Содержание к диссертации
Введение
1. Осложнения при добыче серов о дородсо держащих нефтейиборьбасними 11
1.1. Причины возникновения сероводорода в нефтяных пластах 11
1.2. Осложнения при добыче сероводородсодержащих нефтей 18
1.3. Методы борьбы с сероводородом при добыче нефти 22
2. Исследование условий образования сероводорода в нефтепромысловых системах и разработка технологий его нейтрализации (на примере нефтяных месторождений Башкортостана) 29
2.1. Геолого-физическая характеристика месторождений сероводородсодержащих нефтей 29
2.2. Анализ условий образования сероводорода в системе «пласт скважина» 40
2.3. Современное состояние развития и перспективы применения методов борьбы с сероводородом на нефтяных месторождениях Башкортостана 55
2.3.1. Нейтрализация сероводорода в нефтепромысловых системах 55
2.3.2. Бактерицидная обработка нефтепромысловых систем 59
2.3.3. Защита нефтепромыслового оборудования от сероводородной коррозии 64
3. Разработка технологий по предотвращению образования отложений сульфида железа в добывающих скважинах на поздней стадии разработки нефтяных месторождений 73
3.1. Условия возникновения и методы предупреждения образования осадков солей комплексного состава в добывающих скважинах 73
3.2. Разработка методов предупреждения образования
сульфидсодержащих осадков в добывающих скважинах 79
3.2.1. Роль бактериальной микрофлоры в процессе образования и распространения сероводорода в системе нефтедобычи и утилизации сточных вод 79
3.2.2. Сероводородная коррозия металлов и ее проявления в пластовой жидкости добывающих скважин 81
3.2.3. Анализ реальных условий протекания сероводородной коррозии обсадной колонны добывающей скважины по зонам агрессивного воздействия среды 83
3.3. Сравнительный анализ эффективности существующих методов предупреждения осадкообразования в добывающих скважинах и разработка новых технологий з
3.4. Опытно-промышленные испытания технологии предупреждения образования осадков сульфида железа в добывающих скважинах 104
4. Разработка технологий нейтрализации сероводорода при вторичном вскрытии нефтяного пласта и проведении подземных ремонтов скважин 113
4.1. Обоснование выбора химических составов - нейтрализаторов сероводорода для вторичного вскрытия нефтяного пласта и подземного ремонта скважин 113
4.2. Технологии нейтрализации сероводорода при вторичном вскрытии нефтяного пласта и проведении подземных ремонтов скважин 118
5. Разработка технологии очистки скв ажинной продукции от сероводорода 121
5.1. Обоснование и выбор технологии очистки скважинной продукции от сероводорода 121
5.2. Выбор технического решения отдувки сероводорода 131
5.3. Разработка десорбера для отдувки сероводорода 135
5.4. Опытно-промышленные испытания вихревого десорбера для отдувки сероводорода из нефти 139
Заключение 143
Библиографический список 1
- Осложнения при добыче сероводородсодержащих нефтей
- Современное состояние развития и перспективы применения методов борьбы с сероводородом на нефтяных месторождениях Башкортостана
- Роль бактериальной микрофлоры в процессе образования и распространения сероводорода в системе нефтедобычи и утилизации сточных вод
- Технологии нейтрализации сероводорода при вторичном вскрытии нефтяного пласта и проведении подземных ремонтов скважин
Осложнения при добыче сероводородсодержащих нефтей
Реликтовый сероводород изначально присутствует в составе пластовых нефтей многих месторождений Башкортостана, Татарстана, Удмуртии, Самарской, Оренбургской, Пермской и Астраханской областей [1]. С повсеместным применением на нефтяных месторождениях системы поддержания пластового давления (ППД) путем закачки воды сероводород появляется даже там, где его раньше не было (кроме месторождений вышеуказанных регионов - это крупные месторождения Западной Сибири). Это так называемый биогенный сероводород (сероводород вторичного происхождения), образующийся благодаря микробиологическим процессам -восстановлению сульфатов, содержащихся в породах продуктивного пласта, в результате жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), попадающих в пласт вместе с закачиваемой водой [2-4].
Сама пластовая нефть, как смесь углеводородов, является неблагоприятной средой для развития микроорганизмов. Однако искусственно заводняемые нефтяные месторождения, обогащенные сульфатами, являются природной экосистемой, благоприятной для роста и жизнедеятельности СВБ. Многочисленные публикации, содержащие сведения о микробиологической зараженности основных нефтяных месторождений страны, свидетельствуют о практически повсеместном распространении СВБ [2-10].
Развитию СВБ предшествует формирование биоценоза углеводородокисляющих бактерий (УОБ). Эти аэробные микроорганизмы, используя растворенный в закачиваемой воде кислород, окисляют углеводороды нефти и попутного газа до промежуточных продуктов неполного окисления типа спиртов, альдегидов и кислот, которые далее в создавшихся анаэробных условиях потребляются СВБ.
Оптимальными для развития СВБ условиями являются: сравнительно невысокая (2.. Л 0 г/л) минерализация окружающей среды (хотя они адаптируются и к более высоким значениям минерализации), высокая концентрация в ней сульфат-ионов, температура в пределах 20...40 С и рН=5... 7 [11, 12]. Результаты исследований последних лет значительно расширили существовавшие до недавнего времени представления о температурных пределах жизнедеятельности СВБ в водах нефтяных месторождений. В работах [13-16] сообщаются сведения о выделении активных СВБ из высокотемпературных нефтяных пластов, температура которых достигает 100 С. Процесс восстановления сульфатов до сероводорода, осуществляемый при участии СВБ, - один из наиболее распространенных на земле. Сульфаты могут присутствовать в пластовых водах, привноситься в нефтяной пласт с закачиваемой водой системы ППД или «выщелачиваться» из горных пород. Основной реакцией, в ходе которой СВБ получают энергию для жизнедеятельности, является восстановление сульфатов до сероводорода: SOf- +4ff2 СВЕ H2S + 4H20. При наличии в коррозионной среде ионов железа суммарная реакция восстановления сульфатов завершается образованием сульфидов и оксидов железа [17]: SO2, +№е2 +4Н20 СВБ FexSy +3FeiOH)2 +20Н . При этом структурная модификация образуемых сульфидов железа зависит от условий образования и свойств водной среды. СВБ первоначально заносятся в продуктивный нефтяной пласт при разбуривании месторождения вместе с промывочной жидкостью, а также при его вторичном вскрытии вместе с перфорационной жидкостью. В процессе дальнейшей эксплуатации микробиологическая зараженность месторождения интенсифицируется за счет закачки в пласт для ППД больших объемов воды, а также в результате проникновения водных составов жидкостей глушения скважин (ЖГС) в призабойную зону добывающих скважин при их подземном ремонте.
Многочисленными исследованиями показано, что в продуктивном нефтяном пласте можно выделить две области активного развития сульфатредукции (области биоценоза): одну вокруг нагнетательной скважины -область заиливания пласта, происходящего за счет взвешенных частиц в составе закачиваемой воды, и другую вокруг добывающей скважины - область проникновения промывочной, перфорационной и других технологических жидкостей (например, ЖГС) в процессах бурения, вторичного вскрытия пласта и последующей эксплуатации скважины. Время появления биогенного сероводорода в продукции нефтяных скважин зависит от длительности формирования биоценоза в призабойных зонах скважин, зависящей, в свою очередь, от целого ряда геолого-физических, геохимических, биологических и технологических условий разработки месторождения, и может составлять от нескольких месяцев до нескольких лет. В работах [3, 8, 18-21] на примере месторождений Башкортостана (Туймазинского, Арланского и др.), Татарстана (Ромашкинского), Западной Сибири (месторождений Нижневартовского региона) и других областей прослежена взаимосвязь между появлением сероводорода в продукции добывающих скважин и закачкой воды в системе ППД: на начальной стадии разработки - пресных поверхностных вод, содержащих СВБ; на последующих стадиях разработки - опресненных сточных вод, содержащих помимо СВБ сульфаты и окисленные продукты нефти.
В работе [22] по результатам исследований активности микрофлоры нефтяных месторождений в зависимости от стадии разработки месторождений показано, что расстояние между скважинами и интенсивность отбора нефти из них не влияют на ход распространения бактерий в залежи. Основным фактором, определяющим их распространение, является проницаемость коллектора в различных направлениях пласта. Однако в работе [3] на примере заводнения участков Самотлорского месторождения речной водой показано, что сероводород в продукции добывающих скважин появился через 1,7...5 лет в зависимости от темпов разработки.
Из анализа имеющихся сведений о микробиологической зараженности различных нефтяных месторождений складывается следующая картина образования биогенного сероводорода в продуктивных пластах.
При разработке нефтяного месторождения возможны два пути поступления СВБ в продуктивный пласт: через добывающие (при первичном и вторичном вскрытии пласта и подземных ремонтах) и нагнетательные скважины. Однако на начальной стадии разработки ввиду малого объема проникновения промывочных и технологических жидкостей в призабойную зону добывающих скважин, низкой обводненности нефти, высокой минерализации пластовой воды и при больших дебитах призабойная зона этих скважин вряд ли может рассматриваться как область активного развития сульфатредукции. Очевидно, основной путь поступления СВБ в нефтяной
Современное состояние развития и перспективы применения методов борьбы с сероводородом на нефтяных месторождениях Башкортостана
Наиболее эффективными и перспективными методами удаления сероводорода из продукции нефтяных скважин являются дегазация нефти и воздействие на нее химическими реагентами.
На предприятиях АПК «Башнефть» применяется дегазация нефти путем отдувки и сепарации с последующей очисткой газа от сероводорода. При этом наиболее перспективным методом очистки газа от сероводорода считается моноэтаноламиновая очистка. В этом процессе сероводород содержащий газ направляется в реакционную колонну с реагентом-нейтрализатором (моноэтаноламином), который в последующем направляется на регенерацию. Выделенный на ступени регенерации сероводород направляется в печь «Клауса» для получения элементарной серы [73], а очищенный от сероводорода газ направляется потребителю.
Кроме этого в НГДУ «Октябрьскнефть» (НСП «Копей-Кубово») очистка газа от сероводорода производится на специальной установке в процессе прямого гетерогенно-каталитического окисления сероводорода до серы кислородом воздуха [74].
Как показывает отечественный и зарубежный опыт, очистку попутного газа от сероводорода целесообразно производить на месторождениях со средним и высоким содержанием сероводорода.
При очистке попутного газа от сероводорода остаточная концентрация сероводорода в жидкой фазе (в зависимости от полноты извлечения газа) может достигать значительных величин, что потребует дополнительных мероприятий по защите нефтепромыслового оборудования от сероводородной коррозии и охране окружающей среды.
Из химических методов борьбы с сероводородом при добыче нефти наиболее перспективным считается нейтрализация сероводорода с получением органических соединений серы. На Биавашском (НГДУ «Южарланнефть») и Лемезинском (НГДУ «Уфанефгь») месторождениях проведены промысловые испытания реагентов для нейтрализации сероводорода непосредственно в продукции скважин (в жидкой фазе). Выбор этих месторождений для проведения испытаний обусловлен повышенным по сравнению с другими месторождениями содержанием сероводорода в продукции добывающих скважин (выше 5% в газе и 1500 мг/л в нефти). Испытания показали, что наиболее эффективными являются реагенты на основе аминов - отечественные реагенты типа БН, Урал-ЗМ, СОНЦИД, КАЛАН и реагент SC 6408 компании «Эксон Кемикал Лтд».
Испытания проводили как по технологии нейтрализации сероводорода в скважине (с заливкой реагентов в затрубное пространство скважины), так и по технологии его нейтрализации в системе сбора (с дозированием реагента в приемный коллектор). При этом расходный коэффициент для этих реагентов (т.е. расход реагента на 1 г сероводорода в жидкой фазе) в зависимости от применяемой технологии и достигаемой степени нейтрализации сероводорода составлял от 3 до 30 единиц [75].
На основе результатов этих испытаний в БашНИПИнефти разработаны руководящие документы: по технологии нейтрализации сероводорода в продукции скважин Биавашского и Лемезинского месторождений (РД 39-0147276-018-94) [50] и по нейтрализации сероводорода в продукции скважин при проведении подземного и капитального ремонта (СТП 03-152-96) [76].
Помимо этого на Биавашском месторождении проводились испытания реагента БН-12 для нейтрализации сероводорода в добывающих скважинах по трем технологиям: с непрерывной подачей реагента дозировочным насосом на прием глубинного насоса через полиэтиленовую трубку (скв.27); путем продавки реагента в призабойную зону пласта с последующей непрерывной дозировкой его в выкидную линию (скв.1352); путем продавки реагента в призабойную зону пласта с последующей периодической его заливкой в затрубное пространство (скв.28). Выявлено, что все три технологии оказались малоэффективными [77]. Это связывают с расслоением реагента во времени, малым сроком хранения (не более 3 мес), нетехнологичностью в зимнее время (температура застывания не более минус 15 С) и образованием нерастворимого осадка.
Следует отметить, что ни один из упомянутых методов в промысловых условиях не обеспечивает 100%-ную нейтрализацию сероводорода в продукции добывающих скважин, а однократные обработки ударными дозами реагентов-нейтрализаторов характеризуются малой продолжительностью эффекта (от нескольких суток до нескольких недель). Эти обстоятельства требуют повышения концентраций применяемых реагентов или кратности обработок (вплоть до перехода к непрерывному дозированию), а значит, и увеличения затрат на их применение. Поэтому окончательный выбор варианта нейтрализации сероводорода необходимо производить с учетом технико-экономических показателей всего технологического процесса.
На основании опыта применения методов нейтрализации сероводорода в скважинной продукции на нефтяных месторождениях Башкортостана можно сделать следующие выводы.
Если в составе пластовой нефти какого-то месторождения изначально присутствует реликтовый сероводород, бессмысленно решать проблему борьбы с ним путем его удаления (нейтрализации) в продуктивном пласте или скважине. В этом случае, на наш взгляд, прежде необходимо максимально ограничить выделение и накопление свободного (газообразного) сероводорода в скважине. Примером такого технического решения на Лемезинском нефтяном месторождении может служить переход на систему сбора ДНС «Лемеза» - ДНС «Искра» (протяженность 25 км) с исключением ДНС «Лемеза» и поднятием давления на устье скважин 1эс, Зэс, 4эс и 21 до 2,3...2,4 МПа, в результате чего удалось в 3...3,5 раза снизить содержание сероводорода в газе (с 10,8 до 3,0...3,5% об.).
Роль бактериальной микрофлоры в процессе образования и распространения сероводорода в системе нефтедобычи и утилизации сточных вод
В скважинах часто происходит осаждение на забое механических примесей, элементов породы пласта (песок, глина) из-за низких скоростей их подъема в восходящем потоке пластовой жидкости от интервала перфорации до приема насоса.
Загрязнение призабойной зоны скважин может произойти и при промывке скважин, пластовое давление которых ниже гидростатического давления, когда при заполнении ствола скважины нефтью или водой пласт интенсивно поглощает промывочную жидкость. При такой промывке солевые и коррозионные отложения, сбиваемые шаблоном, увлекаются промывочной жидкостью и попадают в призабойную зону пласта. Для таких скважин нужны более эффективные методы очистки колонн и забоев.
Как уже указывалось, основная масса солевых, нефтяных и коррозионных осадков в добывающих скважинах скапливается в рабочих органах глубинно-насосных установок. В руководстве по эксплуатации установок УЭЦН есть требования, что максимальная массовая концентрация твердых частиц (ММКТЧ) или песка и глины с микротвердостью частиц не более 5 баллов по Моосу не должна превышать 100 мг/л. На практике показатель ММКТЧ ошибочно отождествляется с содержанием мехпримесей и КВЧ. На самом деле, в продукции многих скважин ММКТЧ не превышает 100...500 мг/л, а содержание мехпримесей (продуктов коррозии, неорганических солей, АСПО) при этом доходит до 1000... 10000 мг/л. Оказалось, что именно эти осадки и являются основной причиной загрязнения УЭЦН и насосно-компрессорных труб при длительной эксплуатации скважин. Для очистки ствола и призабойной зоны скважин от накапливающихся ас фальто-смолисто-параф инистых веществ, механических отложений солей и продуктов коррозии при подземном и капитальном ремонте широко применяется промывка скважин. Для скважин, оборудованных УЭЦН, содержание мехпримесей в жидкости в конце этой операции не должно превышать 100 мг/л.
Промывка скважин в процессе капитальных и текущих ремонтов осуществляется в соответствии с требованиями РД-39-0147276-018-95. Согласно РД объем промывки и ее скорость определяются размерами обсадной колонны и НКТ, глубиной залегания пласта, наличием спецтехники и т.д. В качестве промывочной жидкости применяется горячая нефть или вода, техническая и пластовая вода, растворы ПАВ, применительно к геолого-техническим условиям конкретных скважин и времени года. Согласно РД качество промывки скважин определяется как путем лабораторного анализа, так и визуально до чистой воды. Однако, как показывает практика, даже тщательно и качественно проведенные промывки все же дают кратковременные результаты и не обеспечивают даже в течение гарантийного срока безаварийной работы УЭЦН из-за нарастающего загрязнения рабочих органов насоса осадками продуктов коррозии. При этом сокращается межремонтный период работы УЭЦН и необходимы более частые промывки скважин.
Возникла проблема предотвращения загрязнения рабочих органов глубинно-насосных установок продуктами сероводородной коррозии -сульфидами железа. Как уже указывалось, основным загрязняющим объектом скважины является ее обсадная колонна. Осадки продуктов коррозии на ее поверхности формируются годами. Периодические промывки скважин дают лишь кратковременный эффект. Учитывая, что продукты коррозии не удаляются в процессе обычной промывки скважин, нами было предложено осуществлять в скважинах не только промывки, но и периодическую очистку обсадной колонны от возникших на ее поверхности объемистых продуктов коррозии. При этом для получения максимального эффекта рекомендовано: осле очистки скважин от продуктов коррозии периодически осуществлять б яботку очищенной поверхности металла ингибиторами коррозии. Технология процесса глубокой очистки, разработанная нами совместно с ТТКПРС НГДУ «Южарланнефть» и НГДУ «Уфанефть», несложна и ществляется имеющимся оборудованием. С помощью агрегата А-50У и таї овленньіх на колонне НКТ вращающихся очистных ершей или скребков обсадная колонна сверху-вниз очищается от осадков и продуктов коррозии. П и этом не обязательно обеспечивать полную и тщательную очистку -тленней поверхности обсадной колонны - достаточно снять с ее внутр верзшости основную массу осадков. Наиболее подходящими в перспективе я процесса очистки являются гидромеханические скребки типа СГМ-146-1 оизводства Омского завода им.Баранова), предназначенные для удаления осадков с внутренней поверхности обсадных колонн. ранее нами было обращено внимание на то, что из образующихся в важивах осадков - продуктов сероводородной коррозии, наиболее опасны для со ейия рабочих органов электропогружных насосов сульфиды (и, частично, а бонаты) железа, возникающие в верхней части обсадной колонны, заполненной нефтяным газом. Постоянно осыпаясь с корродирующей хНости труб вниз, они сначала накапливаются в нефти, заполняющей жт убное пространство, а затем после перенасыщения ими нефти они ступают непосредственно на прием насоса УЭЦН. Возникла идея - динамического овня жидкости в скважине, для улавливания осыпающихся с обсадной нны осадков с периодической заменой загрязненной осадками нефти на ее свежую порцию. Погружной электроцентробежной насос, подвешенный в скважине на колонне насосно-компрессорных труб, имеет узел обратного клапана, становлений на выкидной линии насоса и включающий металлический с телевидными отверстиями для предотвращения попадания в насос шйХ частиц [89]. Недостаток электроцентробежного насоса с 100 металлическим фильтром и щелевидными отверстиями состоит в том, что этот фильтр на практике не обеспечивает защиту насоса от попадания мелких абразивных частиц солей нельзя ли спользовать существующий слой нефти, находящийся выше и, особенно, сульфида железа, поскольку он эти частицы свободно пропускает через себя. Более крупные частицы, особенно смоченные нефтью, быстро этот фильтр забивают и заметно снижают производительность насоса, что требует его подъема и ремонта. Анализ литературных данных показал, что практически ни один из известных ЭЦН не имеет элементов защиты своих рабочих органов и способов предотвращения попадания продуктов коррозии на прием УЭЦН.
Для предотвращения попадания осыпающихся из газовоздушной среды скважины продуктов коррозии в ЭЦН нами предложено использовать естественно существующий и находящийся выше приемного окна насоса слой нефти в качестве плавающего фильтра-накопителя (т.н. «жидкого пакера») [86]. После накопления в этой нефти определенного количества твердых частиц (на это, очевидно, требуется определенное время) загрязненная нефть в фильтре-накопителе прямой промывкой скважины водой или нефтью может быть удалена из скважины. Для периодической замены «жидкого пакера» без подъема работающей установки ЭЦН рекомендуется использовать узел, разработанный нефтяниками Оренбургской области для периодических промывок скважин, оборудованных электропогружными установками [90]. Клапанный узел устанавливается на НКТ чуть выше насоса. При необходимости замены в затрубном пространстве отработавшей нефти УЭЦН останавливается, с помощью клапанного узла производится прямая промывка скважины, а затрубное пространство заполняется расчетным количеством свежей нефти.
Технологии нейтрализации сероводорода при вторичном вскрытии нефтяного пласта и проведении подземных ремонтов скважин
Выбранный сепаратор в отличие от других имеет две эффективные зоны сепарации. В первой зоне свободная жидкость отделяется от газа центробежной силой и собирается отдельно. Во второй зоне небольшое количество оставшейся в газе взвешенной жидкости отделяется от газа под действием значительно возросшей центробежной силы и собирается по схеме рециркуляции.
Несмотря на широкое применение однотрубных центробежных аппаратов, эффективность очистки и диапазон осаждения капель жидкости в них ограничены. Кроме того, для обработки газожидкостных потоков большой мощности при высоком рабочем давлении резко возрастают их геометрические размеры, что снижает эффективность сепарации. Разбивая газовый поток на множество мелких элементов, можно получить высокую эффективность и широкий диапазон осаждения частиц при больших объемах обрабатываемых потоков и относительно небольших габаритах аппарата.
Принцип центробежной сепарации в многопатрубковых сепараторах в настоящее время используется во всем мире. Известно множество типов центробежных элементов, которые, в зависимости от конструкции, можно использовать как для грубой, так и для более тонкой очистки газа от капельной жидкости.
В отечественной практике широкое распространение получили вертикальные сепараторы, оборудованные секциями с центробежными прямоточными элементами. Работоспособность этих сепараторов проверена на газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождениях страны и за рубежом.
В процессе испытаний на газовых и газоконденсатных месторождениях (Надым, Уренгой, Ямбург) нагрузка по газу менялась от 3 до 14 млн.м3/сут. При этом жидкостная нагрузка составляла от 0,001 кг/кг для газовых месторождений до 0,15 кг/кг для газоконденсатных. Основные показатели по эффективности, диапазону работы и гидравлическому сопротивлению подтверждены в условиях работы входных, промежуточных и концевых ступеней. Эффективность сепараторов на входных и промежуточных ступенях составляет 99,5 % при начальном содержании жидкости до 200 мл/м3. Эффективность на концевых ступенях была выше 99,9 % при уносе конденсата не более 20 мл/м3.
Фирмой «Ресо» [112] разработаны конструкции вертикальных и горизонтальных сепараторов с использованием циклотрубного элемента. Этот элемент включает в себя завихритель, две ступени сепарации с выводом из элемента отсепарированной жидкости вместе с частью газа, рециркуляцию газового потока и секцию осушенного газа, представляющую собой патрубок, отбирающий центральную часть вихревого потока газа. Аппараты обладают высокой эффективностью - 99 % при удалении частиц размером менее 7,5 мкм и 99,9 % при удалении частиц более 7,5 мкм.
Анализ приведенных источников показал, что принцип вращения газожидкостных потоков при взаимодействии фаз широко используется в отечественном и мировом аппаратуростроении при разработке массообменных аппаратов различного назначения - ректификационных колонн, абсорберов, десорберов и сепараторов различного назначения. Этот принцип был положен в основу разработки массообменного аппарата для отдувки сероводорода из нефти природным газом - вихревого десорбера [113].
Вихревой десорбер представляет собой высокопроизводительный массообменный аппарат, предназначенный для отдувки сероводорода от нефти природным газом. Высокая производительность аппарата достигается за счет применения принципа прямотока взаимодействующих фаз в зоне их контакта, принудительного их разделения с помощью центробежных сил во вращающемся двухфазном потоке и сохранении противоточного движения фаз в целом по аппарату. Аппараты такого типа выгодно применять в тех случаях, когда газовый поток имеет избыточный запас потенциальной энергии -избыточного давления, который может быть израсходован полностью или частично в массообменном аппарате без ущерба для технологического процесса в целом. Они находят применение в абсорбционных процессах для поглощения отдельных компонентов из газовых потоков, в процессах десорбции. Известны примеры применения вихревых аппаратов в процессах ректификации.
Десорбер вихревой (рис.5.2), предназначенный для отдувки сероводорода от нефти природным газом, представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат 1 с эллиптическими днищами, установленный на цилиндрической опоре, состоит из верхней и нижней частей и семи царг, между фланцами которых размещены семь тарелок 2 с контактными устройствами 3. В верхней части десорбера расположен сетчатый каплеотбойник 4, распределитель нефти 5, монтируемый на штуцере 6 ввода нефти на отдувку, и штуцер 7 выхода природного газа после отдувки нефти на верхнем днище аппарата. В нижней части десорбера, являющейся отстойником для нефти после отдувки, предусмотрен штуцер 8 ввода природного газа и штуцер 9 для вывода отдутой нефти.
Тарелка 2 состоит из круглого полотна 10, на котором расположены три контактных устройства, состоящих из завихрителя 11, выполненного из плоских лопаток 12, щелевого цилиндрического сепаратора 13 с отсекателем 14, стакана гидрозатвора 15. Между контактными устройствами в полотне тарелки выполнены три сливных отверстия, снабженных переточными трубами 16, нижние концы которых опущены до дна стакана гидрозатвора нижележащей тарелки.
Каждая царга десорбера снабжена штуцером 17 для отбора газа, выполненном непосредственно на нижнем фланце. В нижней части десорбера предусмотрены штуцеры 19 для установки регулятора уровня и штуцер 20 для установки манометра. В верхней части аппарата также предусмотрен штуцер для установки манометра и штуцер для установки термометра (датчика температуры).
