Способ подготовки нефти



Владельцы патента RU 2518526:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефти в условиях нефтепромысла. Техническим результатом является повышение эффективности разделения водонефтяной эмульсии на нефть и воду на ступени предварительного обезвоживания и увеличения количества сепарируемого попутного нефтяного газа. Способ включает подачу нефтяной эмульсии в аппарат предварительного сброса воды, отделение части воды из нефтяной эмульсии в аппарате предварительного сброса воды и сброс части воды на очистные сооружения, дальнейшую подачу нефтяной эмульсии в буферные сепарационные емкости, сепарацию газа и воды из нефтяной эмульсии в буферных сепарационных емкостях, нагрев нефтяной эмульсии, горячее обезвоживание и обессоливание нефтяной эмульсии и откачку нефти потребителю. Уровень жидкости в буферной сепарационной емкости поддерживают в пределах от 40 до 60% ее высоты. Нефтяную эмульсию вводят в буферную сепарационную емкость на уровне 50%-ного заполнения жидкостью, равномерно распределяют по поверхности жидкости по всей длине емкости, а подготовленную нефть полностью направляют потребителю. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефти в условиях нефтепромысла.

Известен способ сбора и подготовки продукции скважин, включающий сепарацию и выдержку в буферной сепарационной емкости (Патент РФ №2473374, опубл. 27.01.2013).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ подготовки нефти, включающий подачу нефтяной эмульсии, поступающей с нефтепромыслов, в аппарат предварительного сброса воды, отделение части воды из нефтяной эмульсии в аппарате предварительного сброса воды и сброс части воды на очистные сооружения, холодную сепарацию газа из нефтяной эмульсии в буферных емкостях, нагрев нефтяной эмульсии, горячее обезвоживание нефтяной эмульсии на ступенях горячего отстоя, обессоливание нефтяной эмульсии в электродегидраторах с подачей в электродегидраторы через диспергатор пресной воды, подачу дренажной воды после горячего отстоя и электродегидраторов в начало процесса на аппараты предварительного сброса воды, подачу из электродегидраторов готовой нефти через теплообменники в буферные емкости готовой нефти, горячую сепарацию газа в буферных емкостях готовой нефти и откачку нефти потребителю и возврат части нефти в начало процесса при снижении уровня подачи нефтяной эмульсии (Тронов В.П. «Системы нефтесбора и гидродинамика основных технологических процессов». Фэн. Казань, 2002, с.335-337, - прототип).

Недостатком известных способов является малое количество сепарируемого попутного нефтяного газа и невысокая эффективность разделения водонефтяной эмульсии на нефть и воду на ступени горячего обезвоживания.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности разделения водонефтяной эмульсии на нефть и воду на ступени предварительного обезвоживания и увеличения количества сепарируемого попутного нефтяного газа.

Задача решается тем, что в способе подготовки нефти, включающем подачу нефтяной эмульсии в аппарат предварительного сброса воды, отделение части воды из нефтяной эмульсии в аппарате предварительного сброса воды и сброс части воды на очистные сооружения, дальнейшую подачу нефтяной эмульсии в буферные сепарационные емкости, сепарацию газа и воды из нефтяной эмульсии в буферных сепарационных емкостях, нагрев нефтяной эмульсии, горячее обезвоживание и обессоливание нефтяной эмульсии и откачку нефти потребителю, согласно изобретению уровень жидкости в буферной сепарационной емкости поддерживают в пределах от 40 до 60% ее высоты, нефтяную эмульсию вводят в буферную сепарационную емкость на уровне 50%-ного заполнения жидкостью, равномерно распределяют по поверхности жидкости по всей длине емкости, а подготовленную нефть полностью направляют потребителю.

Сущность изобретения

Практически на всех установках подготовки нефти предусмотрен возврат товарной нефти на прием ступени предварительного обезвоживания из-за необходимости стабилизации потока жидкости и недопущения остановки всей установки подготовки нефти при отсутствии поступления сырья, для предупреждения выпадения в осадок парафинов и образования участков трубопровода с загустевшей нефтью, затрудняющих последующий запуск установки в работу. В режиме циркуляции товарной нефти регулирование уровня в буферной сепарационной емкости затрудняется, - емкость начинает работать на полное заполнение. Сепарация в буферной сепарационной емкости практически полностью прекращается. Газ начинает поступать на ступени обезвоживания и обессоливания, вызывая нарушение процесса подготовки нефти. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности разделения водонефтяной эмульсии на нефть и воду на ступени предварительного обезвоживания, стабилизации работы ступеней горячего обезвоживания, обессоливания нефти и увеличения количества сепарируемого попутного нефтяного газа. Задача решается следующим образом.

На фиг.1 представлена установка подготовки нефти, которая включает 1 - ступень предварительного обезвоживания, 2 - буферная сепарационная емкость, 3 - сырьевой насос, 4 - печь, 5 - ступень горячего обезвоживания, 6 - ступень горячего обессоливания, 7 - распределительное устройство.

Установка работает следующим образом.

Нефтяную эмульсию с нефтепромыслов направляют на ступень предварительного обезвоживания 1, там производят отделение из нефтяной эмульсии части воды и газа и сброс части воды на очистные сооружения, а газа в газовую линию. Затем нефтяную эмульсию подают в буферную сепарационную емкость 2 через распределительное устройство 7. Буферную сепарационную емкость 2 снабжают распределительным устройством 7, которое представляет собой заглушенную с одного конца трубу, установленную горизонтально вдоль оси емкости на всю ее длину, перфорированную в нижней части отверстиями, расположенными в «шахматном порядке». Распределительное устройство 7 установлено на высоте буферной сепарационной емкости 2, равной среднему значению уровня жидкости в буферной сепарационной емкости 2. Уровень жидкости в буферной сепарационной емкости 2 поддерживают в пределах от 40 до 60% ее высоты. Поток нефтяной эмульсии из распределительного устройства 7 вводят в буферную сепарационную емкость 2 на уровне 50%-ного заполнения жидкостью, т.е. по поверхности жидкости и/или под нее в зависимости от колебаний уровня. Так, при максимальном уровне жидкости распределительное устройство 7 будет скрыто под этой жидкостью, а при минимальном - будет над поверхностью жидкости.

Распределительное устройство 7 направляет нефтяную эмульсию вниз и в стороны от центральной оси буферной сепарационной емкости 2. Нефтяная эмульсия, проходя через распределительное устройство 7, приобретает нисходящее направление движения, что предопределяет интенсивное разбрызгивание эмульсии в буферной сепарационной емкости 2 при резком увеличении ее поступления. За счет направленных вниз струй жидкости происходит активное перемешивание всего объема жидкости в емкости. При перемешивании жидкостей выход газа из них интенсифицируется. К тому же распределительное устройство позволяет перемешивать жидкость таким образом, чтобы поверхность жидкости сохранялось максимальной, несмотря на сильную турбулизированность всего объема жидкости в емкости.

Перемешивание поступающей эмульсии с уже находящейся в буферной сепарационной емкости 2 эмульсией происходит выше или ниже уровня заполнения емкости 2, за счет чего происходит более полная сепарация нефтяной эмульсии.

При этом снижается или полностью прекращается подача товарной нефти для стабилизации потока подготавливаемой нефтяной эмульсии, прокачиваемой через установку подготовки нефти.

Вслед за этим нефтяную эмульсию сырьевым насосом 3 подают на нагрев в печи 4, нагревают и проводят горячее обезвоживание и обессоливание в аппаратах 5 и 6 и откачивают потребителю без возврата части нефти в голову процесса.

Пример конкретного выполнения

Опытно-промышленные испытания способа проводились на установке подготовки высокосернистой нефти Минибаевского ЦПС НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть». Технологическая схема представлена на фиг.1. Нефтяную эмульсию с цехов добычи нефти и газа с расходом 200÷280 м3/час и давлением 0,4÷0,6 МПа с обводненностью до 80% подают на ступень предварительного обезвоживания 1 в два горизонтальных аппарата предварительного сброса воды объемом по 200 м3 каждый, где при давлении 0,6 МПа и температуре 5°C происходит гравитационный отстой и из нефтяной эмульсии отделяется часть нефти и воды. Затем нефтяная эмульсия с расходом 260÷280 м3/ч под избыточным давлением системы нефтесбора 0,4-0,8 МПа поступает в буферную сепарационную емкость 2 на высоте уровня жидкости через распределительные устройства 7. Буферная сепарационная емкость заполнена наполовину, уровень жидкости находится на высоте 1,7 м от низа при диаметре буферной сепарационной емкости 2, равном 3,4 м. Уровень жидкости колеблется в пределах 1,36-2,04 м высоты емкости 2.

Распределительное устройство 7 представляет собой электросварную трубу диаметром 300 мм, установленную горизонтально вдоль центральной оси емкости 2 на всю ее длину. Труба заглушена с дальнего от входа конца и перфорирована в нижней части круглыми отверстиями диаметром 20 мм, расположенными в «шахматном порядке» с интервалом 100 мм между двумя отверстиями, лежащими на одной линии вдоль распределительного устройства 7.

Вода из буферной сепарационной емкости сбрасывается на очистные сооружения. Площадь зеркала в буферных сепарационных емкостях устанавливают в пределах от 70 до 90 м2, а сами емкости заполняют на 40-60% по объему и располагают на высоте 16 м, что является необходимым для выделения газа из всего объема нефти. При этом доля отсепарированного в буферных сепарационных емкостях нефтяного газа составляет 50-55%, тогда как при проведении процесса по прототипу он составляет не более 30%.

Далее нефтяную эмульсию сырьевым насосом 3 подают на нагрев в печи 4, нагревают и проводят горячее обезвоживание. При этом содержание воды в нефти после ступени горячего обезвоживания 5 составляет 0,5%, тогда как по прототипу он составляет не менее 1%.

Уменьшение газа, поступающего на ступень горячего обезвоживания, в свою очередь, благоприятно сказывается на отделении воды, - глобулы воды не уносятся вверх пузырьками газа.

Далее нефтяная эмульсия поступает на ступень обессоливания 6 и откачивают потребителю без возврата части нефти в голову процесса. После ступеней горячего обезвоживания и обессоливания содержание воды в нефти по предложенному способу составляет величину порядка 0,5%, тогда как по прототипу оно составляет более 1%.

Таким образом, удается обеспечить повышение эффективности разделения водонефтяной эмульсии на нефть и воду на ступени предварительного обезвоживания и увеличение количества сепарируемого попутного нефтяного газа.

Применение предложенного способа позволит решить задачу увеличения количества сепарируемого попутного нефтяного газа и повышения эффективности разделения водонефтяной эмульсии на нефть и воду на ступени предварительного обезвоживания.

Способ подготовки нефти, включающий подачу нефтяной эмульсии в аппарат предварительного сброса воды, отделение части воды из нефтяной эмульсии в аппарате предварительного сброса воды и сброс части воды на очистные сооружения, дальнейшую подачу нефтяной эмульсии в буферные сепарационные емкости, сепарацию газа и воды из нефтяной эмульсии в буферных сепарационных емкостях, нагрев нефтяной эмульсии, горячее обезвоживание и обессоливание нефтяной эмульсии и откачку нефти потребителю, отличающийся тем, что уровень жидкости в буферной сепарационной емкости поддерживают в пределах от 40 до 60% ее высоты, нефтяную эмульсию вводят в буферную сепарационную емкость на уровне 50%-ного заполнения жидкостью, равномерно распределяют по поверхности жидкости по всей длине емкости, а подготовленную нефть полностью направляют потребителю.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Техническим результатом является обеспечение равномерного поступления продукции скважин на установку подготовки нефти и предотвращение сбоев её работы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является обеспечение определения остаточного содержания газа в жидкости после дегазации продукции группы скважин в газосепараторе перед дальнейшей откачкой в нефтепровод.

Изобретение относится к области добычи природного газа и может быть использовано в процессе его подготовки к утилизации или транспортировке. Сепаратор содержит цилиндрический корпус с тангенциальным входным и выходным патрубками, крышкой и днищем с осевыми каналами, дренажную трубу, размещенную в осевом канале днища.

Изобретение относится к области добычи природного газа и может быть использовано в процессе его подготовки к утилизации или транспортировке газа. Сепаратор включает цилиндрический корпус с тангенциальным входным и выходным патрубками, крышкой с осевым каналом и днищем с дренажным патрубком.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке и транспорте нефти и газа и использовании попутного нефтяного газа. Обеспечивает возможность рационального использования газа и сокращение затрат на его транспортировку.

Заявляемое изобретение относится к нефтедобыче, а именно к устройствам для измерения количества нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр, и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин.

Изобретение относится к разделению твердых материалов с помощью жидкостей, а именно к промывке гранулированных, порошкообразных или кусковых материалов, и может найти применение для первичного обогащения и дообогащения полезных ископаемых в условиях добычного полигона при скважинной гидродобыче.

Устройство для отделения и собирания жидкости, захваченной в газе из резервуара, которое присоединено к технологическому оборудованию (14, 15) для газа. Причем указанный газ подается в технологическое оборудование из устройства по впускной трубе (24) к технологическому оборудованию.

Изобретение относится к газовой и нефтяной отрасли промышленности и может использоваться для снижения парафинообразования в оборудовании установок подготовки газа нефтяных и газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин. .

Изобретение относится к способу и устройству для сепарирования жидкости от газа в притоке скважины при сжатии притока скважины. Техническим результатом изобретения является предотвращение поступлений в компрессор жидкости в слишком больших концентрациях и имеющей слишком большой размер капель. Способ сепарирования жидкости из газа в притоке скважины при его сжатии с использованием сепаратора жидкости, имеющего впускную трубу для притока скважины, выпускную трубу для газа и выпускную трубу для жидкости, заключается в выполнении впуска притока скважины в сепаратор жидкости с помощью одной впускной трубы, заканчивающейся внутри сепаратора жидкости, подаче сепарированной жидкости из сепаратора жидкости через выпускную трубу для жидкости в газ из выпускной трубы для газа в точке смешивания, расположенной по потоку ниже сепаратора жидкости и по потоку выше компрессора, и удержании сепарированной жидкости в сепараторе в течение периода задержки в случае больших скоплений жидкости, таких как приливы и пробки, в притоке скважины в сепаратор жидкости, для исключения слишком большого содержания жидкости в газе, подаваемом в компрессор, распылении сепарированной жидкости по потоку выше впуска в компрессор или на впуске в компрессор. Устройство для сепарирования жидкости из газа в притоке скважины при его сжатии содержит сепаратор жидкости, имеющий впускную трубу для притока скважины, выпускную трубу для газа и выпускную трубу для жидкости, точку смешивания, расположенную по потоку ниже сепаратора жидкости и по потоку выше компрессора и обеспечивающую подачу сепарированной жидкости из выпускной трубы для жидкости сепаратора жидкости в газ из выпускной трубы для газа, и, по меньшей мере, одну форсунку для распыления жидкости, размещенную по потоку выше компрессора. При этом размещение форсунки выбрано из одного из следующего: форсунка для распыления жидкости размещена в выпускной трубе для жидкости по потоку выше точки смешивания; первая форсунка размещена в выпускной трубе для жидкости по потоку выше точки смешивания, и вторая форсунка размещена в выпускной трубе для газа по потоку выше точки смешивания; форсунка размещена во впускной трубе компрессора по потоку ниже точки смешивания; первая форсунка размещена в выпускной трубе для газа по потоку выше точки смешивания, и вторая форсунка размещена во впускной трубе компрессора по потоку ниже точки смешивания; первая форсунка размещена в выпускной трубе для жидкости по потоку выше точки смешивания, вторая форсунка размещена в выпускной трубе для газа по потоку выше точки смешивания, и третья форсунка размещена во впускной трубе компрессора по потоку ниже точки смешивания. 2 н. и 35 з.п. ф-лы, 11 ил., 4 табл.

Группа изобретений относится к сепаратору, предназначенному для разделения текучей смеси веществ различной плотности, таких как газ и жидкость, и способу его сборки. Газоочистной сепаратор содержит кожух, роторный узел, отверстие для пропускания потока текучей среды, выступ, выступающий вверх от кожуха и окружающий отверстие, и патрубок. Причем патрубок может соединяться с выступом так, что внутренняя поверхность патрубка сочетается с изогнутой поверхностью выступа для получения изогнутой поверхности для пути потока. 2 н.п. ф-лы, 41 ил.

Изобретение относится к технологии утилизации попутного нефтяного газа и может быть использовано на установках сепарации и подготовки нефти, на промысловых объектах подготовки и переработки нефтяного газа и на компрессорных станциях. Установка включает трубопровод подачи сырья, блок сепарации, состоящий из не менее чем двух ступеней сепарации, каждая из которых имеет вход для сырья и отводы попутного нефтяного газа и углеводородной смеси с водой, и имеющий отвод водонефтяной эмульсии, не менее чем две ступени компримирования газа с отводами газа и углеводородного компрессата, при этом отводы попутного нефтяного газа ступеней сепарации соединены с соответствующими по давлению ступенями компримирования, а отвод газа каждой ступени компримирования соединен с отводом попутного нефтяного газа предыдущей ступени сепарации, блок мембранного разделения газа с отводами подготовленного газа и пермеата, соединенный с отводом газа первой ступени компримирования, и блок стабилизации углеводородов с отводами газа стабилизации и жидких углеводородов, соединенный с отводом углеводородного компрессата со ступеней компримирования. Изобретение обеспечивает полную утилизацию попутного нефтяного газа, оптимизацию технологической схемы установки и снижение капитальных и эксплуатационных затрат. 3 н. и 24 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефти на нефтепромысле. Способ обработки нефтяной эмульсии промежуточных слоев емкостного оборудования подготовки нефти и воды включает помещение нефтяной эмульсии в подземную накопительную емкость, дозирование в подземную накопительную емкость растворителя нефти в соотношении от 1:100 до 1:1 к объему нефтяной эмульсии, перекачивание насосом через узел учета в наземную емкость, на участке от насоса до наземной емкости в поток перекачиваемой жидкости с помощью дозаторной установки подачу деэмульгатора в дозировке 50-5000 г/тонну, нагревание смеси нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора в теплообменнике, прохождение нагретой смеси осложненной нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора в наземной емкости через теплообменник в виде змеевика, отражатель потока жидкости с расслоением на нефть с растворителем и воду, отделение механических примесей, раздельный отбор нефти с растворителем, воды и механических примесей, подачу нефти с растворителем в зависимости от допустимого уровня содержания воды в поток сырой нефти для дальнейшей подготовки по традиционной схеме на установке подготовки нефти либо на повторную подготовку в подземную емкость. Технический результат заключается в обеспечении контролируемого процесса и повышении степени разделения нефтяной эмульсии. 1 ил.

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 области газового машиностроения, в частности к устройствам исследования газовых и газоконденсатных месторождений на разных технологических режимах. Технический результат заключается в снижении массогабаритных характеристик устройства, выполнении его транспортабельным, для перевозки и размещения на автомобильном транспорте или прицепе без предварительной разборки и последующей сборки и исключение необходимости гидроиспытаний перед проведением исследований, что значительно сокращает время подготовительных работ перед измерением. Блок для исследования газовых и газоконденсатных скважин включает сепаратор газожидкостной смеси, устройства: сужающее, замера продукции сепарации, замера давления, температур и расхода газа, сбора жидкостей и механических примесей и запорно-регулирующую арматуру. Блок расположен в каркасе с размерами, вписывающимися в габариты транспортных средств, при этом сепараторы, и устройства, входящие в состав блока, в число которых дополнительно введен сверхзвуковой сепаратор, обвязаны трубопроводами. Сепаратор газожидкостной смеси по входу соединен с выходом(ами) сверхзвукового сепаратора, а выход очищенного газа сверхзвукового сепаратора соединен с сепаратором газожидкостной смеси или с трубопроводом выхода очищенного газа. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к способам исследования газовых и газоконденсатных скважин, определению их оптимальных технологических режимов, а именно к определению режимов максимального извлечения жидких продуктов при минимальных энергетических затратах, то есть минимальных потерях давления при различных режимах течениях газожидкостного потока. Технический результат предлагаемого технического решения заключается в расширении области исследования скважин при более широких режимах сепарации газожидкостных смесей. Способ включает сепарацию продукции скважины, замер дебита газа и объема, выносимых твердых и жидких фаз, при замере жидкой фазы под давлением сепарации и после дегазации в отдельной емкости. Замер устьевых давлений и температур на нескольких установившихся режимах, проводимый до стабилизации замеряемых параметров при утилизации отделяемых фаз. Замер объема жидкости и механических примесей осуществляется поочередно: на режиме сепарации без сброса давления газожидкостного потока перед сепарацией, на режиме сепарации со сбросом давления на сужающих устройствах (дросселях) перед сепарацией, на режиме сепарации со сбросом давления на сверхзвуковом сепараторе. Максимальный объем отсепарированной жидкости определятся по замеренным величинам при минимальных гидравлических потерях газожидкостной смеси. Отделенные фазы смешиваются с отсепарированным газовым потоком на всех режимах сепарации. Сепарация газожидкостной смеси осуществляется путем равномерного распределения сепарируемых фаз на вертикальной пористой структуре и последующим отводе с нее накопленной жидкости. Потоки газа и жидкости направляются на сепарацию продукции после режима сверхзвуковой сепарации. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для более полного использования попутного нефтяного газа на площадках сепарации нефти и погашения факелов на промыслах. Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение эффективности сепарации газа от нефти на первой ступени сепарации. Способ включает утилизацию газа низкого давления второй ступени сепарации его подачей на прием жидкостно-газового эжектора и компримирования частью объема сбрасываемой подтоварной воды высокого давления, отбираемой с выкида кустовой насосной станции и направляемой в рабочее сопло эжектора. При этом водогазовую смесь с выкида эжектора направляют в верхнюю часть отстойника для предварительного сброса пластовой воды, а газовую полость этого отстойника сообщают с газовой полостью сепаратора первой ступени сепарации. 1 ил.

Изобретение относится к горнодобывающей и перерабатывающим отраслям промышленности. Способ гидромеханического обогащения включает бурение добычных скважин, гидромониторное разрушение полезного ископаемого в выемочных камерах залежи с переводом его в подвижное состояние в составе гидросмеси, гидроподъем по скважине на дневную поверхность из выемочных камер гидросмеси в виде пульпы, гидротранспортирование пульпы к месту обогащения, гравитационное обогащение полезного ископаемого в водной среде. Разрушение залежи производят в процессе формирования выемочной камеры с вертикальной осью симметрии в виде фигуры вращения: цилиндра, конуса или шара, создавая закрученный вокруг вертикальной оси симметрии круговой поток угольной гидросмеси и осаждая в созданном гидроциклоне инородные тяжелые включения и песок на дно выемочной камеры. Всас угольной гидросмеси осуществляют с уровня выше уровня осадка, производят трубопроводное турбулентное гидротранспортирование пульпы от выемочной камеры к месту ее подготовки к обогащению. Гидромеханическую обработку пульпы осуществляют с получением буроугольной суспензии. Целевые продукты получают в виде концентрата гуминовых кислот и концентрата битумов путем тангенциальной подачи потока буроугольной суспензии в конический бассейн-отстойник, заполнения бассейна-отстойника с последующим отстоем буроугольной суспензии и ступенчатой откачкой последовательно выпадающих в осадок высокодисперсных фракций с подачей их в разные накопительные емкости для сбора целевых продуктов и хвостов обогащения. Технологическая линия, реализующая данный способ, состоит из трех участков - скважинной гидродобычи, гидротранспортирования и обогащения - последовательно диспергирующих бурый уголь до тонины, обеспечивающей реализацию ступенчатого получения целевых продуктов. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обезвоживании и обессоливании нефти при подготовке нефти на нефтепромысле. Способ включает диспергирование промывочной воды в нефтяной эмульсии в нефтепроводе с ламинарным режимом течения нефтяной эмульсии в месте нефтепровода после точки подачи деэмульгатора. Подачу промывочной воды в нефтепровод осуществляют через диспергирующее устройство, выполненное в виде трубки, установленной с возможностью перемещения по сечению трубопровода, с отверстием на конце, направленным навстречу потоку нефтяной эмульсии. Соотношение скорости истечения промывочной воды из диспергирующего устройства и скорости потока водонефтяной эмульсии в трубопроводе поддерживают в пределах (10÷12):(0,2÷0,5). Технический результат заключается в повышении степени обезвоживания и обессоливания, в обеспечении обезвоживания и обессоливания при изменении уровня жидкости в трубопроводе. 1 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2014-06-10 2014-06-09T14:05:03
Наверх