Подготовки добываемой газо-водонефтяной эмульсии (стр. 6 из 17)
Краткая характеристика основных рекомендуемых к применению, реагентов-деэмульгаторов указана в таблице 2.5.1
Таблица 2.5.1
| Наименование | Диссолва | Прошинор DN-15 | Диссолван | Сондем | |
| показателей | н V-2830 | V-4761 | 4401 | ||
| Плотность, кг/м | 940 | 940 | 890...930 | 810...990 | |
| Динамическая | Около 60 | Около 80 | Около 100 | 9,5...42,7 | |
| вязкость при 20 "С, | |||||
| МПа*с | |||||
| Температуравспышки, °С | 11 | 23 | 10 | 4 | |
| Пределывзрываемости % объем. | нижний | 5,5 | Данные непредставлены | 5,5 | Данные непредставлены |
| верхний | 44 | 44 | |||
| Продолжение таблицы 2.5.1 | |||||
| Растворитель | Ксилол,метанол | Ксилол,метанол | Ксилол,метанол | Ксилол,метанол | |
| Растворимость: | в воде при Т-20° С Качественно | Нерастворим | Растворимчастично | Образует разделяемую дисперсию | Образует разделяемую дисперсию |
| Ксилол,метанол | Ксилол, метанол | Ксилол,метанол | Ксилол,метанол | ||
| Агрегатное состояние,однородность | Однородная жидкость, цвет от желтого до коричневого с метанольным запахом | ||||
| Токсикологическаяхарактеристика по ГОСТ 12. 1.007-76 | 3 класс | 3 класс | 3 класс | 3 класс | |
| Содержание ПАВ, % | 65 | 60 | 60 | 50...65 | |
| Активная основа | неионогенное ПАВ в растворе смеси метанолаи ксилола | смесь неионогенных ПАВ в метаноле | неионогенное ПАВ в растворе смеси метанола и ксилола | КСИЛОЛ+метанол | |
2.5.2 Характеристика реагентов-ингибиторов коррозии
Для защиты напорных трубопроводов от внутренней коррозии применяются реагенты-ингибиторы коррозии. Место подачи ингибитора коррозии ДНС-9 ЦДНГ-3.
Краткая характеристика основных рекомендуемых к применению, реагентов-деэмульгаторов указана в таблице 2.5.2.
Во избежание нарушений технологического режима работы ЦППН за счет смыва продуктов коррозии с внутренней поверхности напорных трубопроводов разработан технологический регламент на применение ингибиторов коррозии, который определяет технологию поэтапного ввода ингибитора.
Скорость коррозии определяется по РД 39-9-669-81 "Методика оценки агрессивности нефтепромысловых сред и защитного действия ингибиторов коррозии при транспортировке обводненной нефти".
Таблица 2.5.2.
| Наименование показателей | Коррексит-1151А | Додикор V-4712 | СНГТХ-6301 | |
| Плотность, кг/м | 900 | 890 | 872 | |
| Динамическая вязкость при Т- 40 С, | 3,4 | 4.5 | ||
| Температура вспышки, °С | 18 | 12 | ||
| Пределывзрываемости % объемно | Нижний | 1Д | Данные не приводятся | |
| Верхний | 36,5 | |||
| Температура застывания, °.С | -50 | -40 | -40 | |
| Растворитель | метанол | Метанолизопропанол | Изопропиловый спирт | |
| Растворимость: | б) в воде при 20 °.С | растворим | диспергируется | |
| Качественно | метанол | углеводороды | ||
| Агрегатное состояние,однородность | Однородная жидкость темно-коричневого цвета со спиртовым запахом | Прозрачнаяжидкостьянтарногоцвета соспиртовым запахом | Жидкость от светло-коричневого цвета | |
| Токсикологическая характеристика по ГОСТ 12.1.005-88 | 3 класс | |||
Удельный расход подачи ингибитора коррозии в систему напорных нефтепроводов определен "Технологическим регламентом ингибиторной защиты напорных нефтепроводов Лянторского месторождения ингибитором КОРЕКСИД ES 1151 А" и составляет: ударная дозировка-18,8 л/час (450 л/сут), постоянная дозировка - 7,5 л/час (180,9 л/сут)
2.6 Технологическая схема подготовки нефти на месторождении
Продукции нефтяных скважин представляет собой смесь, содержащую кроме нефти, нефтяной газ, воду, парафин, серу и другие примеси. Для получения конечного продукта (товарной нефти) эта смесь от скважины транспортируется к пунктам сбора, обработки (подготовки)и далее - в товарные парки промыслов для учета и распределения потребителям.
Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами.
Продукция нескольких скважин по выкидным линиям направляются в АГЗУ, где поочередно измеряется дебит каждой подключенной скважины. Рабочий коллектор соединен со сборным коллектором . Далее продукция по коллектору длиной 3...8 км подается на дожимную насосную станцию (ДНС) ( графическое приложение 2). Здесь происходит первичная сепарация газа от жидкости, после чего газ по трубопроводу поступает на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а жидкость по трубопроводу в так называемый сепаратор - делитель. Основное назначение этой установки - регулирование подачи жидкости (смеси нефти с водой) в сепараторе - подогреватели , входящие в состав установки по подготовки нефти (УПН). Кроме того, в делителе осуществляется вторичная (более глубокая сепарация газа от жидкости). На УПН происходит подогрев жидкости, отделение нефти от воды и обессоливание нефти, после чего нефть по коллектору товарной нефти поступает в переменно работающие герметизированные резервуары и далее, минуя поднапорный насос , на автоматизированную установку сдачи товарной нефти. Пластовая вода с УПН по коллектору сточной воды попадает в установку по подготовки воды (УПВ) и далее с помощью насоса к насосным станциям для закачки в продуктивные пласты.
Получаемый после вторичной сепарации на УПН газ поступает на компрессорную станцию КС, откуда подается на ГПЗ. Если нефть, поступающая с УПН, окажется некондиционной по содержанию воды и солей, то она автоматически направляется по трубопроводу в сепаратор -делитель из которого снова подается на УПН. Затем через насосную станцию товарной нефти подается в магистральный нефтепровод . При сильно обводненной продукции скважин предварительный сброс пластовой воды осуществляется на ДНС, на которых вода специальными насосами подается в нагнетательные скважины.
2.7 Оборудование установок обезвоживания и обессоливания нефти
Термохимическое обезвоживание и обессоливание. Способ основан на нагреве эмульсии и химическом воздействии на нее деэмульгаторов. При нагреве эмульсии ее вязкость снижается и облегчает отделение воды.
Обводненная нефть (сырая) поступает в резервуар 1, откуда насосом 3 перекачивается в теплообменник 4. Здесь она подогревается до 40-60 градусов и далее поступает в подогреватель 5, где подогревается паром до 70... 100 градусов и более. Дозировочный насос 7 непрерывно из бачка 6 подкачивает деэмульгатор через смеситель 2 в эмульсию.
Обработанная деэмульгатором и подогретая эмульсия направляется в отстойник 9, где вода отделяется от нефти и отводится в канализацию. Затем обезвоженная и нагретая нефть через теплообменник 4 и холодильник 8 поступает в товарный резервуар 10, а затем направляется на переработку по нефтепроводу. В теплообменнике 4 нагретая нефть отдает тепло холодной нефти, после чего дополнительно охлаждается в холодильнике 8.
На месторождениях термохимические установки эксплуатируются под атмосферным давлением, под избыточным давлением и с промывкой горячей водой. В некоторых случаях вода из отстойников 5 направляется в смеситель 6 или после теплообменника 3 эмульсия направляется в колонну-контактор, куда подаются горячая вода и деэмульгатор.
Рисунок 2.7.1 Схема термохимического обезвоживания и обессоливания.
Электрическое обезвоживание и обессоливание. Электрическая деэмульсация основана на появлении разноименных электрических зарядов на противоположных концах каждой капельки воды, на взаимном притяжении этих капелек и разрушении пленок нефти между капелькамив результате действия электрического поля. При пропускании нефтяной эмульсии между двумя электродами, через которые проходит ток высокого напряжения, она разлагается на нефть и воду. Освобожденные капельки воды укрупняются и постепенно оседают на дне сосуда.
Принцип действия их следующий. Сырьевая нефть вместе с деэмульгатором поступает на прием насоса 1 и через теплообменник 2 и подогреватель 3 направляется в отстойник 4 (термохимическая часть установки), откуда под остаточным давлением поступает в электродегидратор 5. Перед этим в нефть вводятся деэмульгатор и пресная вода, при этом увеличивается ее обводненность. На практике применяют также установки, обьединяющие термохимическое обезвоживание с электрическим.
Рисунок 2.7.2 Схема электрообессоливающей установки.
В электродегидраторе 5 происходит разрушение освобожденной воды в процессе отстоя. Затем обессоленная нефть направляется в промежуточную емкость 6, а отсюда насосом 7 через теплообменник - в товарные резервуары.
Вода из отстойника 4 и электродегидратора 5 сбрасывается в канализацию.
Для более глубокого обезвоживания и обессоливания можно устанавливать несколько электродегидраторов, которые по форме подразделяются на горизонтальные, вертикальные, сферические и др.
Таким образом, основными технологическими аппаратами и обрудованием установок обезвоживания и обессоливания являются теплобменники, подогреватели, отстойники, электродегидраторы, резервуары, насосы, сепараторы-деэмульгаторы.
В практике эксплуатации нефтяных месторождений применяют также и трубную деэмульсацию. Сущность ее заключается в том, что в трубопроводные сети, транспортирующие нефть на месторождении, вводят деэмульгатор. Отделение воды от нефти осуществляется в специальных резервуарах-отстойниках. Но ее целесообразно проводитьна тех участках сборных сетей, в которых обеспечивается совместное движение эмульсии и деэмульгатора в течение не менее 4 ч.