2015-06-05
800
Даже после многоступенчатой промысловой сепарации в нефти остается весьма значительное количество углеводородов С1-С4. Значительная часть этих углеводородов может быть потеряна при перекачках из резервуара в резервуар, при хранении и транспортировке нефти. Вместе с газами теряются ценные легкие бензиновые фракции. Задача стабилизации - отделение от нефти легко летучих компонентов с целью получения продукта пригодного для хранения и транспортирования без значительных потерь.
Чтобы ликвидировать потери газов и легких бензиновых фракций, предотвратить загрязнение воздуха, уловить ценные газообразные компоненты, необходимо максимально извлечь углеводороды С1-С4 из нефти перед тем, как отправить ее на нефтеперерабатывающие заводы. Эта задача решается на установках стабилизации нефти, расположенных обычно в непосредственной близости от места ее добычи. Методы стабилизации нефти могут быть различными. Для большинства нефтей стабилизация производится на установках с применением ректификации.
|
|
|
Нефть, поступающая с промысловых установок сепарации, проходит через теплообменники Т-1, где подогревается уже стабилизированной нефтью, и паровые подогреватели Т-2. Подогретая нефть поступает в ректификационную колонну-стабилизатор К.-1. Уходящие с верха стабилизатора легкие углеводороды конденсируются в конденсаторе холодильнике ХК-1 и поступают в емкость Е-1. С верха стабилизатора уходят углеводороды от С1 до С5 включительно. При охлаждении оборотной промышленной водой в конденсаторе-холодильнике конденсируется не весь продукт, уходящий с верха колонны. Поэтому в емкости Е-1 происходит разделение смеси, поступившей из конденсатора, на газ и жидкость.
|
|
Низкотемпературная сепарация 
газa -процесс промысловой обработки природного газа cцелью извлечения из него газового конденсата и удаления влаги. Осуществляется при
темп-pax от 0 до-30°C. Первая пром. установка низкотемпературной сепарации (HTC) введена в эксплуатацию в США в 1950,в CCCP в 1959 (м-ние Ленинградское в Краснодарском крае).
Рис. 1. Технологическая схема установки низкотемпературной сепарации газа:
I - сепаратор первойступени; II - газовый теплообменник; III - испаритель-холодильник;
IV - штуцер; V -низкотемпературный сепаратор; 1 - необработанный газ;
2 - смесь углеводородного конденсата иводы; 3 - ингибитор гидратообразования;
4 - обработанный газ; 5 -смесь углеводородного конденсата инасыщенного водой ингибитора гидратообразования. -
H. c. осуществляется по следующей схеме. Газ из скважины по шлейфу проходит (рис. 1) черезсепаратор первой ступени (для предварит. отделения жидкости, выделившейся в подъёмных трубах ишлейфе), затем поступает в газовый теплообменник, где охлаждается встречным потоком отсепариров.холодного газа. После теплообменника газ, проходя через штуцер (эжектор), редуцируется до давлениямакс. конденсации (или близкого к нему), температураpa его при этом снижается (за счёт дроссельэффекта). Bсепараторе вследствие изменения термодинамич. условий и снижения скорости газового потока выпадаютконденсат и влага, к-ырые, накапливаясь в конденсатосборнике, периодически выпускаются в промысловыйсборный коллектор-конденсатопровод и далее на узел стабилизации конденсата. C целью болеерационального использования энергии пласта в схему вместо штуцера может быть включёнТурбодетандерный агрегат. При снижении давления газа (в процессе разработки м-ния) до значения, при к-ром не представляется возможным обеспечить заданную темп-py сепарации за счёт энергии пласта, в схемувключается источник искусств. холода - Холодильный агрегат. Технол. режим установки HTC определяетсятермодинамич. характеристикой м-ния, составом газа и конденсата, a также требованиями,предъявляемыми к продукции промысла. Для предупреждения образования гидратов в схемах HTCпредусматривается ввод в газовый поток ингибитора гидратообразования. Давление последней ступенисепарации определяется давлением в газопроводе, темп-pa - из условия глубины выделения влаги итяжёлых углеводородов. Технология H. c. пригодна для любой климатической зоны, допускает наличие в газенеуглеводородных компонентов, обеспечивает степень извлечения конденсата (C5+B) до 97%, a также темп-py точки росы, при к-рой исключается выпадение влаги и тяжёлых углеводородов при транспортированииприродного газа. Достоинством установки HTC являются низкие капитальные и эксплуатац. затраты (приналичии свободного перепада давления), недостатком - низкие степени извлечения конденсатообразующихкомпонентов из тощих газов, непрерывное снижение эффективности в процессе эксплуатации за счётоблегчения состава пластовой смеси, необходимость коренной реконструкции в период исчерпаниядроссель-эффекта.
Для повышения эффективности HTC используют сорбцию в потоке (впрыск в поток газа стабильногоконденсата или др. углеводородных жидкостей) и противоточную абсорбцию отсепарированного газа(замена низкотемпературного сепаратора на абсорбер-сепаратор - многофункциональный аппарат, в к-ромпри разл. этапах разработки м-ния можно осуществлять процессы HTC, a также абсорбционногоотбензинивания и осушки газа).
|
|
|
