Глубина стабилизации нефти

Масштабы и экономичность извлечения газов стабилизации нефти зависят от наличия стабилизационных установок на месторождениях, глубины стабилизации нефти на них, типов сепараторов и методов распределения затрат между нефтью и газом. [c.40]

В условиях стабилизации объемов переработки сырья важное значение приобретает показатель глубины переработки нефти (Г), рассчитываемый по формуле [c.160]

В последние годы в переработку стали широко вовлекать газовые конденсаты. Основные его запасы находятся в районах Западной Сибири, Европейского Севера и Прикаспийской низменности. В районах добычи выделенный газовый конденсат подвергается стабилизации, при этом из него удаляются фракции С1-С4 и частично С5. Образующийся стабильный газовый конденсат содержит в основном (85 %) бензиновые и дизельные фракции (до 360 °С). Себестоимость добычи газоконденсата в 2-4 раза ниже себестоимости добычи нефти, а при квалифицированном ведении процесса продукты его переработки оказываются примерно в 1,5 раза экономичнее нефтепродуктов. Газовые конденсаты, по сравнению с традиционными нефтями, имеют еще то преимущество, что их переработка позволяет без значительных капитальных затрат существенно повысить глубину переработки нефти и выход моторных топливных фракций от исходного сырья. Основной способ получения топлив заключается в прямой перегонке газового конденсата на отдельные бензиновые и дизельные фракции. [c.144]

Глубина стабилизации и место строительства стабилизационных установок долгое время обсуждается в нефтяной промышленности. Предлагалось проводить стабилизацию па промыслах, при этом удалять пз нефти не только газы до бутанов включительно, но и присутствующие в нефти иентан и изонентан. [c.35]

Колонна для стабилизации нефти хотя и имеет в отпарных секциях по 20 тарелок, но не обеспечивает проектной глубины выделения пропан-бутанов, так как работает при давлении 0,6 МПа. Для более полного удаления легких углеводородов требуется дополнительная колонна, работающая при низком давлении. [c.208]

Необходимость в стабилизации нефти и способ ее осуществления зависят от остаточного (после сепарации) содержания в ней легких углеводородов. Если суммарное содержание их не превышает 0,5—1,0%, то стабилизации не требуется. При более высоком содержании стабилизация необходима. Наиболее выгодной глубиной стабилизации является полная дебутанизация нефти, которая проводится в специальных аппаратах колонного типа под небольшим давлением. Сепарация и стабилизация нефти осуществляются на нефтепромыслах. Далее нефть по трубопроводам или железнодорожным транспортом направляется на [c.23]

Однако, устанавливая целесообразность проведения стабилизации нефти и выбирая необходимую глубину извлечения легких фракций, не следует забывать и о выборе наиболее рационального места размещения узла стабилизации. [c.243]

Размещение нефтестабилизационных установок непосредственно связано с размещением установок по обезвоживанию и обессоливанию нефти. Кроме того, при размещении установок можно учесть соотношение стоимости невозвратимых потерь углеводородов, теряемых до предполагаемого места размещения установок, и эксплуатационные затраты на стабилизацию нефти лри заданной глубине извлечения легких углеводородов. [c.243]

Условия сепарации, сбора, транспорта и хранения нефти непосредственно влияют на потери и в значительной мере предопределяют глубину извлечения целевых углеводородов при стабилизации нефти. Следовательно, для решения вопроса о необходимости и экономической эффективности стабилизации нефти с целью сокращения потерь легких углеводородов прежде всего надо знать количество, состав и место потерь. [c.245]

По-видимому, первоначально в ходе фильтрации раствора СТЛ в пласте происходит потеря стабилизатора латекса в результате перехода НПАВ в нефть, сорбции на поверхностях раздела вода/порода и нефть/вода, что приводит к снижению степени стабилизации СТЛ. Пока не произошло значительной потери стабилизатора, сорбция коллоидных частиц латекса в пласте невелика, особенно при больших скоростях фильтрации в ПЗП. В глубине пласта по мере потери стабилизатора и снижения скорости фильтрации усиливаются процессы агрегатирования и осаждения частиц латекса в пласте. Размеры частиц латекса позволяют им проникать только в крупные, заполненные водой поры, т.е. СТЛ способен оказывать воздействие преимущественно на водопроводящие высокопроницаемые пропластки. [c.99]

Создание запасов является одним из средств обеспечения надежности газо-и нефтеснабжения. Продукт аккумулируется в подземных хранилищах газа (ПХГ) или в резервуарных парках (РП) на магистральных нефтепроводах. Концевые емкости способствуют уменьшению глубины дефицита и стабилизируют график подачи. Промежуточные емкости, выполняя функции стабилизации, способствуют еще и увеличению производительности магистрали. Хранилища газа используются также для сглаживания сезонной неравномерности потребления, а резервуарные парки нефтепроводов — для обеспечения более выгодных режимов перекачки нефти. [c.543]

По данным табл. 48 на глубинах более 1500 м выделяется своя зона стабилизации, распространяющаяся на интервал примерно до 3000 м. Значительная однородность как по среднему составу, так и по распределению по основным параметрам характеристики нефтей в пределах этой зоны показывает, что и здесь не наблюдается отчетливо выраженного метаморфического преобразования. Это, очевидно, зона распространения нефтей первичного типа. [c.237]

Необходимость стабилизации нефти и способ ее осуществления зависят от содержания в нефти легких углеводородов. Так, при суммарном их содержании 0,5—1,0% стабилизации не требуется. При более высоком содержании легких углеводородов стабилизация необходима. Наивыгоднейшей глубиной стабилизации является полная дебутанизация нефти, которая проводится в ректификационной колонне под небольпшм давлением. [c.39]

Газы первичной перегонки нефти состоят из парафиновых углеводородов. Их количество определяется первоначальным содержанием в сырой нефти и глубиной отбора. По своему составу они подобны газал стабилизации нефти. [c.23]

Эксплуатация нефтяных скважин осуществляется следующими способами фонтанным, глубинно-насосным и компрессорным. В начальный период эксплуатации применяется фонтанный способ. Из скважины нефть под давлением пласта поступает в трап (газоотдели — тель) где из нее выделяется попутный газ, направляемый на газопе — рера()атывающие заводы. Далее нефть направляется на промысловую подгстовку (обезвоживание, обессоливание и стабилизация). [c.29]

Анализ материалов по экономической оценке нефтяных ресурсов зарубежных стран [5, 14] показал, что затраты на добычу нефти в большей мере определяются такими факторами, как размеры месторождения (величина запасов нефти), глубина залегания продуктивных горизонтов, глубина дна моря в аква-ториальных районах добычи, природно-климатические условия. Влияние этих факторов комплексно и неоднозначно, т. е. степень воздействия одного в значительной мере определяется (усиливается или уменьшается) наличием других факторов. Крупность нефтяного месторождения при прочих равных условиях весьма существенно влияет на величину затрат на добычу, но только при относительно небольших значениях этого показателя. Увеличение извлекаемых запасов нефти с 5 до 50 млн. т ведет к уменьшению удельных затрат почти в 3 раза, с 50 до 100 млн. т —только на 20%, со 100 до 200 млн. т — лишь на 10% с последующей практической стабилизацией уровня удельных затрат на добычу при возрастании крупности месторождения от 200 до 500 млн. т. [c.21]

Фонтанная скважина исследована на приток при пяти разных режимах путем изменения диаметра штуцера с 30 до 3 мм. Прослеживание процесса стабилизации забойного давления для каждого режима производилось с помощью спаренных глубинных манометров. Выдержка глубинных манометров на каждом установившемся режиме равнялась двадцати часам. Исключение составил последний режим, его выдержка сократилась до 17 часов, после чего произошло самопроизвольное прекращение подачи нефти скважиной через трехмиллиметровый штуцер. [c.51]

Для тереклинской и введеновской нефтей такая стабилизация наблюдается при глубине обессеривания соответственно 50 и 30%, для казанковской и столяровской нефтей — при глубине обессеривания 30—40% и для аллакаевской — 20%. [c.44]

Для вновь строящихся НПЗ необходимо предусматривать обязательную подготовку свежей воды (коагуляция, отстой, фильтрация), ее стабилизацию, ингибитирование и обезвреживание, независимо от мощности завода и глубины 1пере работки нефти. [c.147]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология