Автономная некоммерческая организация 1 страница

РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ

«Учебно-методический центр»

«Статус»

РАССМОТРЕНО: на Учебно-методическом Совете АНО «Учебно-методический центр» «Статус» Протокол № _______ «____» _____________ 2007 г.

УТВЕРЖДАЮ: Исполнительный директор АНО «Учебно-методический центр» «Статус» ___________ С.Д. Багаутдинова «____» _____________ 2007 г.

СПРАВОЧНОЕ ПОСОБИЕ

ОПЕРАТОР ОБЕЗВОЖИВАЮЩЕЙ И ОБЕССОЛИВАЮЩЕЙ УСТАНОВКИ,

ОПЕРАТОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК,

ОПЕРАТОР ТОВАРНЫЙ,

МАШИНИСТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НАСОСОВ,

СЛЕСАРЬ КИПиА,

ЛАБОРАНТ ХИМ. АНАЛИЗА.

г.Нижневартовск

Химический состав нефти

Главные элементы, из которых состоит нефть, - углерод и водород. Содержание углерода и водорода в различных нефтях колеблется в сравнительно узких пределах и составляет в среднем для углерода 83,5-87% и для водорода 11,5-14%.

Наряду с углеродом и водородом во всех нефтях присутствуют сера, кислород и азот. Азота в нефтях мало (0,001-0,3%), содержание кислорода колеблется в пределах от 0,1 до 1 %, однако в некоторых высокосмолистых нефтях оно может быть и выше.

Значительно отличаются друг от друга нефти по содержанию среды. В нефтях многих месторождений серы сравнительно мало (0,1-1%). Но доля сернистых нефтей с содержанием серы от 1 до 3% в последнее время значительно возросла.

В зависимости от содержания серы нефти подразделяются на малосернистые (содержание серы меньше 0,5%), сернистые (0,5-2%) и высокосернистые (более 2%).

В очень малых количествах в нефтях присутствуют и другие элементы, главным образом металлы – ванадий, никель, железо, магний, хром, титан, кобальт, калий, натрий и др. Обнаружены также фосфор и кремний. Содержание этих элементов выражается незначительными долями процента.

Из углеводородов в нефтях преобладает либо углеводороды метанового (парафинового), либо нафтенового ряда. Содержание углеводородов ароматического ряда значительно меньше.

Простейшим соединением углеводородов парафинового ряда является метан. Молекула метана состоит из одного атома углерода и четырех атомов водорода (СН₄). Следующими соединениями углеводородов парафинового ряда являются этан С₂Н₈,пропан С₃Н₈, бутан С₄Н₁₀ и т.д. Таким образом, каждый последующий член ряда отличается от предыдущего на группу СН₂. Состав этих веществ можно выразить одной общей формулой. Если число атомов углерода в молекуле принять за n, то число атомов водорода в ней равно 2n+2, а общая формула углеводородов парафинового ряда будет С_nН_2n+2.

Углеводороды от метана до бутана включительно при нормальных условиях, т.е. при давлении 0,1 МПа и температуре t=0°С, находятся в газообразном состоянии. Их этих углеводородов в основном и состоят нефтяные газы.

Углеводороды, содержащие от 5 до 17 атомов углерода в молекуле (С₅Н₁₂ – С₁₇Н₃₆), при нормальных условиях – жидкие вещества. Эти соединения входят в состав нефти. углеводороды, в молекулах которых имеется свыше 17 атомов углерода, - твердые вещества.

Молекулы углеводородов нафтенового и ароматического рядов имеют циклическое строение. Углеводороды нафтенового ряда отличаются по составу от соответствующих углеводородов метанового ряда тем, что в их молекулах на два атома водорода меньше и общая формула углеводородов нафтенового ряда имеет вид С_nН_2n. Из углеводородов нафтенового ряда в нефтях были найдены циклобутан (С₄Н₈), циклопентан (С₅Н₁₀), циклогексан (С₆Н₁₂) и др.

По физическим и химическим свойствам углеводороды нафтенового ряда близки к метановым плотность их приблизительно средняя между метановыми и ароматическими углеводородами.

Сепарационные установки

В процессе подъема жидкости из скважин и транспортирования ее до центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и воды постепенно снижается давление в системе сбора, и из нефти выделяется газ. Объем выделившегося газа по мере снижения давления в системе увеличивается, и поток в нефтегазосборных коллекторах, включая и верхние участки НКТ, состоит из двух фаз: газовой и жидкой. Такой поток называется двухфазным или нефтегазовым потоком.

Жидкая фаза может, в свою очередь, состоять из нефти и пластовой воды, содержание которой в потоке может изменяться от нуля до значительных величин. Следовательно, в случае содержание воды в продукции скважин мы имеем дело с трехфазным или нефтеводогазовым потоком, который состоит из нефти, газа и воды.

Нефть и выделившийся из нее газ при нормальных условиях не могут храниться или транспортироваться вместе. Поэтому на нефтяных месторождениях совместный сбор нефти и газа и совместное транспортирование их осуществляют только на определенные экономически целесообразные расстояния, а затем и выделившийся газ транспортируют раздельно.

Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором происходит отделение газа от жидкой продукции скважин, называют нефтегазовым сепаратором. Однако в некоторых случаях в нефтегазовых сепараторах осуществляется к тому же отделение и сброс свободной воды. В этом случае нефтегазовый сепаратор называют нефтеводогазосепаратором или трехфазным сепаратором.

Вывод отсепарированного газа из нефтегазовых сепараторов и раздельный сбор его осуществляется в различных пунктах системы сбора и центральных пунктах сбора подготовки нефти, газа и воды. Каждый такой пункт вывода отсепарированного газа называется ступенью сепарации газа. Ступеней сепарации может быть несколько, и окончательное отделение нефти от газа завершается в концевых сепараторах или в резервуарах под атмосферным давлением.

Многоступенчатая сепарация применяется при высоких давлениях на устье скважин для лучшего разделения нефти и газа при последовательно снижающихся давлениях в сепараторах. Нефтегазовую смесь из скважины направляют сначала в сепаратор высокого давления, в котором из нефти выделяется основная масса газа, состоящего главным образом из метана и этана.

Из сепаратора высокого давления нефть поступает в сепараторы среднего и низкого давления для окончательного отделения от газа.

Сепараторы первой ступени в зависимости от конкретных условий на месторождении могут быть рассредоточены в нескольких пунктах по его территории или сосредоточены наряду с остальными ступенями сепарации на центральном пункте сбора и подготовки нефти, газа и воды. В последнем случае на месторождении не строятся газосборные трубопроводы. Транспортирование же газа всех ступеней сепарации от ЦПС до газокомпрессорной станции или до газаперерабатывающего завода обычно осуществляется по одному газопроводу.

Сепараторы, применяемые на нефтяных месторождениях, условно подразделяются на следующие категории:

1) по назначению – замерно – сепарирующие

2) по геометрической форме и положению в пространстве – цилиндрические, вертикальные, горизонтальные и наклонные

3) по характеру проявления основных сил – гравитационные и центробежные (гидроциклонные)

4) по рабочему давлению – высокого (6,4 МПа и более), среднего (2,5-6,4 МПа), низкого (0,6-2,5 МПа) давления и вакуумные

5) по числу обслуживаемых скважин – индивидуальные и групповые

6) по числу ступеней сепарации – первой, второй, третьей ступени и т.д.

7) по числу разделяемых фаз – двухфазный (нефть+газ), трехфазный (нефть+газ+вода)

Вертикальные сепараторы имеют 4 секции: основная сепарационная секция, осадительная секция, секция отбора нефти, каплеуловительная секция.

Основная сепарационная секция служит для интенсивного выделения газа из нефти. на работу сепарационной секции большое влияние оказывают степень снижения давления, температуры в сепараторе, физико-химические свойства нефти, особенно ее вязкость, конструктивное оформление ввода продукции скважин в сепаратор.

Осадительная секция, в которой происходит дополнительное выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции. Для более интенсивного выделения пузырьков газа из нефти ее направляют тонким слоем по наклонным плоскостям, увеличивая тем самым длину пути движения нефти, т.е. эффективность ее сепарации.

Секция сбора нефти, занимающая самое нижнее положение в сепараторе и предназначенная как для сбора, так и для вывода нефти из сепаратора. Нефть может находиться здесь или в однофазном состоянии, или в смеси с газом – в зависимости от эффективности работы сепарационной и осадительной секций и времени пребывания нефти в сепараторе.

Каплеуловительная секция, расположенная в верхней части сепаратора, служит для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых потоком газа.

В составе групповых замерных установок применение вертикальных аппаратов обеспечивает большую точность замеров расхода жидкости в широком диапазоне дебитов скважин, включая малодебитные.

Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки:

1) меньшая пропускная способность по сравнению с горизонтальными при одном и том же диаметре аппарата

2) меньшая устойчивость процесса сепарации при поступлении пульсирующих потоков

3) меньшая эффективность сепарации

Обслуживание вертикальных сепараторов сводится к поддержанию в них установленного давления и исправного состояния регулятора уровня, предохранительного клапана, манометра. В случае использования уровнемерных стекол в замерном сепараторе, особенно при вязких нефтях и низких температурах, требуется время от времени промывать соляровым маслом загрязненные стекла, отключая их соотвтствующими кранами от сепаратора.

Горизонтальные сепараторы имеют большую пропускную способность по газу и жидкости, чем вертикальные. По некоторым данным, пропускная способность горизонтального сепаратора при одинаковых размерах примерно в 2,5 раза больше, чем вертикального. Это объясняется тем, что в горизонтальном сепараторе капли жидкости под действием силы тяжести падают вниз, перепендикулярно к потоку газа, а не навстречу, как это происходит в вертикальных сепараторах.

Большинство горизонтальных сепараторов изготавливается из одной горизонтальной емкости со сферическими днищами (одноемкостные сепараторы), иногда применяют двухъемкостные горизонтальные сепараторы.

Область применения горизонтальных сепараторов весьма обширна. Они используются для оснащения дожимных насосных станций, для первой, второй и третьей ступеней сепарации на центральных пунктах сбора и подготовки нефти, газа и воды. Пропускная способность горизонтальных сепараторов, применяемых для первой, второй и третьей ступеней сепарации, может достигать 30000 т/сут по жидкости на каждой ступени.

Горизонтальные сепараторы широко применяются также для отделения и сбора свободной воды из продукции скважин на первой или последующих ступенях сепарации, что исключает попадание значительных объемов воды на установку по подготовке нефти. В этом случае они выполняют роль трехфазных сепараторов.

Горизонтальные сепараторы некоторых конструкций для повышения пропускной способности и улучшения качества сепарации нефти оборудуются гидроциклонами. Отделение газа от нефти в гидроциклонах происходит за счет центробежных сил. Нефть, имеющая большую плотность, отбрасывается к стенкам гидроциклона, а газовый вихрь, вращаясь, движется в центре. Из гидроциклона нефть и газ отдельно поступает в емкости.

Газонасыщенная нефть поступает на сливные полки и далее по стенке в нижнюю часть емкости. Сливные полки уменьшают пенообразование. Движение нефти тонким слоем по полкам способствует отделению нефти и газа. В емкости монтируется механический регулятор уровня, связанный с исполнительным механизмом – заслонкой, установленной после сепаратора на нефтяной линии. Регулятор обеспечивает в емкости необходимый уровень жидкости, предотвращающий прорыв свободного газа в нефтяной коллектор.

Наибольшей пропускной способностью по жидкости и газу характеризуются горизонтальные сепараторы, в которые жидкость и газ, предварительно отделенные в подводящих трубопроводах, вводятся раздельно. Такие аппараты получили название сепараторов с предварительным отбором газа. Работает данный сепаратор следующим образом. Нефтегазовая смесь подводится к корпусу сепаратора по наклонным участкам трубопроводов. Уклон трубопровода может колебаться в пределах от 30 до 40°, а трубопровода – от 10 до 15°. К трубопроводу вертикально привариваются 3-4 газоотводных трубки диаметром 50-100 мм. Верхние концы этих трубок приварены к сборному коллектору (депульсатору) газа, подводящему этот газ к корпусу калеуловителя, в котором устанавливаются выравнивающая поток газа перфорированная перегородка и жалюзийная кассета. Капельки нефти, уносимые основным потокам газа по сборному коллектору, проходя жалюзийную кассету (или любую другую), прилипают к стенкам жалюзи и, скапливаясь на них, в виде сплошной пленки стекают вниз в корпус сепаратора. Из корпуса каплеуловителя газ направляется под собственным давлением 0,6 МПа на газоперерабатывающий завод. (ГПЗ).

Нефть, освобожденная от основной массы газа в трубопроводе, поступает в корпус сепаратора через нижний патрубок ввода, в котором установлены сплошная перегородка, успокоитель уровня и две наклонные полки, увеличивающие путь движения нефти и способствующие выделению из нефти окклюдированных пузырьков газа, не успевших скоалесцироватиься и выделиться в наклонном трубопроводе. Давление выделившегося из нефти газа повышают при помощи эжектора, затем газ транспортируется на ГПЗ.

Для регулирования вывода нефти из сепаратора имеется датчик уровнемера поплавкового типа и исполнительным механизмом.

Раздельный ввод газа и жидкости в аппарат имеет ряд преимуществ. При совместном вводе нефтегазового потока в сепаратор с перепадом давления и перемешиванием фаз количество в нефти пузырьков газа размером 2-3 мкм примерно в 4 раза больше, чем в случае раздельного ввода нефти и газа в аппарат без перепада давления. Пузырьки газа таких размеров обычно находятся во взвешенном состоянии и не успевают выделиться из нефти за время ее движения в сепараторе. Таким образом, в сепараторах с раздельным вводом жидкости и газа унос свободного газа вместе с нефтью в несколько раз меньше, чем в сепараторах с совместным вводом продукции, и обычно не превышает 1% от объема жидкости.

При раздельном вводе нефти и газа резко уменьшается также объем пены, образующейся в сепараторе в результате удержания части газа и жидкости во взвешенном состоянии, что особенно важно при подготовке нефтей, склонных к пенообразованию может привести к заполнению газового пространства пеной. При заполнении сепаратора пеной отказывает в работе регулятор уровня и пена поступает как в газопровод, так и в выкидную линию для жидкости.

В настоящее время разработан ряд блочных сепараторов типа УБС с предварительным отбором газа на пропускную способность от 1500 до 16000 м³/сут. Объем емкости составляет от 30 до 160 м³. Технические данные сепараторов типа УБС приведены в таблице 1.

Таблица 1.

Модификация установки	Пропускная способность по сырью (м^3/сут), не более	Рабочее давление (МПа), не более	Газовый фактор нефти (м^3/м^3), не более	Масса (кг), не более
УБС-1500/6		0,6
УБС-3000/6		0,6
УБС-6300/6		0,6
УБС-6300/16		1,6
УБС-10000/6		0,6
УБС-10000/16		1,6
УБС-16000/6		0,6
УБС-16000/16		1,6

Трехфазные сепараторы. По мере роста обводненности продукции скважин, поступающей в сепараторы, начинают преобладать капли воды больших размеров, которые могут легко коалесцировать и отделяться в виде свободной воды.

Количество выделившейся из нефтяной эмульсии свободной воды зависит от физико-химических свойств нефти и воды, температуры потока, продолжительности транспортирования, интенсивности перемешивания потока (для поступления в сепаратор) и от многих других причин. Предварительная подача реагента в поток на определенном удалении от сепарационных установок способствует выделению свободной воды из эмульсии.

В нефтепромысловой практике отделяемую свободную воду стремятся сбросить как можно раньше – до поступления продукции на установки подготовки нефти, так как нагрев этой воды связан с большим расходом теплоты. Предварительный сброс свободной воды осуществляется в трехфазных сепараторах. В настоящее время разработаны трехфазные сепараторы для работы на первой и последующих ступенях сепарации. Особенностью таких аппаратов является использование в одной емкости двух отсеков: сепарационного и отстойного, сообщающихся между собой через каплеобразователь.

Сепаратор работает следующим образом. Смесь нефти, воды и газа по потрубку поступает в сепарационный отсек. Отсепарированный газ подается на ГПЗ, а смесь нефти и воды с небольшим количеством газа из сепарационного отсека по каплеобразователю перетекает в отстойный отсек, где нефть отделяется от воды и газа. Нефть по верхнему патрубку отводится на УПН, вода через исполнительный механизм, работающий за счет датчика регулятора уровня поплавкового типа, сбрасывается из сепаратора в резервуар – отстойник или под собственным давлением транспортируется на блочную кустовую насосную станцию (БКНС). Если в трехфазный сепаратор поступает нефть в виде стойкой эмульсии, то в каплеобразователь подводится с УПН горячая отработанная вода, содержащая поверхностно-активные вещества (ПАВ) для интенсификации разрушения этой эмульсии.

Эффективность работы сепаратора любого типа характеризуется следующими 2 основными показателями:

1. количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции;

2. количеством пузырьков газа, уносимых потоком нефти из секции сбора нефти. Чем меньше эти показатели, тем эффективнее работа нефтегазового сепаратора. В хорошо сконструированных нефтегазовых сепараторах обычно унос капелек жидкости вместе с газовым потоком не превышает 15 см³ на 1000 м³ отсепарированного газа, или около 10 г жидкости на 1000 кг продукции, поступающей в сепаратор.

По такой технологической схеме сконструированы и серийно изготовляются автоматизированные блочные установки предварительного сброса пластовой воды типа УПС.

Промысловая подготовка нефти

Нефтяные эмульсии и условия их образования

Вода в нефти появляется в результате поступления к забою скважины подстилающей воды, закачиваемой в пласт с целью поддержания давления. При движении нефти и пластовой воды по стволу скважины и нефтесборным трубопроводам происходит их взаимное перемешивание и дробление. Процесс дробления одной жидкости в другой называют диспергированием. В результате диспергирования одной жидкости в другой образуются эмульсии.

Эмульсией называется такая система двух взаимно нерастворимых или вполне растворимых жидкостей, в которых одна содержится в другой во взвешенном состоянии в виде многочисленных капель (глобул). Жидкость, в которой распределены глобулы, называется дисперсионной средой, а вторая жидкость, распределенная в дисперсионной среде, - дисперсионной фазой.

Нефтяные эмульсии бывают двух типов: «вода в нефти» и «нефть в воде». Почти все эмульсии, встречающиеся при добыче нефти, являются эмульсиями типа «вода в нефти». Содержание пластовой воды в таких эмульсиях колеблется от десятых долей процента до 90 % и более.

Для образования эмульсии недостаточно только перемешивания двух несмешивающихся жидкостей. Необходимо еще наличие в нефти особых веществ – пригодных эмульгаторов. Такие природные эмульгаторы в том или ином количестве всегда содержатся в пластовой нефти. К ним относятся асфальтены, смолы, нефтерастворимые органические кислоты и такие мельчайшие механические примеси, как ил и глина.

Адсорбируясь на поверхности эмульсионных глобул, они образуют своеобразную броню, препятствующую слиянию капель воды.

Образованием пленки на поверхности глобулы воды объясняется «старение» эмульсии. Под процессом старения понимается упрочение пленки эмульгатора с течением времени. По истечении времени определенного времени пленки вокруг воды становятся очень прочными и трудно поддаются разрушению.

В зависимости от размера капелек воды и степени старения нефтяные эмульсии разделяются на легкорасслаивающиеся, средней стойкости и стойкие.

На стойкость водонефтяных эмульсий влияют и некоторые другие факторы: температура, содержание парафина, условия образования эмульсии, количество и состав эмульгированной воды.

Стойкость эмульсии при добыче нефти скважинными штанговыми насосами ниже, чем при эксплуатации погружными электроцентробежными насосами.

Основные физико-химические свойства нефтяных эмульсий

Для правильного выбора метода разрушения нефтяных эмульсий важно знание их основных физико-химических свойств.

Дисперсность эмульсии – это степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсионной среде. Дисперсность – основная характеристика эмульсии, определяющая их свойства. Размеры капелек дисперсной фазы в нефтяных эмульсиях изменяются от 0,1 до 100 мкм (10^-5-10^-2см).

Вязкость эмульсии зависит от вязкости самой нефти, температуры, при которой получается эмульсия, количества воды, содержащейся в нефти, степени дисперсности, присутствия механических примесей. Вязкость нефтяных эмульсий не обладает аддитивным свойством, т.е. вязкость эмульсии не равна сумме вязкости нефти и воды.

С увеличением обводненности до определенного значения вязкость эмульсии возрастает и достигает максимума при критической обводненности, характерной для данного месторождения. При дальнейшем увеличении обводненности вязкость эмульсии резко уменьшается. Критическое значение коэффициента обводнения называется точкой инверсии, при которой происходит обращение фаз, т.е. эмульсия типа «вода в нефти» превращается в эмульсию типа «нефть в воде». Значение точки инверсии для разных месторождений колеблется от 0,5 до 0,95.

Плотность эмульсии можно рассчитать, если известны плотность нефти и воды и их содержание в эмульсии, по следующей формуле:

Электрические свойства эмульсий. Нефть и вода в чистом виде – хорошие диэлектрики. Электропроводность нефти колеблется от 0,5*10^-6 до 0,5*10^-7 Ом*м^-1, пластовой воды – от 10^-1 до 10 Ом*м^-1. Даже при незначительном содержании в воде растворенных солей или кислот электропроводность ее увеличивается в десятки раз. Поэтому электропроводность нефтяной эмульсии обусловливается не только количеством содержащейся воды и степенью ее дисперсности, но и количеством растворенных в этой воде солей и кислот.

В нефтяных эмульсиях, помещенных в электрическом поле, капельки воды располагаются вдоль его силовых линий, что приводит к резкому увеличению электропроводности этих эмульсий. Это объясняется тем, что капельки чистой воды имеют приблизительно в 40 раз большую диэлектрическую проницаемость, чем капельки нефти (є=2).

Свойство капелек воды располагаться в эмульсиях вдоль силовых линий электрического поля и послужило основной причиной использования этого метода для разрушения нефтяных эмульсий.

Устойчивость нефтяных эмульсий и их старение. Самым важным показателем для нефтяных эмульсий является их устойчивость (стабильность), т.е. способность течение определенного времени не разрушаться и не разделяться на нефть и воду.

На устойчивость нефтяных эмульсий большое влияние оказывают дисперсность системы; физико-химические свойства эмульгаторов, образующих на поверхности раздела фаз адсорбционные защитные оболочки; температура смешивающихся жидкостей.

Деэмульгаторы, применяемые для разрушения нефтяных эмульсий

Наряду с мероприятиями по снижению образования эмульсий большое влияние уделяется разрушению образовавшихся эмульсий с последующим отделением нефтяной фазы от воды. Для разрушения нефтяных эмульсий широко применяются различные химические реагенты – эмульгаторы, которые в отличие от природных эмульгаторов способствуют значительному снижению стойкости нефтяных эмульсий.

В качестве реагентов – деэмульгаторов используются поверхностно-активные вещества (ПАВ).

Деэмульгаторы должны удовлетворять следующим основным требованиям: хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии (в нефти или воде) иметь достаточную поверхностную активность, чтобы вытеснить с границы раздела «нефть-вода» естественные эмульгаторы, образующие защитную пленку на капельках воды; обеспечивать достаточное снижение межфазного натяжения на границе фаз «нефть-вода» при малых расходах реагента; не коагулировать в пластовых водах; быть инертными по отношению к металлам.

Одновременно с этим деэмульгаторы должны быть дешевыми, транспортабельными, не должны изменять своих свойств при изменении температуры, ухудшать качество нефти после обработки и обладать определенной универсальностью, т.е. разрушать эмульсии различных нефтей и вод.

Воздействие деэмульгатора на нефтяную эмульсию основано на том, что деэмульгатор, адсорбируясь на поверхности раздела фаз «нефть-вода», вытесняет и замещает менее поверхностно-активные природные эмульгаторы. Пленка, образуемая деэмульгатором, не прочная. В результате этого мелкие диспергированные капельки воды, сливаясь, образуют большие капли. Процесс слияния капелек воды называется коалесценцией.

По характеру поведения в водных растворах деэмульгаторы делятся на ионогенные и неионогенные. Первые в растворах диссоциируют на катионы и анионы, вторые ионов не образуют. Исследования, проведенные в СССР и за рубежом, показали, что наилучшим деэмульгирующим воздействием обладают неионогенные вещества. Расход неионогенных деэмульгаторов в несколько десятков раз ниже, чем при применении ионогенных веществ.

Неионогенные ПАВ в настоящее время находят самое широкое применение в процессах обезвоживания и обессоливания нефти. Их расход исчисляется граммами – от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти. Это значительно снижает стоимость транспортировки деэмульгатора и общую стоимость процессов обезвоживания и обессоливания. Неионогенные ПАВ не реагируют с солями, содержащимися в пластовой воде, и не вызывают образования осадков. При использовании неионогенных ПАВ содержание нефти в сточных пластовых водах значительно ниже, чем при обработке эмульсий ионогенными ПАВ.

Из неионогенных деэмульгаторов широкое применение при подготовке нефти нашли импортные деэмульгаторы – дисолваны 4411 4490, сепаролы 25,29 и 5084, прохинор, доуфакс, реагент R-11, прогалиты, прогамины.

В ближайшие годы предусматривается массовое внедрение отечественных деэмульгаторов (дипроксамин-157, проксанол-305, проксамин НР-71, реапон и др).

При работе с деэмульгаторами всегда следует помнить, что для предотвращения их загустевания при низких (минусовых) температурах окружающего воздуха в качестве разбавителя в них добавляется до 35% метилового спирта, который является высокотоксичной жидкостью, поэтому при обращении с деэмульгатором нужно соблюдать особые меры предосторожности.

Необходимость обезвоживания нефти на нефтяных месторождениях. Требования к качеству подготовленной нефти.

Как уже отмечалось, нефть, добываемая не нефтяных месторождениях, содержит значительное количество пластовой, чаще всего высокоминерализованной воды. Нефтяные месторождения обычно удалены от нефтеперерабатывающих заводов на большие расстояния. Так, например, основное количество нефти, добываемой для ее переработки в европейскую часть СССР. В этих условиях перекачка вместе с нефтью огромных объемов пластовой воды приводит к большим убыткам.

Необходимость обезвоживания нефти на промыслах обусловливается образованием стойких эмульсий, трудно поддающихся разрушению на нефтеперерабатывающих заводах, а также предохранением магистральных нефтепроводов от коррозии.

При перекачке необезвоженной нефти по магистральному нефтепроводу в нижней части его может скапливаться коррозионно-активная минерализованная пластовая вода, приводящая этот трубопровод в аварийное состояние в сравнительно короткое время.

Обезвоживание нефти на промыслах имеет важное значение для охраны окружающей среды. Пластовая вода, отделенная от нефти на нефтяном промысле, закачивается обратно в нефтесодержащие горизонты для поддержания в них технологически необходимого пластового давления, чем исключается использование для этих целей огромных количеств пресной воды, запасы которой на земном шаре не безграничны.

Дата добавления: 2015-08-27