Сепарация газа

Технологическая схема установки риформинга со стационарным слоем катализа приведена на рис. IV-3. Установка включает следующие блоки гидроочистки сырья, очистки циркуляционного газа, каталитического риформинга, сепарации газов и стабилизации бензина. [c.41]

Выбор константы К, особенно для метана, является критическим для многих газоперерабатывающих систем. Расчеты, приведенные в табл. 7—9, основаны на работе обычной установки низкотемпературной сепарации. Газ поступает па установку при давлении 64 кгс/см и температуре 21° С, проходит через теплообменник газ—газ и следует в холодный сепаратор высокого давления р — 63,3 кгс/см , t = —51,1° С). Проходя через детандер, газ рас- [c.72]

I - установка низкотемпературной сепарации газа 2,3-теплообменники 4 - аппаратура сероочистки 5 - реактор паровой конверсии конденсата 6 - паровой котел [c.280]

Сепарация газа и жидкости — важнейшая промысловая операция. По существу она является первой стадией подготовки газа к транспортировке. Сепаратор должен включать следующие секции и оборудование главную сепарационную секцию для удаления капель жидкости из газа, высота которой должна быть достаточна для осаждения мельчайших капель жидкости под действием силы тяжести [c.82]

Следовательно, при длительной эксплуатации месторождений сепарация газа должна осуществляться при более низких температурах. На практике, наоборот, при длительной эксплуатации установок НТС температура сепарации постоянно повышается при одновременном облегчении состава. [c.8]

Сырая нефть под собственным давлением поступает на групповые замерные установки /, где происходит измерение количества нефти. Затем нефть перемещается на дожимную насосную станцию 3, в составе которой имеются сепараторы первой ступени для отделения газа от нефти. Газ поступает на газоперерабатывающий завод 7, а нефть — на установку подготовки нефти (УПН). На УПН проводятся вторая и третья ступени сепарации газа от [c.13]

Для устранения отмеченных недостатков и повышения надежности эксплуатации отдельных технологических узлов в проекты установок были внесены дополнения и изменения. Основные из них следующие замена маломощных насосов и приводов к ним более мощными перераспределение теплообменников по потокам осуществление циркуляционного орошения в первой колонне атмосферной части перераспределение потоков и труб в камерах атмосферной и вакуумной печей установка дополнительной емкости для сепарации газа из емкостей орошения подогрев топливного газа с целью предотвращения попадания конденсата в топки печей и др. [c.91]

При использовании наклонных сливных перегородок сегментных и центральных сливов переливные устройства сужаются книзу. Это позволяет обеспечить достаточную площадь сечения для дегазации газожидкостной эмульсии в верхней части перелива и несколько увеличить площадь контактной части тарелки. Известны конструкции переливов со специальными устройствами для интенсификации сепарации газа. [c.134]

Материал вместе с газами из реактора поступает в-осадительную камеру, где предусмотрена сепарация газов от твердых частиц. В осадительную камеру материал с газами вводится при вихревом движении, поэтому это движение используется для отделения продуктов от газовой фазы [c.107]

Процессы переработки газа делятся на две группы вспомогательные И основные. К вспомогательным относятся сепарация газа с отделением механических примесей и влаги и абсорбционная осушка газа. К основным процессам относятся процессы выделения кислых компонентов из газа и разделение углеводородных газов на фракции. На ГПЗ комплексно используются процессы сепарации, физической и химической абсорбции, адсорбции и ректификации. [c.177]

Далинейшее улучшение процесса разделения катализата риформинга достигается при использовании холодной сепарации газа на I ступени и абсорбции газа стабильным катализатором на II ступени [23]. Принципиальная схема такой установки приведена на рис. 1У-24. Катализат охлаждают и частично конденсируют при 120 °С и направляют в I ступень сепарации, где под давлением 0,97 МПа он разделяется на газовую и жидкую фазы. Газовую фазу компримируют до 1,4 МПа и при 160 °С подают на разделение в абсорбер, на верх которого подают стабильный катализат при 38°С. Разделение катализата по данной схеме обеспечивает получение водородсодержащего газа с концентрацией 81,2% (об.) Нг при снижении зисплуатационных затрат по сравнению со схемой двухступенчатой сепарации на 10—15%. В табл. IV.13 приведены состав и параметры основных потоков блока разделения по схеме, изображенной на рис. 1У-24, на основе которых может быть рассчитан материальный баланс процесса. [c.234]

Большинство эксплуатационных проблем процесса гликолевой осушки связаны с одной (иногда несколькими одновременно) из следующих причин пенообразование, коррозия, недостаточная (неадекватная) сепарация газа на входе в абсорберы, недостаточное охлаждение раствора гликоля после [c.234]

Более эффективны различные напорные системы с многоступенчатой сепарацией газа (рис. 1.3, б). Нефть проходит через замерные пункты на центральный сборный пункт за счет собственного давления на устье скважины. Отделение газа от нефти проводится в несколько ступеней непосредственно возле групповой замерной установки — в сепараторе С-1 (первая ступень) — и н а [c.15]

Буровые растворы, продукты коррозии (сульфиды железа), продукты распада гликолей и другие подобные вещества способствуют образованию устойчивой пены, поэтому необходимо постоянно проводить хорошую фильтрацию раствора гликоля и сепарацию газа. При осушке газов, содержащих коррозионные компоненты, необходимо иметь два параллельно работающих фильтра для очистки всего потока гликоля от механических примесей. Каждый [c.235]

Нефтегазовая смесь по нефтегазосборному коллектору через задвижки 19 и 14 поступает в гидроциклонную головку 12. Из гидроциклона выделившиеся нефть и газ с оставшимся растворенным газом попадают в верхнюю емкость сепаратора 11, где происходит дополнительная сепарация газа. Далее нефть поступает в нижнюю емкость, откуда через задвижку 15 попадает в фильтр 18, где очищается от механических примесей и парафина. Затем нефть через задвижку 17, счетчик для измерения общего количества нефти, поступавшей на установку 23, регулирующий клапан 26 и задвижку 6 поступает в нефтесборный коллектор. [c.74]

Выделившийся в сепараторе 5 газ проходит через регулятор давления и под собственным давлением транспортируется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Нефть с частицами растворенного газа и пластовой воды забирается насосом (если давление в сепараторе 5 недостаточное) или под давлением в сепараторе 5 подается на центральный сборный пункт (ЦСП). На ЦСП в сепараторе 7 осуществляется вторая ступень сепарации. Газ второй ступени направляется через замерную диафрагму на компрессорную станцию (КС), а нефть — в концевые совмещенные сепараторы 8, из которых она может поступать как в сырьевые резервуары 9, так и непосредственно на установку комплексной подготовки нефти (УКПН), находящуюся на одной площадке с ЦСП. [c.65]

Снижение содержания остаточной двуокиси углерода до 1 % достигается охлаждением и заключительной сепарацией газа, и в итоге выдается продукт, который по качественным показателям полностью взаимозаменяем со стандартным природным газом. [c.188]

В качестве проточного реактора использовался аппарат полезной емкостью 650 см снабженный диффузором и винтовой мешалкой, скорость вращения которой была 2800 об/мин. При гидрогенолизе инвертированного сахара [23] сырьевая суспензия, содержавшая 15%-ный раствор моносахаридов с добавлением 3% извести, 0,5% ионов железа 111), 3% свежего или регенерированного катализатора никель на кизельгуре и 9% возвратного катализатора к массе моноз, подавалась на смешение с 8—10-кратным объемом компримированного водорода, далее подогревалась в змеевиковом подогревателе и направлялась в реактор, откуда после охлаждения и сепарации газа выдавалась в приемник низкого давления. Из суспензии отфильтровывали катализатор, 75% которого смешивали с раствором моносахаридов и добавками, указанными выше, после чего процесс повторяли. Технологический режим работы установки давление водорода 10 МПа, объемная скорость по сырью около 2 ч , температура смеси после подогревателя 120—125 °С, в реакторе 220—230 °С. [c.109]

На каждом ГПЗ существуют свои особенности очистки и разделения газа в зависимости от его состава и входных параметров, но стадии переработки газа для всех ГПЗ общие. На первом этапе осуществляется механическая сепарация газа, затем очистка его от кислых компонентов (от сероводорода, диоксида углерода, серооксида углерода, сероуглерода и меркаптанов) и разделение углеводородов, входящих в состав природного газа, обычно на сухой газ (С, - С2) и ШФЛУ с последующей реализацией этих продуктов как товарных, либо с выделением из ШФЛУ пропановой и бутановой фракции (или ПБФ) и легкого стабильного конденсата. [c.177]

В настоящее время разработано большое число контактных элементов, работающих в прямоточном режиме. При этом закрученный поток обеспечивает сепарацию газо- или парожидкостного потока под действием возникающих центробежных сил. На тарелках массообменного аппарата (рис. 2.89) устанавливают колпачок 2 с винтовым завихрителем 1, обеспечивающим вращательное движение газожидкостного потока. Аппарат работает следующим образом. Газ с нижележащей тарелки поступает в патрубок, где инжектирует жидкость с тарелки через щель а и, закручиваясь, поднимается вместе с жидкостью, обеспечивая контакт фаз. Под действием возникающих при этом центробежных сил жидкость отбрасывается к периферии колпачка и отделяется от газа. [c.162]

Примечания 1. — расстояния принимаются в соответствии с главой СНиП по проектированию генеральных планов промышленных предприятий —расстояния не нормируются. 2. К технологическим установкам следует относить установки сбора и первичной обработки газа, осушкн его, низкотемпературной сепарации газа, приготовления и подачи ингибитора коррозии, обессоливания диэтиленгликоля, сероочистки газа и газового конденсата, получения пропана, регенерации метанола, диэтилен-гликоля, моноэтаноламина, насосные станции легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, газораспределительные станции др. 3. Термин технологическая установка обозначает производственный комплекс зданий, сооружений и оборудования, расположенный на отдельной площадке предприятия и предназначенный для осуществления технологического процесса по добыче природного газа. 4. Расстояния от неогневой стороны аппарата огневого нагрева продуктов и газа до технологических установок допускается уменьшать до 9 м. 5. Расстояния для подземных резервуаров допускается уменьшать на 50%. 6. Расстояние от зданий и сооружений до закрытых и открытых электроподстаиций распределительных устройств следует принимать по гл. VII Правил устройства электроустановок. [c.119]

Усилия по снижению затрат установок изомеризации привели к созданию технологии процесса с однократной подачей водорода, упрощенная схема которого приведена на рис, 2, (Применение подобной технологии подразумевает использование современных эффективных и стабильных катализаторов, аморфных или цеолитных). Экономические преимущества данной схемы состоят в том, что из нее исключаются блок сепарации газа и блок циркуляции водорода, что приводит к снижению как капитальных, так и эксплуатационных затрат. Промышленное внедрение показало, что подобная технология вполне жизнеспособна. Так как на установке с однократной подачей водорода нет сепаратора водорода, то весь остаточный водород после реактора попадает в колонну стабилизации. Однако его количество намного меньше, чем при традиционном оформлении процесса (не более 0,1 - [c.74]

Из гликолей в качестве ингибитора чаще всего применяется диатиленгли-коль (ДЭГ), так как он имеет небольшую упругость паров и сравнительно мало растворим в углеводородном конденсате. Количество гликоля, вводимого в систему, должно обеспечивать объемную долю его раствора в системе, равную 50—85%. Обычно вводится гликоль концентрации 85%. Потери гликоля от растворимости в углеводородах составляют 0,25—0,75 л на 1000 л извлекаемого из газа конденсата и определяются в основном количеством ароматических углеводородов в конденсате. Суммарные потери ДЭГ, включая потери от растворимости, испарения, розлива, утечек из насосов, составляют в среднем 2,5 л на 1000 л конденсата. Эти данные получены в основном на установках низкотемпературной сепарации газа. Благодаря применению ингибиторов гидратообразования эти установки эксплуатируются при температурах сепарации, которые на 10—18 С ниже температуры гидратообразования. [c.223]

На рис.5.2 приводится принципиальная схема и на рис.5.4 линейная схема блока стабилизации и абсорбции комбинированной установки ЭЛОУ-АВТ со вторичной перегонкой бензина (тип А-12/9) производительностью 3 млн.т/год сернистой нефти Ромашкинского месторождения. Смесь легких бензиновых паров и газа из первой ректификационной колонны атмосферной части установки АВТ поступает в емкость для сепарации газа 2. Г аз после отделения от жидкой фазы проходит в абсорбер 9. Абсорбентом служит фракция н.к. - 85 ос, часть которой подается с низа стабилизатора через теплообменники 8. Абсорбентом для абсорбера 2-й ступени служит фракция 140-240 °С атмосферной части основной ректификационной колонны. [c.64]

Сепарационно-замерные установки предназначены для сепарации газа от жидкой продукции и измерения расхода нефти, газа и воды, поступающих из нефтяных скважин. [c.44]

На рис. 55 приводится принципиальная схема блока стабилизации и абсорбции, используемого на комбинированной установке ЭЛОУ — АВТ со вторичной перегонкой бензина (тип А-12/9) производительностью 3 млн. т/год сернистой нефти Ромашкинского месторождения. Смесь легких бензиновых паров и газа из первой ректификационной колонны атмосферной части установки АВТ поступает в емкость для сепарации газа 2. Газ после отделения от жидкой фазы проходит в абсорбер 9. Абсорбентом служит фракция н. к. — 85 °С, коточая подается с низа стабилизатора через теплообменники 8. Избыток фракции н. к. — 85 °С выводится из системы. Абсорбентом для абсорбера II ступени служит фракция 140—240 °С, выходящая из осксзной ректификационной колонны атмосферной части. Насыщенный абсорбент из абсорбера II ступени насосом подается в основную ректификационную колонну. Сухой газ, выходящий с верха абсорбера II ступени, поступает в топливную сеть завода. Тепло абсорбции во фракционирующем [c.149]

Отличительной особенностью АГКМ является то, что подготовка газа к последующей переработке на промысле не осуществляется. Весь технологический процесс, включая сепарацию газа, сосредоточен на газоперерабатывающем заводе. Это обстоятельство накладывает дополнительные более жесткие требования к технологическим свойствам ингибиторов [149]. [c.260]

Влияние газа на работу насоса общеизвестно, но если попадание газа в насос можно ограничить с помощью технологических или технических мероприятий (увеличение глубины погружения, применение газовых якорей и т. д.), то сепарацию газа в затрубное пространство исключить невозможно. Накапливаясь в затрубном пространстве, газ оттесняет уровень жидкости до приема насоса, приводя к срыву подачи, а зачастую и к выходу насоса из строя. [c.33]

Установки каталитического риформинга всех типов включают следующие блоки гидроочистки сырья, очистки водородсодержа — ще о газа, реакторный блок, сепарации газа и стабилизации ката — ли ата. [c.193]

Повышение влажности газа с падением пластового давления в процессе разработки месторождения осложняет услсвия работы действующих установок. Для поддержания стабильных условий работы рекомендуется располагать дожимпые ксмпрессор-ные станции перед установками осушки, а сжатый газ охлаждать до обычных температур входа в установку. Тщательная сепарация газа на входе в установку осушки — необходимое условие эффективности процесса. [c.151]

Фракция прямогонного бензина (верхний продукт колонны 5) подогревается в теплообменнике 10, смешивается с природным газом VI и поступает в печь 11 для осуш,ествления крекинг-процесса (метаформинг). После крекинга, охлаждения и сепарации газы крекинга поступают в колонну 17, крекинг-бензин — в колонну 19. [c.215]

Факт ингибирования реакции серы сероводородом ыл установлен еще при исследовании процессов гидрообессеривания нефтяных дистиллятов [54]. В частности, показано, что при содержании сероводорода в молярной с.меси реактантов до 0,3% константа скорости обессеривания дизельной фракции снижается примерно на 5%. При гидрообессеривании вакуумного газойля скорость реакции удаления-серы снижается в два раза при содержании до 10% сероводорода в циркулирующем ВСГ. Если бы в газе содержалось 0,5% сероводорода, то уменьшение константы скорости также составило бы 5%. Эти данные свидетельствуют о количественном сходстве результатов и возможности переноса их на любые виды сернистого нефтяного сырья. Ввиду того, что в продуктах реакции, по. мере прохождения реакционной смеси через слой катализатора, содержание сероводорода возрастает, его целесообразно удалять из зоны реакции для повьш1ения активности катализатора. Такой прием реализован в процессе гидрообессеривания остатков Gulf HDS (модель IV). Этот процесс осуществляется в четырех последовательных реакторах с.промежуточной сепарацией газов после первого и второго реакторов, что обеспечивает возмо жность получещш продукта с содержанием серы 0,1-0,3%. [c.76]

Более совершенны конструкщги газосборных и воздухораспре-делцтелыгых устройств, применяемые в совмещенном реакторе-регенераторе. В газосборном устройстве, выполненном в виде днища с закрепленными в нем переточными трубами (рис. 183), для сепарации газа используется до 95% площади сечения аппарата. [c.215]

Тронов В.П. Прогрессивные технологические процессы в добыче нефти. Сепарация газа, сокращение потерь. Казань Изд-во ФЭН, 1996, 308с. [c.40]

При сепарации газа и жидких углеводородов часто применяют коагулирующие элементы ударного типа, представляющие собой своего рода заслонки, скрепленные проволокой (рис. 50). Элементы коагулятора образуют лабиринт, состоящий из параллельных металлических пластинок, образующих своего рода карманы для сбора жидкости. Газ, проходя между этими пластинками, многократно перемешивается и изменяет направление движения. Таким образом, газу придается центробежное направление движения. При этом частицы жидкости движутся к периферии и улавливаются в карманах коагулятора. Благодаря такому перемешиванию потока газа и наличию поверхности коагулятора происходит коалесценцня мелких частиц в более крупные, которые могут оседать под действием силы тяжести. Поверхность сепарирующих элементов обычно мокрая, и мелкие частицы, ударяясь о нее, абсорбируются. Так как карманы коагулятора расположены перпендикулярно направлению движения газа, то жидкость из них не может вновь уноситься потоком газа. Благодаря этому компактные установки имеют большую производительность. [c.90]

Составной частью. мониторинга трубопроводных систе.м является идентификация или диагностирование технологического режима их эксплуатации. Снижение эффективности эксплуатации трубопроводных коммуникаций обусловлено рядом причин как закономерного, так и случайного характера выпадение (растворение) парафина и смол, образование застойных зон, смена реологических и физических свойств перекачиваемой среды вследствие изменения внешних условий, замещения продуктов перекачки или нарушение сплошности потока из-за деэ.мульгации компонентов, сепарации газа или кристаллизации парафинов, деформации труб, сбои работы насосного оборудования и т.д. [c.152]

С помощью набора трубок мультициклонного коагулятора, расположенных параллельно, потоку удается сообщить высокую скорость, которая необходима для отделения от газа мельчайших частиц. Число и размеры трубок, применяемых при определенной скорости потока, зависят от относительной плотности газа и отделяемых частиц. Например, для отделения капель воды требуется меньшая центробежная сила, чем для улавливания капель углеводородного конденсата такого же размера при одинаковой скорости потока, поэтому при сепарации влаги можио применять трубки большего диаметра. Чем больше плотность газа, тем труднее отделить от него канли жидкости и частицы пыли. Поэтому все сепарационные устройства, в том числе основанные на использовании центробежной силы, при повышенных давлениях имеют меньшую эффективность. На рис. 52 показана эффективность сепарации газа при различных скоростях, потока в трубках н следующем составе примесей [c.93]

Ниже рассматриваются вопросы, связанные с инженерным решением основного узла технологической линии —узла гидрогеноли-за. Оформление остальных узлов (приготовление сырья, его дозировка, сепарация газа, выделение катализатора и т. д.) может быть решено по аналогии с действующими крупнотоннажными производствами, использующими суспендированный катализатор [c.137]

Компрессия газа пиролиза и выделение из него углеводородов s и выше. Компримированием газ ) до 3,5—4 МПа в многоступенчатых компрессорах и межступепчатой сепарацией газы пиролиза отделяют от основной массы конденсирующихся высших углеводородов и воды. [c.171]

Более эффективны системы высокоиапорного герметизированного нефтегазоводосбора с многоступенчатой сепарацией газа (рис. 6,6). Нефть, газ и вода, извлеченные из скважины, под соб- [c.106]

Однако сырье MSDW должно иметь более низкое содержание серы и азота, чем в случае сырья для MLDW. Что и требует предварительного гидрокрекинга или гидроочистки при умеренном или высоком давлении, а в самом процессе необходима внутренняя промежуточная стадия сепарации газа для снижения содержания сероводорода и аммиака в установке гидроизомеризации. [c.168]

Рассмотрим влияние на коэффициент наполнения насоса газа, растворенного в нефти, содержания воды в добываемой жидкости, давления на приеме насоса, а также коэффициента сепарации газа затрубньш пространством. [c.34]