- •1.1 Общая классификация магистральных трубопроводов
- •1.2 Состав сооружений магистральных газопроводов
- •1.3 Способы транспорта нефтяных грузов
- •1.4 Выбор наивыгоднейшего способа транспорта нефти
- •1.9. Требования, предъявляемые к трубам и материалам
- •1.10 Расчёт трубопровода на прочность
- •1.11. Необходимость подготовки нефти к магистральному транспорту
- •1.12 Образование нефтяных эмульсий и их основные свойства
- •1.13 Механические способы отделения воды от нефти
- •1.15 Электрическое деэмульгирование нефтяных эмульсий
- •1.16 Стабилизация нефти
- •1.17 Исходные данные для технологического расчёта нефтепровода
- •1.18. Основные формулы для гидравлического расчета нефтепровода
- •1.19. Коэффициент гидравлического сопротивления нефтепровода
- •1.20 Вывод обобщенной формулы Лейбензона
- •1.21 Гидравлический уклон
- •1.22 Характеристики трубопровода и насосной станции
- •1.23 Совмещенная характеристика нпс-трубопровод и баланс напоров
- •1.24. Определение числа перекачивающих станций
- •1.25 Перевальная точка и расчетная длина нефтепровода
- •1.26 Расстановка нпс по трассе нефтепровода
- •1.27 Расчет характеристик газовой смеси
- •1.28. Уравнение газового состояния
- •1.29. Необходимость подготовки газа к магистральному транспорту
- •1.30 Очистка газа от механических примесей
- •1.31 Изменение влажности газа по длине газопровода
- •1.32 Определение возможности гидратообразования в газопроводе
- •1.33 Методы борьбы с гидратообразованием
- •1.34 Осушка газа жидкими поглотителями
- •1.35 Осушка газа твердыми поглотителями
- •1.36. Низкотемпературная сепарация
- •1.37. Очистка газа от сероводорода и углекислого газа
- •1.38 Одоризация
- •1.39 Вывод формулы для определения массового расхода газа в газопроводе
- •1.40 Вывод формулы для определения коммерческого расхода газа в газопроводе
- •1.41 Коэффициент гидравлического сопротивления газопровода
- •1.42 Падение давления по длине газопровода. Среднее давление
- •Среднее давление в газопроводе.
- •1.43. Температурный режим газопровода
- •1.44. Расчет газопровода с учетом рельефа трассы
1.16 Стабилизация нефти
Под стабилизацией нефти следует понимать извлечение легких углеводородов, которые при нормальных условиях являются газообразными, для дальнейшего их использования в нефтехимической промышленности. Степень стабилизации нефти, т.е. степень извлечения легких углеводородов, для каждого конкретного месторождения зависит от количества добываемой нефти, содержания в ней легких углеводородов, возможности реализации продуктов стабилизации, технологии сбора нефти и газа на промысле, увеличения затрат на перекачку нефти за счет повышения вязкости после стабилизации из-за глубокого извлечения легких углеводородов, влияния стабилизации на бензиновый фактор нефти.
Существует два различных метода стабилизации нефти – сепарация и ректификация.
Сепарация – отделение от нефти легких углеводородов и сопутствующих газов одно- или многократным испарением путём снижения давления (часто с предварительным подогревом нефти).
Ректификация – отбор из нефти легких фракций при одно- или многократном нагреве и конденсации с чётким разделением углеводородов до заданной глубины стабилизации.
Для стабилизации нефти на промыслах используют в основном метод сепарации. Сосуд, в котором происходит отделение газа от нефти, называют сепаратором. В сепарационных установках происходит и частичное отделение воды от нефти. Применяемые сепараторы можно условно подразделить на следующие основные типы: по принципу действия – гравитационные, центробежные (гидроциклонные), жалюзийные, ультразвуковые и др.; по геометрической форме и положению в пространстве – сферические, цилиндрические, вертикальные, горизонтальные и наклонные; по рабочему давлению – высокого давления (более 2,5 МПа), среднего (0,6 – 2,5 МПа), низкого (0 – 0,6 МПа), вакуумные; по назначению – замерные и рабочие; по месту положения в системе сбора – I, II, концевой ступеней сепарации.
В сепараторах любого типа по технологическим признакам различают четыре секции: I – основную сепарационную, в которой происходит отделение газа от нефти; II – осадительную, предназначенную для выделения пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции; III – секцию отбора нефти, служащую для сбора и отвода нефти из сепаратора; IV – каплеуловительную, находящуюся в верхней части аппарата и служащую для отвода газа и улавливания капельной нефти, уносимой потоком газа.
Эффективность работы аппаратов характеризуется количеством жидкости, уносимой газом, и количеством газа, оставшегося в нефти после сепарации. Чем ниже эти показатели, тем более эффективна работа аппарата.
Конструктивные особенности промысловых сепараторов.
В вертикальном цилиндрическом гравитационном сепараторе (рис. 3.3) газонефтяная смесь через патрубок поступает в раздаточный коллектор и через щелевой выход попадает в основную сепарационную секцию. В осадительной секции из нефти при её течении по наклонным плоскостям происходит дальнейшее выделение окклюдированных пузырьков газа. Разгазированная нефть поступает в секцию сбора нефти, из которой через патрубок отводится из сепаратора. Газ, выделившийся из нефти на наклонных плоскостях, попадает в каплеуловительную секцию, проходит через жалюзийную насадку и по трубопроводу выходит из сепаратора. Капли нефти, захваченные потоком газа и неуспевающие осесть под действием силы тяжести, в жа- люзийных решётках прилипают к стенкам и стекают по дренажной трубке в секцию отбора нефти.
Гидроциклонный двухъёмкостный сепаратор (рис. 3.4) применяют на промыслах для работы на I ступени сепарации. Газонасыщенная нефть через тангенциальный ввод поступает в гидроциклонную головку, где за счет центробежных сил происходит разделение нефти и газа на самостоятельные потоки. В верхнюю емкость нефть и газ поступают раздельно. Нефть по направляющей полке стекает на уголковый разбрызгиватель, в котором поток нефти разбивается на отдельные струи и происходит дальнейшее выделение газа. По сливной полке разгазированная нефть собирается в нижней емкости гидроциклона. При достижении определенного объема нефти в нижней емкости поплавковый регулятор уровня через исполнительный механизм, направляет дегазированную нефть в отводной трубопровод. Газ, отделившийся от нефти в дегазаторе, проходит в верхней емкости перфорированные перегородки, где происходит выравнивание скорости газа и частичное выпадение жидкости. Окончательная очистка газа происходит в жалюзийной насадке 7. Отделенная от газа жидкость по дренажной трубке 10 стекает в нижнюю ёмкость 9.