Способ дегазации и обезвоживания нефти и устройство для его осуществления



Способ дегазации и обезвоживания нефти и устройство для его осуществления

 


Владельцы патента RU 2572135:

Открытое акционерное общество "Тюменский проектный и научно-исследовательский институт нефтяной и газовой промышленности им. В.И. Муравленко" (RU)

Изобретение относится к процессам промысловой подготовки нефти. Способ дегазации и обезвоживания нефти заключается в подаче нефтегазоводяной смеси в двухсекционный нефтегазоводоразделитель, отделении в нем нефтяного газа и нагреве водонефтяной эмульсии посредством размещенных друг над другом верхней и нижней U-образных жаровых труб с горизонтально ориентированными друг относительно друга ветвями, причем в процессе дегазации и обезвоживания нефти контролируют тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, по следующей зависимости: N=Qн(W1-W2) с Δt/(1-W1)(1-W2), где N - тепловая мощность, Qн - расход нефти, W1, - общее содержание воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, W2 - содержание воды в водонефтяной эмульсии, с - теплоемкость воды, Δt - требуемый перепад температур на выходе и входе нефтегазоводоразделителя, сравнивают тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды, с контрольной величиной тепловой мощности нижней жаровой трубы и при ее превышении этой контрольной величины производят отключение нижней жаровой трубы. Технический результат - позволяет повысить эффективность процесса разделения газоводонефтяных эмульсий. 1 ил.

 

Изобретение относится к процессам промысловой подготовки нефти, в частности к процессам дегазации и обезвоживания нефти методом гидродинамического отстаивания.

Известен способ дегазации и обезвоживания нефти, заключающийся в подаче нефтегазоводяной смеси в двухсекционный нефтегазоводоразделитель, отделении в нем нефтяного газа и нагреве и отстаивании водонефтяной эмульсии. Нагрев водогазонефтяной смеси осуществляется посредством U-образной жаровой трубы с вертикально ориентированными друг относительно друга ветвями. [Тарасов М.Ю., Зырянов А.Б., Зобнин А.А., Ташбулатов И.А. Промысловые исследования обезвоживания нефти в нефтегазоводоразделителях с подогревом продукции. Нефтяное хозяйство. - 2012 -№5. - С. 96-98].

Недостатком известного способа является то, что вертикально ориентированные относительно друг друга ветви жаровой трубы занимают значительный объем аппарата, в результате чего при увеличении обводненности входящей продукции нагреву подвергается не только нефтегазоводяная смесь, находящаяся выше уровня раздела фаз «нефть/вода», но и свободная вода, нагрев которой не желателен. Более того, при высокой обводненности возможна работа жаровой трубы в свободной воде. В этом случае значительно увеличивается скорость коррозии жаровой трубы, происходит ее прогорание, что существенно сокращает срок ее эксплуатации. Это приводит к снижению эффективности работы нефтегазоводоразделителя и сокращению сроков его межремонтного периода.

Наиболее близким способом дегазации и обезвоживания нефти является способ, заключающийся в подаче нефтегазоводяной смеси в двухсекционный нефтегазоводоразделитель, отделении в нем нефтяного газа, нагреве водогазонефтяной смеси посредством U-образной жаровой трубы с горизонтально ориентированными друг относительно друга ветвями и отстаивании водонефтяной эмульсии (патент США №US 8465572 В1, опубл. 18.06.2013).

Недостатком данного технического решения является наличие единственного нагревательного элемента, расположенного по центральной оси нефтегазоводоразделителя и занимающего по объему едва ли третью часть объема его секции нагрева, что снижает тепловую мощность аппарата и тем самым снижает эффективность процесса разделения водонефтяной эмульсии в условиях изменяющейся обводненности.

Задачей, на решение которой направлено изобретение, является повышение эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии в условиях изменяющейся обводненности, повышение надежности работы и ресурса нефтегазоводоразделителя и сокращение его эксплуатационных затрат.

Технический результат достигается тем, что в способе дегазации и обезвоживания нефти, заключающемся в подаче нефтегазоводяной смеси в двухсекционный нефтегазоводоразделитель, отделении в нем нефтяного газа и нагреве и отстаивании водонефтяной эмульсии, нагрев водонефтяной эмульсии производят посредством размещенных друг над другом верхней и нижней U-образных жаровых труб с горизонтально ориентированными друг относительно друга ветвями, причем в процессе дегазации и обезвоживания нефти контролируют тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, по следующей зависимости: N=Qн(W1-W2) с Δt/(1-W1)(1-W2), где N - тепловая мощность, Qн - расход нефти, W1, - общее содержание воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, W2 - содержание воды в водонефтяной эмульсии, с - теплоемкость воды, Δt - требуемый перепад температур на выходе и входе нефтегазоводоразделителя, сравнивают тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды, с контрольной величиной тепловой мощности нижней жаровой трубы и при ее превышении контрольной величины производят отключение нижней жаровой трубы.

Осуществление подогрева нефтеводяной эмульсии посредством размещенных друг над другом верхней и нижней U-образных жаровых труб с горизонтально ориентированными друг относительно друга ветвями позволяет повысить тепловую мощность нефтегазоводоразделителя.

Осуществление в процессе эксплуатации нефтегазоводоразделителя контроля обводненности поступающей смеси позволяет повысить эффективность использования нагревательных элементов, исключив расход тепловой мощности на нагрев находящейся в смеси свободной воды, путем отключения нагрева нижней жаровой трубы, что существенно снижает эксплуатационные затраты нефтегазоводоразделителя. Исключение подогрева свободной воды позволяет повысить надежность работы по меньшей мере нижней жаровой трубы, тем самым увеличив ресурс нефтегазоводоразделителя в целом.

Изобретение поясняется графически, где на фиг. 1 изображена принципиальная схема нефтегазоводоразделителя с прямым подогревом.

Нефтегазоводоразделитель с прямым подогревом содержит секцию 1 нагрева и секцию 2 отстоя, разделенные друг от друга поперечной перегородкой 3, конструкция которой обеспечивает беспрепятственное передвижение свободной воды из секции 1 в секцию 2 вдоль нижней образующей нефтегазоводоразделителя, свободное передвижение газа вдоль верхней образующей нефтегазоводоразделителя и переливание нефти с эмульгированной водой через верхний край перегородки 3. В корпусе 4 секции 1 нагрева размещены нагревательные элементы в виде двух горизонтально ориентированных U-образных нижней и верхней жаровых труб 5 и 6, расположенных друг над другом.

Секция 2 отстоя оснащена блоком 7 коалесцирующих элементов. В качестве коалесцирующего элемента используется материал с хорошо выраженными гидрофобными свойствами и низким гидравлическим сопротивлением - набор полипропиленовых пластин, установленных вертикально вдоль оси нефтегазоводоразделителя с фиксированным расстоянием между собой.

Отделение свободного газа и свободной воды от нефтегазоводяной смеси и нагрев водонефтяной эмульсии выполняют в секции 1 нагрева, а процесс обезвоживания (отделение от нефти растворенного газа и эмульгированной воды) водонефтяной эмульсии происходит в секции 2 отстоя. В секции 2 при прохождении водонефтяной эмульсии через блок 7 коалесценции происходит столкновение эмульсии с коалесцирующими пластинами и накопление отдельных капелек нефти на их поверхности. По мере укрупнения капель нефти под действием разности плотностей нефти и воды происходит их всплытие в поток нефти с последующим уносом в сборник 8 нефти. Отбор отсепарированного газа выполняют через расположенный в верхней части аппарата патрубок 9 отвода газа, отбор воды выполняют через расположенный в его нижней части патрубок 10, а отбор нефти - через патрубок 11 отвода нефти в сборнике 8 нефти.

Способ дегазации и обезвоживания нефти заключается в следующем.

Нефтегазоводяную смесь подают в двухсекционный нефтегазоводоразделитель, в секции 1 которого происходит отделение свободного нефтяного газа и свободной воды и нагрев водонефтяной эмульсии, посредством размещенных друг над другом верхней и нижней U-образных жаровых труб 5 и 6 с горизонтально ориентированными друг относительно друга ветвями. Из секции 1 водонефтяная эмульсия направляется в секцию 2 для ее отстаивания. В течение всего процесса дегазации и обезвоживания нефти измеряют тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, по следующей зависимости: N=Qн(W1-W2) с Δt/(1-W1)(1-W2), где N - тепловая мощность, Qн - расход нефти, W2 - общее содержание воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, W2 - содержание воды в водонефтяной эмульсии, с - теплоемкость воды, Δt - требуемый перепад температур на выходе и входе нефтегазоводоразделителя, и сравнивают ее значения с контрольной величиной тепловой мощности нижней жаровой трубы. Как только величина тепловой мощности, требуемой для нагрева свободной воды в поступающей нефтегазоводяной смеси? превысит контрольную величину тепловой мощности нижней жаровой трубы, нагрев нижней жаровой трубы отключают.

Способ дегазации и обезвоживания нефти реализуется следующим образом.

Через патрубок 12 ввода в секцию 1 нефтегазоводоразделителя подается газоводонефтяная смесь. Происходит распределение смеси около жаровых труб 5 и 6, ее нагрев и отделение из нее свободного газа и свободной воды. Газ направляется в верхнюю часть корпуса 4 аппарата и скапливается в объеме над секциями 1 и 2. Вода, плотность которой больше плотности нефти, опускается в нижнюю часть корпуса 4 аппарата и под переливной перегородкой 3 направляется в секцию 2. Водонефтяная эмульсия переливается через перегородку 3 и попадает в блок коалесценции 7. При прохождении через блок 7 капли нефти коалесцируют друг с другом, образуют крупные формы и всплывают вверх в нефтяной слой, а вода под действием сил гравитации аккумулируется в нижней части аппарата. Выход нефти из секции отстоя осуществляется через перегородку в сборник нефти 8, расположенный на выходе из аппарата. Вода, выделившаяся из смеси около жаровых труб 5 и 6 и в секции 2 отстоя соединяется со «свободной» водой в нижней части аппарата и выводится патрубком 10 отвода. Отделенный газ аккумулируется в верхней части аппарата и отводится через патрубок 9 выхода газа.

Жаровые трубы 5 и 6 выполнены U-образными с горизонтально ориентированными ветвями, что позволяет более эффективно расходовать теплоту нагрева и исключить потенциально «нежелательные» режимы работы нагревательных элементов. При поступлении эмульсии со средней обводненностью 30-50% жаровые трубы находятся выше уровня раздела фаз в зоне эмульсии «нефть/воды», контакта со свободной воды нет. Происходит нагрев только нефтяной эмульсии, что является оптимальным режимом работы. В случае поступления высокообводненной эмульсии (до 90%) уровень раздела фаз «нефть/вода» поднимается и может оказаться выше горизонтального уровня жаровой трубы 5. В этом случае происходит расходование теплоты сгорания газа на нагрев свободной воды, что является не только бесполезным, но и ускоряет процессы коррозии при нахождении материала жаровых труб в минерализованной водной среде.

В процессе эксплуатации нефтегазоводоразделителя контролируют обводненность поступающей в него нефтегазоводяной смеси, причем важно контролировать не только общее содержание воды в водонефтяной смеси, но и содержание свободной воды, от величины которой главным образом и зависит момент отключения нижней жаровой трубы 5. При росте обводненности уже на входе в нефтегазоводоразделитель происходит расслоение поступающей смеси на устойчивую эмульсию и свободную воду. Свободная вода, практически не подогреваясь, проходит вниз секции 1 нагрева и отводится из аппарата, а устойчивая эмульсия проходя через жаровые трубы, нагревается и поступает в секцию 2 отстоя. Контроль за состоянием продукции на входе обычно проводят путем отбора пробы (до точки введения деэмульгатора) и отстаивания ее при условиях процесса. После расслоения определяют содержание воды в нефти (эмульсии) и общее количество воды. Количество свободной воды определяют по формуле:

, где Qн - расход нефти, W1 - содержание воды в поступающей продукции, доли единиц; W2 - содержание связанной воды в эмульсии, доли единиц. Величина W2 может быть определена, например, путем подготовки ряда эмульсий с разной степенью обводненности и определения обводненности (W2), выше которой эмульсия начинает расслаиваться. Тепловая мощность для подогрева свободной воды, соответственно, равна N=Qн(W1-W2)c Δt/(1-W1)(1-W2). Определяя тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды, сравнивают ее значение с контрольной величиной тепловой мощности жаровой трубы 5 и при превышении этой контрольной величины производят отключение нижней жаровой трубы 5. Вторая жаровая труба 6, которая находится в водонефтяном слое выше уровня раздела фаз «нефть/водf», продолжает работать. Таким образом, исключается тепловая мощность аппарата, расходуемая на подогрев свободной воды при работе на расслоенной водонефтяной смеси? и мощности оставшейся в работе жаровой трубы 6 достаточно для нагрева устойчивой эмульсии. Происходит снижение расхода топливного газа, значительно снижаются процессы коррозии нагревательных элементов. При этом улучшаются показатели эффективности работы нефтегазоводоразделителя за счет исключения лишнего нагрева свободной воды в его нижней части в случае поступления высокообводненной смеси и нахождения жаровой трубы 5 ниже границы раздела фаз «нефть/вода». Нагреву подвергается только нефть, растворенный газ и эмульгированная вода.

Реализация предлагаемого решения позволит повысить эффективность процесса разделения газоводонефтяных эмульсий, повысить надежность работы и межремонтный ресурс нефтегазоводоразделителя и сократить его эксплуатационные затраты.

Способ дегазации и обезвоживания нефти, заключающийся в подаче нефтегазоводяной смеси в двухсекционный нефтегазоводоразделитель, отделении в нем нефтяного газа и нагреве и отстаивании водонефтяной эмульсии, отличающийся тем, что нагрев водонефтяной эмульсии производят посредством размещенных друг над другом верхней и нижней U-образных жаровых труб с горизонтально ориентированными друг относительно друга ветвями, причем в процессе дегазации и обезвоживания нефти контролируют тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, по следующей зависимости: N=Qн(W1-W2) с Δt/(1-W1)(1-W2), где N - тепловая мощность, Qн - расход нефти, W1, - общее содержание воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, W2 - содержание воды в водонефтяной эмульсии, с - теплоемкость воды, Δt - требуемый перепад температур на выходе и входе нефтегазоводоразделителя, сравнивают тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды, с контрольной величиной тепловой мощности нижней жаровой трубы и при ее превышении этой контрольной величины производят отключение нижней жаровой трубы.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к технологии гидравлических испытаний электрогидромеханических систем и их агрегатов. Устройство предусматривает установку патрубка слива в жидкостно-жидкостной эжектор конфузорно-диффузорного типа с перфорированным диффузором с экраном, который снабжен устройством углового поворота относительно оси патрубка слива, приводом поворота, причем поворот экрана меняет площадь перфорированной поверхности диффузора, через перфорацию которого поток вытекает в бак из эжектора.

Изобретение относится к оборудованию для нефтедобывающей промышленности, а именно к установкам для разделения газожидкостной смеси на газ и жидкость. Сепаратор-депульсатор содержит основной вертикальный вихревой циклон с тангенциальным подводом газожидкостной смеси, шнековым завихрителем, центральным трубопроводом для отвода газа и с расположенной под циклоном емкостью для сбора жидкости.

Изобретение относится к подготовке газа и газового конденсата и может найти применение в нефтегазовой промышленности для промысловой подготовки скважинной продукции газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к подготовке газа и газового конденсата и может найти применение в газовой промышленности для промысловой подготовки скважинной продукции газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к области оборудования для нефтедобывающей промышленности, а именно к установкам для разделения продукции нефтяных скважин на нефть и воду.

Изобретение относится к устройству для гидротермической обработки поглотительной кассеты, включающему резервуар, содержащий подающий патрубок для подачи газа и распределитель потока, расположенный в резервуаре.

Изобретение относится к устройствам для удаления из жидкости вредных и токсичных газов. Устройство содержит горизонтально расположенный цилиндрический корпус, патрубок для подвода загазованной жидкости и патрубок для отвода дегазированной жидкости, расположенные в противоположных торцевых частях корпуса, патрубок для отвода газов, расположенный в верхней части корпуса со стороны размещения патрубка для подвода загазованной жидкости и оснащенный отсасывающим средством, при этом корпус дополнительно оборудован проемом для забора атмосферного воздуха, расположенным в верхней части корпуса со стороны размещения патрубка для отвода дегазированной жидкости.

Изобретения относятся к технологии гидравлических испытаний электрогидромеханических систем и могут быть использованы для дегазации рабочей жидкости в технических устройствах, использующих в своих конструктивных решениях проточные гидробаки открытого типа.

Изобретение относится к газонефтяной промышленности, в частности к обработке углеводородного газа с использованием низкотемпературного процесса, и может быть использовано в процессах промысловой подготовки к транспорту продукции газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к области теплоэнергетики и может быть использовано на тепловых электрических станциях и котельных установках, работающих на природном газе.

Изобретение относится к области газовой промышленности и является усовершенствованным способом промысловой подготовки продукции газоконденсатных залежей. Способ деэтанизации нестабильного газового конденсата (НГК) включает разделение НГК на два потока. Первый поток подают в первый трехфазный разделитель, где от него отделяют водометанольный раствор и часть газа деэтанизации. Второй поток подогревают в теплообменнике и подают во второй трехфазный разделитель для отделения водометанольного раствора с механическими примесями и отдувки газов деэтанизации. НГК из второго трехфазного разделителя поступает в теплообменник ребойлерного типа, где подогревается деэтанизированным газовым конденсатом до требуемой температуры, дополнительно разгазируется и направляется в качестве питания в колонну деэтанизации. Выходы для газов трехфазных разделителей и колонны деэтанизации соединены с линией отвода газов деэтанизации. Технический результат: снижение содержания метана и этана в НГК, подаваемом в колонну деэтанизации, что исключает нарушения в работе установки деэтанизации газового конденсата. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение предназначено для разделения неоднородной системы газ/пар-жидкость с низкой концентрацией дисперсной газовой/паровой фазы в жидкой фазе и может быть использовано в нефтеперерабатывающей, газовой, нефтехимической, химической, пищевой и других отраслях промышленности для разделения газожидкостных смесей. Отстойник для разделения неоднородной системы газ/пар-жидкость с низкой концентрацией дисперсной газовой/паровой фазы в жидкой фазе содержит горизонтальный цилиндрический корпус с днищами, устройство для сепарации неоднородной системы, штуцер ввода неоднородной системы и штуцеры вывода газовой/паровой и жидкой фаз. Под штуцером ввода неоднородной системы располагают распределитель коллекторного типа с корытом с задней сегментной стенкой, сопряженной с горизонтальным цилиндрическим корпусом отстойника и параллельными перфорированными сливными планками с закраинами, расположенными параллельно продольной оси горизонтального цилиндрического корпуса отстойника. Под каждой перфорированной сливной планкой с закраинами размещают фрагмент устройства для сепарации в виде пакета регулярной многослойной насадки из гофрированных проницаемых пластин. Также в горизонтальном цилиндрическом корпусе отстойника располагают сливную перегородку в виде сегментной пластины, сопряженной с нижней частью горизонтального цилиндрического корпуса отстойника. Техническим результатом является эффективное разделение неоднородной системы газ/пар-жидкость с низкой концентрацией дисперсной газовой/паровой фазы. 10 з.п. ф-лы, 4 ил., 1 пр.

Изобретение относится к способу термического разделения раствора, состоящего из термопластичного полимера и растворителя. Раствор нагревают под давлением выше критической точки растворителя и затем декомпрессируют в сепаратор высокого давления. При этом образуется фаза с высоким содержанием полимера и фаза с низким содержанием полимера. Фазу с высоким содержанием полимера подают в смеситель. Перепад давления на входе в смеситель приводит к термическому мгновенному испарению в смесителе, в результате чего доля полимера тяжелой фазы возрастает по меньшей мере до 70%. Обеспечивают подачу полученного раствора с высоким содержанием полимера, в частности распределяемого по меньшей мере вдоль части длины вала смесителя, который находится в том же пространстве емкости и который нагревает полимерную массу за счет механической энергии смешивания, в результате чего доля полимера возрастает до значения выше 70%. Технический результат - обеспечение более высокой молекулярной массы, уменьшение образования мелких частиц в дегазаторе, более высокой производительности, более низкого остаточного содержания нежелательных летучих веществ в продукции дегазатора и более низкого энергопотребления по сравнению с существующими способами. 5 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

Предлагаются способ и установка для удаления диоксида углерода из потока углеводородного газа. Газовый поток охлаждают, расширяют до промежуточного давления и подают в ректификационную колонну в точку ввода питания в верхней части колонны. Паровой поток верхнего погона ректификационной колонны сжимают до более высокого давления и охлаждают, чтобы частично сконденсировать его с получением конденсированного потока. Конденсированный поток расширяют до промежуточного давления, используя его для переохлаждения части жидкого кубового продукта колонны, затем подают в точку ввода питания в средней части колонны. Переохлажденную часть жидкого кубового продукта колонны расширяют до более низкого давления и используют для охлаждения сжатого парового потока верхнего погона. Количества и температуры сырьевых потоков, входящих в ректификационную колонну, эффективны для того, чтобы поддерживать температуру верхней части ректификационной колонны такой, при которой извлекается большая часть диоксида углерода в жидком кубовом продукте колонны. 4 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 ил.

Изобретение относится к установкам подготовки сероводородсодержащей нефти и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности при подготовке сероводородсодержащей нефти. Установка подготовки сероводородсодержащей нефти включает подводящий трубопровод сероводородсодержащей нефти, сепараторы первой и второй ступени сепарации с газопроводами отвода газа, блок обезвоживания и обессоливания нефти, состоящий из нагревателя нефти, отстойников ступеней обезвоживания и обессоливания нефти с трубопроводом сброса отстоявшейся в них воды, трубопровода пресной промывочной воды, газопровод для подачи десорбирующего газа в нефть, сепаратор концевой ступени сепарации с трубопроводом отвода газа, узел химической нейтрализации. Установка дополнительно содержит водокольцевой насос, вход которого соединен с подводящим трубопроводом пресной промывочной воды и трубопроводом отвода газа с сепаратора концевой ступени сепарации, и газоводоотделитель, вход которого соединен трубопроводом с выходом водокольцевого насоса. При этом нижняя часть газоводоотделителя трубопроводом соединена с нефтепроводом перед отстойниками ступени обессоливания нефти, а верхняя часть - с газопроводом отвода газа из сепаратора второй ступени сепарации. Техническим результатом является повышение качества товарной нефти и степени очистки газа от сероводорода и двуокиси углерода, снижение энергетических затрат, возможность реализации на действующих объектах подготовки сероводородсодержащей нефти. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для предварительного разделения газожидкостной смеси в системе сбора и подготовки продукции нефтяных и газовых скважин. Устройство предварительной сепарации и фильтрации включает трубопровод, патрубки для подвода газожидкостной смеси и отвода жидкости и газа, а также перегородки. Трубопровод выполнен вертикальным, в центре расположен патрубок для подвода смеси, к которому присоединена наклонная труба, при этом оси труб образуют угол 30°. Трубопровод разделен перегородками на камеры, напротив патрубка для подвода смеси расположена камера первичной сепарации, ограниченная перегородками с отверстиями по центру, над верхней перегородкой расположена камера фильтрации, а под нижней перегородкой расположена камера вторичной сепарации. Перед патрубком в камере первичной сепарации установлен центробежный сепаратор в виде спирали, закрытой с торцов. На верхней перегородке закреплен второй центробежный сепаратор в виде спирали с открытым нижним торцом, при этом перед вторым сепаратором в трубопроводе выполнено отверстие, которое соединено трубой с коробом, установленным над пазом с фильтром, выполненным на боковой поверхности наклонной трубы по длине. Перед отверстием на втором сепараторе закреплен дефлектор, между сепараторами размещен второй дефлектор, на нижней перегородке установлен завихритель спирального типа, а над ним - конический конфузор. При этом в патрубке для подвода смеси расположен переходник, выполненный в виде усеченной неправильной призмы. В камере вторичной сепарации на перегородке установлен отражатель, выполненный в виде лопаток серповидной формы, скрепленных между плоским кольцом и конусным диском, а между ним и сливным патрубком расположен пеногаситель. В камере фильтрации перед патрубком для отвода газа расположен сепаратор газа с серповидными лопастями, а на перегородке установлен фильтр, расположенный в конусообразном дефлекторе, при этом в перегородках выполнены дренажные отверстия, в которые вставлены трубки длиной, выходящей за пределы сепаратора или конфузора. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности сепарации газоводонефтяной смеси с высоким газосодержанием при снижении габаритов конструкции. 1 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для транспортировки газов по трубопроводам. Скважинную продукцию газоконденсатного месторождения (I) сепарируют (1) с получением газа входной сепарации (II), водного конденсата (III) и углеводородного конденсата (IV), который дросселируют и сепарируют с получением газа стабилизации (V) и стабилизированного углеводородного конденсата (VI), который фракционируют совместно с широкой фракцией легких углеводородов (VII) с получением дистиллята среднего (VIII) и широкого (IX) фракционного состава. Последний подвергают каталитической переработке и фракционируют с получением газа (X), бензина (XI) и компонента дизельного топлива (XII), который смешивают с дистиллятом среднего фракционного состава (VIII) и получают зимнее дизельное топливо (XIII). Газы стабилизации (V) и каталитической переработки (X) подвергают дегидроциклодимеризации с получением ароматических углеводородов (XIV) и газа (XV), который совместно с газом входной сепарации (II) подвергают комплексной подготовке с получением товарного газа (XVI) и широкой фракции легких углеводородов (VII), которую направляют на фракционирование со стабилизированным углеводородным конденсатом (VI). Изобретение позволяет расширить ассортимент товарных продуктов, производимых при подготовке скважинной продукции, в том числе получить моторные топлива. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к устройствам для вакуумной или комбинированной термической и вакуумной дегазации жидкостей, в том числе воды, с использованием центробежного эффекта. Вихревой струйный аппарат для дегазации жидкостей содержит корпус цилиндроконической формы с горловиной между конфузором и диффузором, один или несколько тангенциальных патрубков, присоединенный к ним при помощи трубок насос для подачи дегазируемой жидкости, отношение большего и меньшего диаметров конфузора и диффузора лежит в диапазоне 3-7, отношение большего диаметра конфузора к диаметру тангенциального патрубка лежит в диапазоне 4-6, угол при вершине конфузора составляет 28-32°, угол при вершине диффузора составляет 10-14°, при этом отношение длины горловины к ее диаметру лежит в диапазоне от 5-15, в диффузоре установлен сепаратор жидкой и газовой фаз, содержащий жестко закрепленный в диффузоре и соосно ему конический рассекатель с центральной трубкой, причем трубка выполнена с возможностью осевого перемещения, а в кольцевом пространстве между рассекателем и диффузором установлены одна или несколько лопаток, отношение высоты которых к высоте диффузора находится в диапазоне 0,3-0,7. Технический результат - повышение эффективности дегазации жидкостей и снижение энергетических затрат на проведение процесса. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к созданию оборудования для разделения многофазных смесей, в частности к сепараторам газ/жидкость, действие которых основано на разности плотностей фаз. Газожидкостный сепаратор содержит вертикальный цилиндрический корпус с патрубком подачи газожидкостной смеси, внутренний цилиндр с каналом, сообщенным рядом отверстий, выполненных вдоль центральной оси, с полостью канала и с полостью под нижней поверхностью направляющего аппарата и патрубком для отвода газа, винтовой направляющий аппарат, размещенный между ними и образующий в спиральном канале в потоке газожидкостной смеси участки с флуктуациями в скорости, камеру расширения с патрубком для отвода дегазированной жидкости в нижней части корпуса. Газожидкостный сепаратор снабжен диспергирующим элементом с по меньшей мере одним участком сопротивления, образующим в газожидкостной смеси участок с флуктуациями в скорости потока, участок сопротивления выполнен в виде перфорации или перфорации и выступов или перфорации и впадин на диспергирующем элементе. При этом диспергирующий элемент установлен первым со стороны патрубка подачи газожидкостной смеси над направляющим аппаратом с образованием между ними спирального канала. Техническим результатом является повышение степени отделения газа от жидкости. 1 ил., 1 табл.

Изобретение может быть использовано в нефтедобывающей промышленности при подготовке сероводородсодержащей нефти. Способ включает многоступенчатую сепарацию и последующую отдувку углеводородным газом, не содержащим сероводорода. Дополнительно в зону десорбционной колонны, расположенную между точками ввода в нее сероводородсодержащей нефти и газа, не содержащего сероводорода, подают сероводородсодержащий газ в объеме 0,5-12 м3/т с мольной долей сероводорода не более 1,6%. Технический результат: повышение качества товарной нефти за счет исключения возможного образования термически нестабильных серосодержащих соединений в нефти в результате увеличения эффективности удаления сероводорода из нефти отдувкой в десорбционной колонне, степени очистки газа от сероводорода за счет снижения расхода сероводородсодержащего газа, подаваемого на нее, снижение расхода десорбирующего газа и затрат на очистку нефти от сероводорода. 1 табл., 1 ил.
Наверх