CC BY
61аппаратуры в процессе селективной очистки с применением М-метилпирролидона предусматривают деаэрацию и обезвоживание его растворов.
Список литературы
1. Черножуков Н.И. Технология переработки нефти и газа. Ч-3 М.: Химия, 1978. 423 с.
2. Азнабаев Ш.Т., Нигматулин В.Р., Нигматулин И.Р. Избирательные растворители и хладагенты в переработке нефти: Справ. пособ. Уфа: УГНТУ, 2000. 97 с.
ИЗУЧЕНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ОСНОВ ПРОЦЕССА
ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
1 2 Нураддинов Н.О. , Сатторов М.О.
1Нураддинов Нураддин Одамбой угли - студент;
2Сатторов Мирвохид Олимович - преподаватель, кафедра технологии нефте-газохимической промышленности, факультет технологии нефте-газохимической промышленности, Бухарский инженерно-технологический институт, г. Бухара, Республика Узбекистан
Аннотация: в данной статье приведены физико-химические основы процесса предварительной подготовки нефти на месторождении Кокдумалак. Пластовая нефть представляет собой смесь углеводородных и неуглеводородных компонентов. Для подготовки его как товарный продукт удаляется растворенные соли, механические примеси, воды и попутные газы. На установке предварительной подготовки нефти весь технологический процесс сводится к сепарации жидкой фазы от газовой за счет снижения давления. В газонефтяном сепараторе происходит процесс выделения из нефти свободного и растворимого в ней газа. Ключевые слова: сепарация, нефть, ингибитор, дегазация, нефтегазоводная смесь, соль, эмульсия.
Продукция (нефть) скважин месторождения Кокдумалак с блока входных ниток (БВН) сборного пункта (СП-5) по общему коллектору поступает на УППН-5 [1].
На установке предварительной подготовки нефти весь технологический процесс сводится к сепарации жидкой фазы от газовой за счет снижения давления.
Сепарация газа от нефти начинается при снижении давления последней до давления насыщения и ниже. Происходит это как в пласте, так и в системах сбора нефти. Выделившийся газ стремится в сторону пониженного давления (к забою скважины- в пласте, к устью - в скважине), а затем в сепаратор.
Двигаясь в сторону пониженного давления, газ в виде пузырьков, расширяющихся и соединяющихся в более крупные, увлекает нефть и в то же время опережает ее. Процесс этот продолжается до входа в сепаратор. Перех входом в сепаратор продукция скважин всегда состоит из двух фаз - жидкой и газовой. Соотношение между объемами фаз зависит от содержания легких углеводородов в нефти, давления, поддерживаемого в сепараторе, и давления насыщения нефти в пластовых условиях.
Сущность сепарации нефти от газа в нефтегазовых сепараторах заключается в уменьшении скорости многофазной системы и резком снижении турбулентности потока, что позволяет улавливать взвешенные частицы нефти в газе и создать лучшие условия для разделения фаз [2].
Известно, что эффективность работы нефтегазовых сепараторов зависит от характера движения нефтегазовой смеси в подводящем трубопроводе. В последнем может наблюдаться движение газовых и жидкостных пробок. Это вызывает значительную пульсацию в трубопроводе и неравномерную подачу нефтегазовой смеси в сепараторы.
Нефтегазовый сепаратор подвергается кратковременным перегрузкам по жидкости в период поступления жидкостных пробок и перегрузкам по газу - в период поступления жидкостных пробок. Размеры пробок зависят от количественного соотношения газа и жидкости, рельефа местности, диаметра труб и некоторых других условий.
Перегрузки нефтегазовых сепараторов по нефти и газу могут привести к осложнениям в работе сепараторов, так как способствует значительному уносу газа с нефтью и жидкости с газом.
Для предотвращения отложений неорганических солей в оборудовании и коммуникациях УППН-5 предусмотрена непрерывная подача ингибитора солеотложения в поток нефтегазоводной смеси подводящего трубопровода сепаратора С-1 дозировочным насосом Н-3 из емкости Е-4. в зависимости от применяемого типа удельный расход ингибитора может иметь различные значения. Суточный расход ингибитора определяется исходя из объема воды и удельного расхода ингибитора, то есть если суточный объем воды составляет 1000м3, тогда расход ингибитора составит 1000х50=5000 г/сут или 50 кг/сут. Давление смеси на входе в сепаратор С-1 определяется по месту техническим манометром Р1-1. Уровень жидкости в сепараторе С-1 определяется по стеклу Клинкера LC-8.
Выделившийся в сепаратор С-1 из нефти попутный газ направляется в сдвоенный сепаратор С-2, где улавливается нефть, уносимая с газом. Газы дегазации нефти из сепаратора С-2 учитываются расходомером Б1-12 и направляются на факел Ф-2. Давление и температура газа в трубопроводе газов дегазации на факел измеряется по месту техническим манометром Р1-6 и ртутным термометром Т1-16. Нефтеводная смесь из сепараторов С-1 и С-2 поступает в емкость-сборник Е-1. Уровень жидкости и емкости Е-1 определяется по стеклу Клинкера ЬС-9 [1].
Список литературы
1. Технологический регламент по эксплутацию УППН-5 на месторождение
Кокдумалак. Ташкент, 2006.
2. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. Казань: «Фэн», 2000. 416 с.
