствие изменения температурного режима происходит конденсация и выпадение из ПНГ тяжелых углеводородов и паров воды, т.е. конденсата. Наибольшее количество конденсата выпадает из ПНГ в приемных и напорных газопроводах, на компрессорных станциях (КС) при транспорте и компримировании нефтяного газа с установок отдувки сероводорода, из нефти - на установках подготовки высокосернистой нефти. Выпадение конденсата приводит к сбоям в работе оборудования, нарушает технологический процесс. Для предотвращения выпадения тяжелых фракций углеводородов из ПНГ в технологическом оборудовании проводят предварительное разделение ПНГ на газ и конденсат. Известные технические решения не в полной мере позволяют выделить из газа тяжелые углеводороды. В предложенном изобретении решается задача повышения количества выделяемых тяжелых углеводородов из попутного нефтяного газа на предварительной стадии. Задача решается следующим образом.

Для выделения тяжелых углеводородов из ПНГ выполняют смешение ПНГ и нефтяной эмульсии в трубопроводе, подающем нефтяную эмульсию на сепарацию. Используют нефтяную эмульсию с температурой менее температуры ПНГ на 15-30°C, ПНГ вводят в трубопровод нефтяной эмульсии под давлением, большим, чем давление в трубопроводе на 0,1-0,2 МПа, смесь нефтяной эмульсии и ПНГ транспортируют по трубопроводу длиной не менее 8 м под давлением 0,25-040 МПа с температурой 4-10°C. Кроме того, трубопровод выполняют наклонным с подъемом в сторону сепаратора, т.е. с подъемом по направлению потока нефтяной эмульсии. В основном используют трубопровод с наклоном порядка 40-50°.

При контакте ПНГ с нефтяной эмульсией происходит снижение температуры ПНГ и тяжелые углеводороды при перераспределении фаз остаются в нефти. В результате удается практически полностью выделить тяжелые углеводороды из ПНГ.

После успешной реализации предлагаемого способа происходит уменьшение содержания тяжелых углеводородов в составе компримированного газа, уходящего на установку сероочистки, обеспечивается увеличение объема перекачиваемого и перерабатываемого углеводородного газа - ценного сырья нефтехимии.

Указанные режимы по температуре, давлению, длине трубопровода, наклону установлены как наиболее оптимальные для выделения из ПНГ конденсата. Отклонение от указанных режимов приводит к повышению сохранения конденсата в ПНГ, т.е. к не достижению целей и задач технического решения.

Пример конкретного выполнения

Опытно-промышленные испытания заявленного способа проводились на установке подготовки высокосернистой нефти. Технологическая схема представлена на фиг.1 и 2, где 1 - трубопровод нефти, 2 - сепаратор I ступени сепарации, 3 - напорный газопровод, 4 - отстойник, 5 - теплообменник, 6 - сепаратор II ступени сепарации, 7 - компрессорная станция КС. Условные обозначения: → - нефть, --→ - вода, --→ - газ.

Водогазонефтяную эмульсию с цехов добычи нефти и газа с температурой 4÷10°C и давлением от 0,25÷0,4 МПа подают по трубопроводу нефтяной эмульсии 1 диаметром 500 мм на буллиты 2 первой ступени сепарации (горизонтальные аппараты объемом 200 м3), где происходит отделение газа. Отделившийся газ направляют в напорный газопровод 3 на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) с температурой от 5 до 10°C и давлением от 0,13 до 0,16 МПа. Далее нефтяную эмульсию через отстойники 4 и теплообменники 5 направляют на вторую ступень сепарации 6 с давлением 0,005÷0,035 МПа, где происходит дальнейшее отделение газа. Отделившийся газ поступает на прием КС 7 с температурой 10÷30°C, а нефтяная эмульсия с температурой 10÷15°C направляется на установку подготовки нефти.

На КС газ направляют по трубопроводу диаметром 150 мм в трубопровод нефтяной эмульсии 1 перед I ступенью сепарации. ПНГ транспортируют с температурой 20÷40°C и давлением 0,4÷0,55 МПа. ПНГ вводят в трубопровод 1 под давлением, большим, чем давление в трубопроводе на 0,1-0,2 МПа. Смесь нефтяной эмульсии и ПНГ транспортируют по трубопроводу длиной 8 м под давлением 0,25-040 МПа с температурой 4-10°С. Трубопровод имеет подъем 45° по направлению тока нефтяной эмульсии. Смесь нефтяной эмульсии и ПНГ по трубопроводу подают на сепарацию. В трубопроводе 1 при контакте ПНГ с нефтью происходят процессы охлаждения компримированного газа и растворение газового конденсата в нефти.

В результате удается полностью очистить газ от тяжелых фракций углеводородов.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения количества выделяемых тяжелых углеводородов из ПНГ.

Способ выделения тяжелых углеводородов из попутного нефтяного газа, включающий смешение попутного нефтяного газа и нефтяной эмульсии, направление газа в газопровод, а нефтяной эмульсии на подготовку, отличающийся тем, что используют нефтяную эмульсию с температурой менее температуры попутного нефтяного газа на 15-30°C, попутный нефтяной газ вводят в трубопровод нефтяной эмульсии под давлением, большим, чем давление в трубопроводе на 0,1-0,2 МПа, смесь нефтяной эмульсии и попутного нефтяного газа транспортируют по трубопроводу, имеющему подъем по ходу нефти, длиной не менее 8 м под давлением 0,25-0,40 МПа с температурой 4-10°C, после чего смесь нефтяной эмульсии и попутного нефтяного газа подают на сепарацию.

www.findpatent.ru

Факторы, влияющие на эффективность выделения газа из нефти в сепараторах

Самым эффективным и технически совершенным сепаратором яв­ляется такой, из которого не выносится капельная жидкость и пузырьки газа, при этом время задержки нефти в сепараторе и расход металла на его изготовление должны быть минимальными. Кроме того, в таком сепараторе должно устанавливаться фазовое равновесие между газом и нефтью.

При разделении нефти и газа в сепараторе следует стремиться к тому, чтобы создавать большую поверхность контакта между фа­зами и не допускать чрезмерного уноса капельной жидкости и акклюдированных пузырьков газа из сепаратора. Увеличение по­верхности контакта между нефтью и газом существенно сокращает время для достижения равновесного состояния системы при дан­ных температуре и давлении.

Поэтому эффективное выделение газа из нефти в сепараторе может быть только при мелкодисперсном состоянии нефтегазовой смеси, которое обеспечивается, как правило, или насадками фор­суночного типа, или специальными диспергаторами. В данном слу­чае в объеме сепаратора образуется мелкодисперсная нефтегазовая смесь, состоящая в основном из капелек нефти размером от 1 до 2 мм. Размер капель нефти в сепараторах — это функция отноше­ния ơ∆p, где ơ — межфазное натяжение, а ∆p — разность плот­ностей фаз. При большом отношении образуются крупные капли и, следовательно, уменьшается поверхность раздела фаз, что приво­дит к ухудшению массопередачи.

Капельки такого размера успешно улавливаются в каплеуловительной секции, в качестве которой может быть установлен тур­босепаратор.

Защита стальных резервуаров от коррозии

Стальные резервуары подвержены внешней и внутренней коррозии. Почвенной коррозии подвергается днище резервуара, находящееся в контакте с грунтом, а крыша и корпус резервуара – атмосферной коррозии, которая не бывает интенсивной, и ее с успехом предотвращают нанесением на наружную поверхность различных красок. Эти покрытия должны быть прочны и водонепроницаемы с тем, чтобы вода не проникала под слой краски и не вызывала электрохимического процесса разрушения. Коррозия днищ резервуаров зависит от химического состава грунтов и ее влажности. Днища резервуаров защищают от коррозионного разрушения двумя методами: нанесением на внешнюю сторону днища битумной изоляции и созданием изолирующего слоя, а против агрессивного действия грунтовых вод применяют катодную и протекторную защиту.

Внутренняя коррозия резервуаров является более интенсивной, особенно в присутствии влажного воздуха и сернистых соединений, содержащихся в некоторых нефтях. В этих условиях быстро выходит из строя крыша резервуара, которая постоянно контактирует с газовоздушной смесью. Сравнительно быструю коррозию крыш можно объяснить следующим образом. Попадающий в газовое пространство резервуара при больших «дыханиях» влажный атмосферный воздух конденсируется на холодных стенках резервуара (ночью). В образовавшихся каплях растворяется выделившийся из нефти сероводород. Сероводород в присутствии кислорода воздуха образует серную кислоту и сульфиды железа, вызывающие иногда самовозгорание и воспламенение нефтепродуктов.

2Fe + 2h3S + O2 = FeS + 2h3O,

4Fe + 12h3S + 3O2= 4Fe2O3+ 12h3O,

h3S + 2O2 = h3SO4

Для устранения контакта газа и кислорода воздуха с металлом крыш и корпусом резервуара внутреннюю поверхность их покрывают различными металлическими и пластмассовыми покрытиями, стойкими к воздействию нефти и легких углеводородов. Перед нанесением покрытий резервуары тщательно очищают от остатков нефти.

Пластовая вода, осаждающаяся на дне резервуаров, содержит различные соли, являющиеся хорошими электролитами. Металл днища резервуара, как правило, неоднороден по составу, и в присутствии электролита отдельные части листов, обладая разными потенциалами, образуют гальванопары, являющиеся источниками электрохимической коррозии днищ. Интенсивность коррозионного разрушения днищ увеличивается, когда в пластовых водах содержится соль магния MgCl2, которая при гидролизе образует соляную кислоту, существенно ускоряющую процесс разрушения днищ:

MgCl2+ 2h3O = Mg(OH)2+ 2HCl.

Коррозионному разрушению днищ в значительной степени способствует также подогрев нефти и пластовой воды, содержащихся в резервуарах.

Многолетней практики эксплуатации резервуарных парков установлено, что стоимость применяемых в настоящее время средств защиты днищ о коррозионного разрушения не превышает 2% расходов, затрачиваемых обычно на замену днищ новыми.

За последнее время для предотвращения коррозии внутренней поверхности стальных резервуаров все шире начинают применять биметаллы. Биметалл представляет обычную углеродистую сталь, на которую наноситься тонкий слой (от 0,3 до 2 мм) легированной коррозионной стали (например, ЭЯ - 1.

Кроме того, днище резервуаров защищают от коррозии следующими методами:

  1. периодическим добавлением в подтоварную воду щелочей, нейтрализующих кислоты;

  2. покрытием днища слоем каменноугольного пека толщиной 3 – 5 см, нерастворимого в нефтях и нефтепродуктах; над слоем пека должна поддерживаться постоянной высоты водяная подушка;

  3. особенно эффективно применение эпоксидно-этиленовой краски ЭП – 755 и краски ХС – 717, а также красок, изготовленных на основе фенолформальдегидных смол (ФЛ – 723, ФЛ – 724 – 1).

studfiles.net

Способ выделения тяжелых углеводородов из попутного нефтяного газа

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Изобретение касается способа выделения тяжелых углеводородов из попутного нефтяного газа и включает смешение попутного нефтяного газа и нефтяной эмульсии с дальнейшей сепарацией и направлением газа в газопровод, а нефтяной эмульсии на подготовку. Используют нефтяную эмульсию с температурой менее температуры попутного нефтяного газа на 15-30°C, попутный нефтяной газ вводят в трубопровод нефтяной эмульсии под давлением, большим, чем давление в трубопроводе на 0,1-0,2 МПа, смесь нефтяной эмульсии и попутного нефтяного газа транспортируют по трубопроводу, имеющему подъем по ходу нефти, длиной не менее 8 м под давлением 0,25-0,40 МПа с температурой 4-10°C, после чего смесь нефтяной эмульсии и попутного нефтяного газа подают на сепарацию. Технический результат - повышение количества выделяемых тяжелых углеводородов из попутного нефтяного газа. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефти и утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) при добыче, сборе и транспорте продукции нефтяных скважин на месторождениях.

Известен способ подготовки ПНГ, описанный при работе установки для подготовки ПНГ низкого давления, согласно которому при охлаждении ПНГ происходит конденсация тяжелых фракций углеводородов, выделение их из потока газа производится в нижних камерах теплообменников. Окончательную очистку от конденсата газ проходит после теплообменников в сепараторе основной очистки перед подачей газа в вихревую трубу (Патент РФ на полезную модель №78793, опублик. 10.12.2008).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ переработки ПНГ нефтяного сырья, включающий генерацию высокотемпературного теплоносителя путем частичного окисления углеводородного газа кислородом и одновременную подачу потоков высокотемпературного теплоносителя и нефтяного сырья в пиролизную камеру с последующей закалкой и разделением продуктов реакции на фракции. Углеводородные газы С1-C4 сжимают вместе с нефтью до растворения в ней фракций С2-С4, нерастворенный газ C1 (метан) направляют на генерацию высокотемпературного теплоносителя с температурой 1000-1500°C, а нефть с растворенными газами C2-C4 распыляют в пиролизной камере между потоком теплоносителя и стенками камеры до охлаждения реакционной смеси до температуры 500-800°C. Технический результат заключается в увеличении степени конверсии нефтяных газов в жидкие углеводородные фракции (Патент РФ №2330058, опублик. 27.07.2008 - прототип).

Недостатком известных способов является неполное выделение тяжелых углеводородов из ПНГ.

В предложенном изобретении решается задача повышения количества выделяемых тяжелых углеводородов из ПНГ.

Задача решается тем, что в способе выделения тяжелых углеводородов из ПНГ, включающем смешение ПНГ и нефтяной эмульсии, направление газа в газопровод, а нефтяной эмульсии на подготовку, согласно изобретению, используют нефтяную эмульсию с температурой менее температуры ПНГ на 15-30°C, ПНГ вводят в трубопровод нефтяной эмульсии под давлением, большим, чем давление в трубопроводе на 0,1-0,2 МПа, смесь нефтяной эмульсии и ПНГ транспортируют по трубопроводу, имеющему подъем по ходу нефти, длиной не менее 8 м под давлением 0,25-040 МПа с температурой 4-10°C, после чего смесь нефтяной эмульсии и ПНГ по трубопроводу подают на сепарацию.

Сущность изобретения

Содержание в ПНГ тяжелых фракций углеводородов (C5+выше) достигает 15%. При транспортировке ПНГ по газопроводам вследствие изменения температурного режима происходит конденсация и выпадение из ПНГ тяжелых углеводородов и паров воды, т.е. конденсата. Наибольшее количество конденсата выпадает из ПНГ в приемных и напорных газопроводах, на компрессорных станциях (КС) при транспорте и компримировании нефтяного газа с установок отдувки сероводорода, из нефти - на установках подготовки высокосернистой нефти. Выпадение конденсата приводит к сбоям в работе оборудования, нарушает технологический процесс. Для предотвращения выпадения тяжелых фракций углеводородов из ПНГ в технологическом оборудовании проводят предварительное разделение ПНГ на газ и конденсат. Известные технические решения не в полной мере позволяют выделить из газа тяжелые углеводороды. В предложенном изобретении решается задача повышения количества выделяемых тяжелых углеводородов из попутного нефтяного газа на предварительной стадии. Задача решается следующим образом.

Для выделения тяжелых углеводородов из ПНГ выполняют смешение ПНГ и нефтяной эмульсии в трубопроводе, подающем нефтяную эмульсию на сепарацию. Используют нефтяную эмульсию с температурой менее температуры ПНГ на 15-30°C, ПНГ вводят в трубопровод нефтяной эмульсии под давлением, большим, чем давление в трубопроводе на 0,1-0,2 МПа, смесь нефтяной эмульсии и ПНГ транспортируют по трубопроводу длиной не менее 8 м под давлением 0,25-040 МПа с температурой 4-10°C. Кроме того, трубопровод выполняют наклонным с подъемом в сторону сепаратора, т.е. с подъемом по направлению потока нефтяной эмульсии. В основном используют трубопровод с наклоном порядка 40-50°.

При контакте ПНГ с нефтяной эмульсией происходит снижение температуры ПНГ и тяжелые углеводороды при перераспределении фаз остаются в нефти. В результате удается практически полностью выделить тяжелые углеводороды из ПНГ.

После успешной реализации предлагаемого способа происходит уменьшение содержания тяжелых углеводородов в составе компримированного газа, уходящего на установку сероочистки, обеспечивается увеличение объема перекачиваемого и перерабатываемого углеводородного газа - ценного сырья нефтехимии.

Указанные режимы по температуре, давлению, длине трубопровода, наклону установлены как наиболее оптимальные для выделения из ПНГ конденсата. Отклонение от указанных режимов приводит к повышению сохранения конденсата в ПНГ, т.е. к не достижению целей и задач технического решения.

Пример конкретного выполнения

Опытно-промышленные испытания заявленного способа проводились на установке подготовки высокосернистой нефти. Технологическая схема представлена на фиг.1 и 2, где 1 - трубопровод нефти, 2 - сепаратор I ступени сепарации, 3 - напорный газопровод, 4 - отстойник, 5 - теплообменник, 6 - сепаратор II ступени сепарации, 7 - компрессорная станция КС. Условные обозначения: → - нефть, --→ - вода, --→ - газ.

Водогазонефтяную эмульсию с цехов добычи нефти и газа с температурой 4÷10°C и давлением от 0,25÷0,4 МПа подают по трубопроводу нефтяной эмульсии 1 диаметром 500 мм на буллиты 2 первой ступени сепарации (горизонтальные аппараты объемом 200 м3), где происходит отделение газа. Отделившийся газ направляют в напорный газопровод 3 на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) с температурой от 5 до 10°C и давлением от 0,13 до 0,16 МПа. Далее нефтяную эмульсию через отстойники 4 и теплообменники 5 направляют на вторую ступень сепарации 6 с давлением 0,005÷0,035 МПа, где происходит дальнейшее отделение газа. Отделившийся газ поступает на прием КС 7 с температурой 10÷30°C, а нефтяная эмульсия с температурой 10÷15°C направляется на установку подготовки нефти.

На КС газ направляют по трубопроводу диаметром 150 мм в трубопровод нефтяной эмульсии 1 перед I ступенью сепарации. ПНГ транспортируют с температурой 20÷40°C и давлением 0,4÷0,55 МПа. ПНГ вводят в трубопровод 1 под давлением, большим, чем давление в трубопроводе на 0,1-0,2 МПа. Смесь нефтяной эмульсии и ПНГ транспортируют по трубопроводу длиной 8 м под давлением 0,25-040 МПа с температурой 4-10°С. Трубопровод имеет подъем 45° по направлению тока нефтяной эмульсии. Смесь нефтяной эмульсии и ПНГ по трубопроводу подают на сепарацию. В трубопроводе 1 при контакте ПНГ с нефтью происходят процессы охлаждения компримированного газа и растворение газового конденсата в нефти.

В результате удается полностью очистить газ от тяжелых фракций углеводородов.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения количества выделяемых тяжелых углеводородов из ПНГ.

Формула изобретения

Способ выделения тяжелых углеводородов из попутного нефтяного газа, включающий смешение попутного нефтяного газа и нефтяной эмульсии, направление газа в газопровод, а нефтяной эмульсии на подготовку, отличающийся тем, что используют нефтяную эмульсию с температурой менее температуры попутного нефтяного газа на 15-30°C, попутный нефтяной газ вводят в трубопровод нефтяной эмульсии под давлением, большим, чем давление в трубопроводе на 0,1-0,2 МПа, смесь нефтяной эмульсии и попутного нефтяного газа транспортируют по трубопроводу, имеющему подъем по ходу нефти, длиной не менее 8 м под давлением 0,25-0,40 МПа с температурой 4-10°C, после чего смесь нефтяной эмульсии и попутного нефтяного газа подают на сепарацию.

bankpatentov.ru

Выделение газа - Справочник химика 21

    Достоверную причину взрыва и загорания установить не удалось. Возможно, что во время простоя колонны продолжалась деструкция полимера с выделением газов, которые с воздухом образовали взрывоопасную смесь. Импульсом взрыва, по-видимому, послужил полимер, обладающий пирофорными свойствами, воспламенившийся после вскрытия кипятильника. [c.122]

    После проскока водяного пара выделение газа прекращается, вследствие чего получается полностью конденсируемая смесь водяных паров и бензиновых углеводородов. [c.97]

    Схемой двукратного испарения (рис. П1-6,а) предусматривается выделение газа и легких бензиновых фракций (до 140—160 °С) в ректификационной колонне (if =180—220 °С, Р = 0,2—0,8 МПа) с последующим разделением частично отбензиненной нефти на топливные фракции и мазут в ректификационной колонне с боковыми отпарными секциями 2 (/ =350—380°С, Р = 0,11—0,2 МПа). [c.157]

    На рис. IV-23, а изображена схема выделения газов из катализата риформинга с предварительной холодной сепарацией фаз. Газопродуктовую смесь из реактора подвергают предварительной сепарации при давлении реакции и 40°С (в предварительном сепараторе низкого давления). Затем образовавшуюся газовую фа- [c.232]

    Подсушенный осадок вместе с фильтром переносят в тигель и, поместив последний в треугольник иа кольцо штатива, обугливают фильтр на маленьком пламени горелки. После этого некоторое время осторожно прокаливают тигель с осадком, очень медленно повышая температуру во избежание разбрасывания осадка вследствие слишком бурного выделения газов (СО2 и СО) и паров воды. [c.178]

    Анод совершенно не должен растворяться, и единственным электродным процессом является выделение газа, чаще всего кислорода. Это требование предъявляется к анодам при электролизе воды, электроэкстракции цинка, хромировании, а также при электролизе растворов хлоридов щелоч гых металлов. В последнем случае [c.474]

    В США позже пришли к выводу об использований сухого льда или ряда термодинамических эффектов, сопряженных с выделением газа из брикетов твердого хладоагента для освоения и продавки фонтанных и компрессорных скважин [70]. [c.13]

    Существует два основных типа выделения газа из раствора контактный и дифференциальный. При контактном выделении газа из нефти давление снижается на конечную величину. По мере понижения давления выделяющийся газ постоянно находится в системе и соприкасается с поверхностью нефти. Объем системы при этом увеличивается, а общее количество каждого компонента в системе в процессе дегазации остается неизменным. [c.22]

    Коэффициент теплопередачи при конденсации вторичного пара с ростом вакуума уменьшается, как это явствует из диаграммы, изображенной на фиг. 188, Коэффициент теплоотдачи вторичного пара обычно значительно снижается вследствие загрязнения пара газами, выделяющимися из раствора при испарении, если не принять мер к полному удалению газов. Количество газа, которое необходимо удалить, определить нелегко, так как выделение газов обусловливается многи.чи обстоятельствами. Кроме того, обычно неизвестно количество газа, имеющегося в растворе. Очень часто еще при нахождении сырья -на складе или в процессе самого испарения имеет место протекание целого ряда хими ческих процессов. [c.273]

    При работе в местах, опасных по выделению газа, необходимо пользоваться следующими защитными средствами  [c.186]

    Синтез проводится при мольном соотношении дифенилолпропан карбонат гидрид, равном 1 2,1 0,02. Смесь нагревают до начала выделения СО2 и затем медленно поднимают температуру до 220 °С, поддерживая ее до прекращения выделения газа. Гидрид удаляют фильтрованием, а оставшуюся смесь подкисляют при этом продукт получается в виде твердого осадка. [c.36]

    Когда выделение газа замедлится, температуру в холодильнике постепенно повышают до 0°С, а катализат в колбе доводят до слабого кипения. С прекращением выделения газа отсоединяют газометр и выключают электрообогрев плитки. Горячую воду из банки сливают [c.176]

    Стадия выделения газа. Образовавшиеся молекулы водорода пересыщают раствор и выделяются в виде пузырьков газа  [c.622]

    Химические свойства материала, например способность к взаимодействию данного вещества с кислородом или кислотами, также могут играть важную роль в определении области его практического использования. При химическом явлении (т.е. при химической реакции) происходит превращение одних веществ в другие, т.е. одно или несколько веществ исчезают и образуются другие. Химические изменения часто проявляют себя выделением газов, затвердеванием, изменением цвета, изменением свойств поверхности твердых веществ, изменением температуры (что указывает на выделение или поглощение тепла). [c.117]

    Быстро закройте колбу пробкой со вставленной стеклянной трубкой, соединенной с резиновой трубкой. Второй конец трубки опустите под воду в ванне, но не под горлышко склянки. Если реакция протекает не настолько быстро, чтобы шел ровный ток газа, смесь осторожно подогревают (но не до кипения), пока не будет достигнута постоянная скорость выделения газа продолжайте осторожное нагревание в дальнейшем. [c.376]

    Аварийной сигнализацией или окриком предупредить вСех находящихся в Районе выделения газа о газовой аварии. Всем надеть противогазы [c.154]

    Кроме того после долгого изучения оказалось, что слишком сильное выделение газа следует приписать недостаточному контролю за движением паров в зоне реакции. [c.300]

    На северо-западном и юго-восточном окончаниях Кавказского хребта находится целый ряд образований, носящих название грязевых вулканов, или грязевых сопок, известных также и за пределами СССР. Из них время от времени происходят значительные грязевые извержения с большим выделением газов, главным образом углеводородного характера. [c.39]

    Другой важный шаг был сделан шотландским химиком Джозефом Блэком (1728—1799). Диссертация, которая принесла ему степень магистра медицины в 1754 г., была связана с химической проблемой и непосредственно касалась свойств газов, выделяющихся при действии кислот на мягкие (углекислые) щелочи. (Во времена Блэка хА1йя и медицина были тесно взаимосвязаны.) Блэк установил, что известковый минерал (карбонат кальция) при нагревании разлагается с выделением газа и образует известь (оксид кальция). [c.39]

    Газы тем более растворены в нефти, чем больше давление, под которым нефть находится в недрах земли. Явление фонтанов по суш,еству есть естественное выделение газов благодаря искусственному понижению давления в пласте, когда высвобождаю-ш иеся газы увлекают с собой и самую нефть. Но в уже добытой нефти остаюш,неся в ней растворенные газы легко выделяются с повышением температуры нефти. В противоположность им жидкие метановые углеводороды (парафины) с высокой температурой кристаллизации извлекаются из нефти или из содержаш,их парафин дестиллатов лишь при понижении температуры, при которой наступает кристаллизация парафинов из раствора жидких углеводородов. [c.78]

    Асфальтены представляют собой порошкообразные вещества от темно-бурого до черного цвета. Они аморфны, не плавятся при нагревании, но при температурах выше 300° С разлагаются с образованием кокса и большим выделением газов. Асфальтены хрупки. Удельный вес их больше 1 они нерастворимы в нефтяном эфире и легко растворяются в бензоле, сероуглероде, хлороформе, четыреххлористом углероде и т. д. Адсорбируются подобно смолам. Нефтяные асфальтены содержат серу и кислород, причел серы содержится всего лишь 0,5 — 1,5%, тогда как в асфальтенах из природных асфальтов количество серы доходит до 12%. Нефтяные асфальтены являются продуктом дальнейшего изменения смол, а именно — результатом их уплотнения. [c.100]

    Другим примером сухого выделения газов служит Сураханский район, где уже упоминавшиеся ранее выходы газа были известны очень давно. Фарсы-огнепоклонники каптировали газ и по особым [c.118]

    Для предупреждения взрыва газов в аппаратуре, в рабочих помещениях и наружных установках производства ацетилена из метана предусматривают сигнализацию о достижении температуры компримируемого. ацетилена-концентрата 90 °С и систему автоматического отключения компрессора при температуре газа 100°С. Вакуум-насосы и вакуум-компрессоры снабжают устройствами постоянного автоматического контроля содержания кислорода. При содержании кислорода в ацетилене 0,2% (об.) сигнализация срабатывает. В помещениях, опасных с точки зрения выделения газа, устанавливают газоанализаторы. Сигнализаторы наличия горючих газов должны настраиваться на концентрацию 20% от нижнего предела взрываемости. [c.33]

    При абсорбционном методе можно использовать более низкое давление и более высокие температуры. Газовая смесь под давлением в противотоке контактирует с поглотительным маслом, в котором растворяются все углеводороды, имеющие 2 и более атомов углерода. Метан и водород при этом не абсорбируются и выводятся с установки. Затем газообразные углеводороды выделяются из поглотительного масла и разделяются ректификацией, что после удаления водорода и метана не представляет значительных трудностей. Освобожденное от газообразных углеводородов поглотительное масло возвращается на установку. Выделение газов из поглотительного масла можно провести таким образом, что при этом уже будет иметь место разделение на фракции с определенным числом атомов углерода. Дальнейшее разделение на отдельные компоненты путем перегонки не представляет труда. Часто получаемая при фракционировании чистота уже достаточна для последующей переработки. Абсорбционный метод обладает большими достоинствами для концентрпрования газов с небольшим содержанием олефиновых углеводородов. [c.45]

    Пробоотборное устройство сигнализаторов и газоанализаторов довзрывоопасных концентраций размещают по высоте помещений в соответствии с плотностями паров и газов при выделении легких газов с плотностью по воздуху менее 1 — на высоте от 0,5 до 0,7 м над источником при выделении газов с [c.167]

    Исследование фильтрации трехфазной смеси имеет большое практическое значение, так как в нефтегазоносных пластах при определенных условиях происходит совместное движение нефти, воды и свободного газа. Так, в случае, если нефть находится в пласте в смеси со свободной водой, при снижении давления ниже давления насыщения начинается выделение газа из раствора, и в пласте образуется подвижная трехфазная смесь нефть-вода-газ. Давление насыщения является физической константой нефти того или иного месторождения. [c.284]

    Методы диспергирования газа в жидкости следующие флотация с подачей воздуха через мелкопористые материалы выделение газа из пересыщенного раствора резким снижением парциального давления над жидкостью механическое диснер-гирование воздуха электролиз воды в условиях образования мелких газовых пузырьков биологическая флотация. [c.220]

    Первоначально произошел разрыв линзового компенсатора на факельном трубопроводе. В результате толчков, вызванных разрывом и падением факельного трубопровода, произошел разрыв по сварным швам этиленовых трубопроводов (давление 0,9 МПа, илн 9 кгс/см ) с интенсивным выделением газа. Газ распространился по территории завода и достиг работающих печей установки пнролпза. От горелок работаюш.ей печи газ воспламенился. [c.211]

    При снижении давления во время испытания на герметичность больше допустимого необходимо обнаружить места утечек и устранить их. Существуют различные способы обнаружения мест утечки. Распространенным способом является смачивание всех сварных швов, фланцевых соединений и предполагаемых мест утечки мыльной водой. Появление пузырьков мыльной пены свидетельствует о выделении газа. Сварные швы можно также обмазывать снаружи мелом, а изнутри керосином дефекты шва обнаруживаются по темным пятнам на поверхности мела, которые дает керосин, выступая через неплотности в швах. Для своевременного обнаружения утечки из аппаратов опасных газов, не имеющих запаха, к ним примешивают сильнопахнущие вещества, так называемые одоранты. Применение открытого огня для обнаружения пропусков газа не допускается, так как это может привести к серьезным последствиям. [c.106]

    Следует отметить, что некоторые отделения и аппараты со средой, характеризующейся выделениями газов пиролиза или крекинга, условно отнесены по взрыво- и пожароопасности к категории А, так как нижний предел взрываемости этих газов определен лищь расчетным путем. Перечисленные выще диспетчерские пункты, помещения газоанализаторов и насосные установки, предназначенные для осуществления циркуляции негорючих жидкостей через аппараты с горючими газами или парами, отнесены к категории взрывобезопасных помещений при условии соблюдения соответствующих требований, предусмотренных Временными правилами [c.121]

    Наливают в колбу 3 600—700 мл катализата, плотно закрывают колбу резиновой пробкой и взвешивают ее на технических весах. Колбу присоединяют к колонке и помещают в водяную баню 2. Включают обогрев электроплитки 1 и медленно нагревают воду в водяной бане. За равномерным выделением газа следят по пробуль-киванию его через ловушку. [c.176]

    Величина напряжения разложения более или менее точно может быть определена для данного электролита определенной концентрации лишь в случае выделения на электродах чистых твердых веществ. Если при электролизе на электродах образуются гвердые или жидкие растворы и, особенно, при выделении газов, напряжение разложения зависит от формы и размеров эл( ктродов, характера их поверхности, условий удаления газов и многих других обстоятельств, подчас не учитываемых Поэтому величина напряжения разложения не может служи ь однозначной характеристикой для любого электролита при различных условиях, так же как и величины потенциалов разряда ионов. Величина э.д.с. электрохимической поляризании при электролизе отражает э.д.с., реально возникающую при приложении внешней разности потенциалов и противодействующую электролизу независимо от того, протекает электролиз или он подавлен э.д.с. электрохимической поляризации. В частном случае возникающая на электродах предельная поляризация может быть как раз лишь незначительно меньшей, чем приложенная разность потенциалов. Тогда эта разность равна сумме потенциалов разряда ионов (напряжению разложения). [c.615]

    Небольнюе избыточное давление в сосуде 6 зависит от скорости газового потока через капилляр. Д иометрическое устройство 9 позволяет измерять непосредственно скорость выделения газа, т. е, скорость реакцгш (измереьшя производить через каждые 15 сек, а во время максимальной скорости реакции чаще). Чтобы избежать случайных [c.393]

    По горнодобывающей промышленности (при разработке угольных, рудных, нерудных и россыпных месторождений подземным и открытым способами) взрывы газа или пыли внезапные выбросы угля и газа внезапные выделения газа прорывы воды, заиловки или обводненной горной массы прорывы газов из пожарных участков горные удары взрывы на складах ВМ пожары в подземных выработках, надшахтных сооружениях и складах ВМ аварии подъемных установок, центральных водоотливов и компрессорных установок, вызвавшие простой предприятия продолжительностью более одной смены аварии вентиляторных установок главного проветривания обрушения в вертикальных и наклонных стволах шахт, вызвавшие остановку подъемных установок прорывы дамб (плотин) хвостохранилиш, потопление драг. [c.234]

    С отложениями асфальта обычно связано довольно медленное выделение газа, в результате чего образуются характерные нефтяные конусы или нефтяные сопочки с довольно глубоким кратером на вершине, откуда время от времени происходит выделение газа иногда спокойное, а иногда сопровождающееся шумом и шипением. [c.118]

    Выделения газа встречаются или в газовых источниках (выходы газа), или же в грязевых вулканах, или грязевых сопках. Последние не следует смешивать с сольфатарными грязевыми вулканами, возникающими в результате вулканической деятельности. [c.118]

chem21.info


Смотрите также