Сбор и подготовка скважинной продукции. Сбор и подготовка скважинной продукции

• Название: Сбор и подготовка скважинной продукции
• Дата: 16.09.2022
• Размер: 2 Mb.
• Имя файла: Сбор и подготовка скважинной продукции.docx
• Тип: Документы; #680879
• страница: 47 из 49

15.1. ОБОРУДОВАНИЕ УСТАНОВОК СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ

Рис.45.Схема

устройства ректификационной колонны



Стабилизация нефти основана на сочетании процессов испарения и конденсации. Поэтому основное оборудование установок стабилизации нефти — это нагреватели и печи, теплообменники и конденсаторы-холодильники, сепараторы и колонные аппараты (абсорберы, ректификационные колонны и др.).

На рис.6 представлена схема устройства ректификационной колонны. Колонна состоит из вертикального цилиндрического корпуса 10 с опорой 12, которой она устанавливается на фундамент и закрепляется к нему фундаментными болтами. Сверху и снизу корпус колонны закрыт эллиптическими днищами. Колонна имеет люки 3. Внутри колонны смонтированы ректификационные тарелки 9, улитка 8, отбойник 5, гидравлический затвор 6, паровой маточник 11. Колонны снабжены штуцерами: ввода сырья 7, для отвода целевых паров 1 в конденсатор-холодильник, откачки стабильной нефти 13, ввода холодного орошения 2, отбора боковых погонов 4.

Основной элемент ректификационных колонн и тарельчатых абсорберов — это тарелки. Элементы контактных устройств барботажных тарелок колпачковых, клапанных, ситчатых (отверстия в полотне тарелок) создают движение пара в слое жидкости почти в вертикальном направлении. Среди барботажных тарелок можно выделить тарелки со стесненным и свободным зеркалом барботажа. В тарелках со стесненным зеркалом барботажа часть поверхности жидкости (50—75%) занята устройствами для ввода пара в жидкость (колпачками).

В тарелках со свободным зеркалом барботажа устройства для ввода пара в жидкость размещены практически на одном уровне с полотном тарелки (отверстия, клапаны, язычки и т. п.). Поэтому площадь для выхода пара из жидкости составляет 70—90 % рабочей площади тарелки.

После прохождения процессов подготовки нефть должна удовлетворять следующим требованиям ГОСТа 9965-76 на качество (табл.13):

Таблица 13

Требования к качеству нефтей по ГОСТ 9965-76
Показатель	Группа нефти
	I	II	III
1. Максимальное содержание воды, %	0,5	1,0	1,0
2. Максимальное содержание хлористых солей, мг/л	100	300	900
3. Максимальное содержание механических примесей, %	0,05	0,05	0,05
4. Максимальное давление насыщенных паров (ДНИ) при температуре 37,8 °С, кПа	66,67	66,67	66,67

Требования к подготовленному к транспорту газу следующие (табл.14):

Таблица 14

Требования к качеству газа по ОСТ 51.40-93
Параметр	Норма для климата
	умеренного		холодного
	с 01.05 по 30.09	с 01.10 по 30.04		с 01.05 по 30.09	с 01.10 по 30.04
1. Точка росы по влаге, не выше оС	-3	-5		-10	-20
2. Точка росы по углеводородам, не выше, оС	0	0		-5	-10
3. Масса сероводорода (г/м3) не более	0,007	0,007		0,007	0,007
4. Масса меркаптановой серы ( г/м3) не более	0,016	0,016		0,016	0,016
5. Объемная доля кислорода (%) не более	0,5	0,5		1,0	1,0
6. Теплота сгорания низшая МДж/м3 при 20 °С и 101,25 кПа, не менее	32,5	32,5		32,5	32,5
7. Температура газа, оС	Температура газа в самом газопроводе устанавливается проектом
8. Масса механических примесей и труднолетучих жидкостей	Условия оговариваются в соглашениях на поставку газа с ПХГ, ГПЗ и промыслов