для чего применяется стабилизация нефти

Стабилизация нефти

Понятие стабилизации нефти подразумевает под собой процесс выделения из нее легких фракций. Целью данного процесса является снижение показателя потерь, возникающих из-за испарения, при осуществлении транспортировки от месторождения к нефтеперерабатывающим предприятиям. Невозможность обеспечить абсолютную герметичность трубопроводов и резервуаров, используемых для транспортировки, требует сохранения легких углеводородов, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии, их отбора и транспортировки для дальнейшей переработки.

Сегодня выделяются два метода стабилизации нефти:

В соответствии с быстрым увеличением объема стабилизации нефти на промыслах в ближайшие годы возрастут эксплуатационные расходы, связанные с этим процессом. В связи с этим все большее значение приобретает учет и выявление резервов снижения этих расходов.

На нефтестабилизационных установках, как правило, получают два продукта: нестабильный бензин и неконденсируемый газ. Неконденсируемый газ используют в качестве топлива непосредственно на установках или направляют в газосборную сеть, после чего вместе с нефтепромысловым газом он поступает на газобензиновые заводы. В этом случае затраты на его получение определяются по уровню цен на нефтепромысловый газ. Из общей суммы эксплуатационных расходов по стабилизации нефти исключают суммы, полученные от реализации несконденсировавшегося газа.
Основную часть расходов стабилизационных установок составляет себестоимость нестабильного бензина. Величина себестоимости нестабильного бензина определяется, главным образом, методом и глубиной отбора легких углеводородов. Этими факторами обусловливается сложность установки и технологического процесса, расходы электроэнергии, топлива и материалов. Содержание извлекаемых углеводородов в сырой нефти, как указывалось выше, также значительно влияет на уровень себестоимости нестабильного бензина.

Чтобы задать вопрос или сделать заявку,
нажмите на кнопку ниже:

Источник

СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ

Предотвратить потери нефти можно путем полной герме­тизации всех путей движения нефти. Однако некоторое не­совершенство существующих систем сбора и транспорта не­фти, резервуаров, технологии налива и слива не позволяют доставить нефть на переработку без потерь легких фракций. Следовательно, необходимо отобрать газы и легкие фракции нефти в условиях промысла и направить их для дальнейшей переработки.

Основную борьбу с потерями нефти требуется начинать с момента выхода ее из скважины. Ликвидировать потери лег­ких фракций нефти можно в основном применением рацио­нальных систем сбора нефти и попутного нефтяного газа, а также сооружением установок по стабилизации нефти для ее последующего хранения и транспорта. 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.

Существуют два различных метода стабилизации нефти — сепарация и ректификация.

Сепарация — отделение от нефти легких углеводородов и сопутствующих газов однократным или многократным испа­рением путем снижения давления (часто с предварительным подогревом нефти).

Ректификация — отбор из нефти легких фракций при однократном или многократном нагреве и конденсации с чет­ким разделением углеводородов до заданной глубины стаби­лизации.

Процесс сепарации может начинаться сразу же при дви­жении нефти, когда из нее отбирается газ, выделившийся в результате снижения давления или повышения температу­ры. При резком снижении давления в сепараторе значи­тельно увеличивается количество тяжелых углеводородов, уносимых свободным газом. При быстром прохождении не­фти через сепаратор возрастает количество легких углево­дородов в нефти.

При наличии газобензинового завода (с учетом затрат на содержание и эксплуатацию установок многоступенчатой се­парации) экономически целесообразно применять двухступен­чатую систему сепарации.

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 разделить на следующие основные типы:

1) по принципу действия — гравитационные, центробеж­ные (гидроциклонные), ультразвуковые, жалюзийные и др.;

2) по геометрической форме и положению в простран­стве — сферические, цилиндрические, вертикальные, гори­зонтальные и наклонные;

3) по рабочему давлению — высокого (более 2,5 МПа), среднего (0,6 — 2,5 МПа) и низкого (0 — 0,6 МПа) давления, вакуумные;

4) по назначению — замерные и рабочие;

5) по месту положения в системе сбора — первой, второй и концевой ступеней сепарации.

В сепараторах любого типа по технологическим признакам различают четыре секции:

I — основную сепарационную;

Рис. 4.5. Вертикальный сепаратор: / — корпус; 2 — поплавок; 3 — дренажная трубка; 4 — наклонные плоско­сти; 5 — патрубок для ввода газожидкостной смеси; 6 — регулятор давле­ния; 7 — перегородка для выравнивания скорости газа; 8 — жалюзийная насадка; 9 — регулятор уровня; 10 — патрубок для сброса нефти; 11 — раздаточный коллектор; 12 — люк; 13 — заглушка; секции: / — сепарацион-ная; II — осадительная; III — отбора нефти; IV — каплеуловительная

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 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.

Рассмотрим конструктивные особенности промысловых се­параторов.

В вертикальном цилиндри-ческом гравитационном сепара­торе (рис. 4.5) газонефтяная смесь через патрубок поступа­ет в раздаточный коллектор и через щелевой выход попада­ет в основную сепарационную секцию /. В осадительной секции II из нефти при ее течении по наклонным плоско­стям происходит дальнейшее выделение окклюдиро-ванных пузырьков газа. Разгазированная нефть поступает в секцию ее сбора III, из которой через патрубок отводится из сепа­ратора. Газ, выделившийся из нефти на наклонных плоско­стях, попадает в каплеуловительную секцию IV, проходит через жалюзийную насадку и по трубопроводу выходит из сепаратора. Капли нефти, захваченные потоком газа и неус­певающие осесть под действием силы тяжести, в жалюзийных решетках прилипают к стенкам и стекают по дренаж­ной трубке в секцию сбора нефти.

Гидроциклонный двухъемкостный сепаратор (рис. 4.6) при­меняют на промыслах для работы на / ступени сепарации. Газонасыщенная нефть через тангенциальный вход поступает в гидроциклонную головку, где за счет центробежных сил нефть и газ разделяются 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 сепара­тора. 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 емкость 9 [36].

Рис. 4.6. Гидроциклонный двухъемкостный сепаратор: 1 — тангенциальный ввод газонефтяной смеси; 2 — головка гидроциклона; 3 — отбойный козырек для газа; 4 — направляющий патрубок; 5 — верхняя емкость сепаратора; 6 — перфорированные сетки для улавливания капель­ной жидкости; 7 — жалюзийная насадка; 8 — отвод газа; 9 — нижняя емкость гидроциклона; 10 — дренажная трубка; 11 — уголковые разбрызги­ватели; 12 — направляющая полка; 13 — перегородка; 14 — исполнительные механизмы

Падение давления в сборных коллекторах в результате дви­жения по ним газонефтяной смеси может приводить к частич­ному выделению газа из нефти. В этом случае в сепарационную установку можно подавать нефть и газ разделенными потоками. Такой принцип использован на блочных сепарационных установках с предварительным отбором газа (рис. 4.7). Газожидкостная смесь от скважин поступает в устройство пред­варительного отбора газа, которое расположено на наклонном участке подводящего трубопровода. Устройство предваритель­ного отбора газа представляет собой отрезок подводящего трубопровода значительно большего диаметра, чем основная подводящая линия, установленный под углом 3 — 4° к горизон­ту, с вертикально приваренной газоотводной вилкой, которая соединена трубопроводом с каплеуловительной секцией. Пред­варительно отобранный газ проходит через каплеуловитель, где в жалюзийных насадках отделяется от капельной влаги. Нефть вместе с газом, не успевшим выделиться из нефти и не попавшим в газоотводную вилку, поступает в технологическую емкость, в которой на диффузоре и наклонных полках ско­рость потока снижается и происходит интенсивное разгазирование. Выделившийся в технологической емкости газ также проходит через каплеуловитель.

Разработано и применяется большое число аппаратов для разгазирования и частичного обезвоживания нефти перед подачей ее на установку подготовки товарной нефти.

Источник

Стабилизация нефти

Предотвратить потери нефти можно путем полной герметизации всех путей движения нефти. Однако некоторое несовершенство существующих систем сбора и транспорта нефти, резервуаров, технологии налива и слива не позволяют доставить нефть на переработку без потерь легких фракций. Следовательно, необходимо отобрать газы и легкие фракции нефти в условиях промысла и направить их для дальнейшей переработки.

Основную борьбу с потерями нефти требуется начинать с момента выхода ее из скважины. Ликвидировать потери легких фракций нефти можно в основном применением рациональных систем сбора нефти и попутного нефтяного газа, а также сооружением установок по стабилизации нефти для ее последующего хранения и транспорта. 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.

Существуют два различных метода стабилизации нефти — сепарация и ректификация.

Сепарация — отделение от нефти легких углеводородов и сопутствующих газов однократным или многократным испарением путем снижения давления (часто с предварительным подогревом нефти).

Ректификация — отбор из нефти легких фракций при однократном или многократном нагреве и конденсации с четким разделением углеводородов до заданной глубины стабилизации.

Процесс сепарации может начинаться сразу же при движении нефти, когда из нее отбирается газ, выделившийся в результате снижения давления или повышения температуры. При резком снижении давления в сепараторе значительно увеличивается количество тяжелых углеводородов, уносимых свободным газом. При быстром прохождении нефти через сепаратор возрастает количество легких углеводородов в нефти.

При наличии газобензинового завода (с учетом затрат на содержание и эксплуатацию установок многоступенчатой сепарации) экономически целесообразно применять двухступенчатую систему сепарации.

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 разделить на следующие основные типы:

1) по принципу действия — гравитационные, центробежные (гидроциклонные), ультразвуковые, жалюзийные и др.;

2) по геометрической форме и положению в пространстве — сферические, цилиндрические, вертикальные, горизонтальные и наклонные;

3) по рабочему давлению — высокого (более 2,5 МПа), среднего (0,6 — 2,5 МПа) и низкого (0 — 0,6 МПа) давления, вакуумные;

4) по назначению — замерные и рабочие;

5) по месту положения в системе сбора — первой, второй и концевой ступеней сепарации.

В сепараторах любого типа по технологическим признакам различают четыре секции:

I — основную сепарационную;

Рис. 4.5. Вертикальный сепаратор: / — корпус; 2 — поплавок; 3 — дренажная трубка; 4 — наклонные плоскости; 5 — патрубок для ввода газожидкостной смеси; 6 — регулятор давления; 7 — перегородка для выравнивания скорости газа; 8 — жалюзийная насадка; 9 — регулятор уровня; 10 — патрубок для сброса нефти; 11 — раздаточный коллектор; 12 — люк; 13 — заглушка; секции: / — сепарацион-ная; II — осадительная; III — отбора нефти; IV — каплеуловительная

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 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.

Рассмотрим конструктивные особенности промысловых сепараторов.

В вертикальном цилиндри-ческом гравитационном сепараторе (рис. 4.5) газонефтяная смесь через патрубок поступает в раздаточный коллектор и через щелевой выход попадает в основную сепарационную секцию /. В осадительной секции II из нефти при ее течении по наклонным плоскостям происходит дальнейшее выделение окклюдиро-ванных пузырьков газа. Разгазированная нефть поступает в секцию ее сбора III, из которой через патрубок отводится из сепаратора. Газ, выделившийся из нефти на наклонных плоскостях, попадает в каплеуловительную секцию IV, проходит через жалюзийную насадку и по трубопроводу выходит из сепаратора. Капли нефти, захваченные потоком газа и неуспевающие осесть под действием силы тяжести, в жалюзийных решетках прилипают к стенкам и стекают по дренажной трубке в секцию сбора нефти.

Гидроциклонный двухъемкостный сепаратор (рис. 4.6) применяют на промыслах для работы на / ступени сепарации. Газонасыщенная нефть через тангенциальный вход поступает в гидроциклонную головку, где за счет центробежных сил нефть и газ разделяются 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 сепаратора. 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 емкость 9 [36].