Cтраница 3
Деэмульгатор вводят перед ступенью сепарации, пресную воду ( в количестве 6 - 8 % от объема обрабатываемой нефти) - перед ступенью глубокого обезвоживания и обессоливания. Дренажная вода со ступени глубокого обезвоживания и обессоливания возвращается на ступень предварительного обезвоживания. [31]
Следует отметить, что эффективность деэмульгаторов зависит не только от их природы, но и от свойств обрабатываемой нефти. На многих нефтедобывающих предприятиях России достаточно глубокое обессоливание нефти достигается только термохимическим методом без использования электромагнитных полей. [32]
Коррозия отстойников и электродегидраторов сосредотачивается в нижней части аппаратов, носит обычно локальный характер и зависит от агрессивности обрабатываемой нефти или ее смесей, добавления пресной необескислороженной воды в процессе обессо-ливания, скопления продуктов коррозии, механических примесей и продуктов взаимодействия сопутствующих пластовых вод, соле-отложений, наличия и развития микроорганизмов и др. Учитывая большую металлоемкость аппаратов, их изготавливают обычно из углеродистых сталей, прибегая к утолщению нижних поясов. Опасная локальная коррозия в условиях подготовки сероводород-содержащих нефтей, смесей с другими нефтями, нефтей, зараженных СВБ, быстро выводит эти аппараты из эксплуатации в результате функционирования многочисленных гальванических пар в условиях отстоя минерализованной воды повышенной температуры. [33]
Для успешного решения проблемы качественной подготовки нефтей, с высоким содержанием механических примесей, необходимо выяснить причины возникновения загрязнний обрабатываемой нефти механическими примесями, и, если это возможно, свести их до минимума. [34]
Защитный эффект ингибитора № 1 для нефти месторождения Узень при дозировке в пределах 0 005 - 0 01 % объема обрабатываемой нефти изменяется от 9 до 48 %, причем с повышением температуры указанный параметр увеличивается. Наибольший защитный эффект получен при 80 С, т.е. при условиях, близких к пластовым. Следовательно, на данном месторождении целесообразно применять ингибитор № 1 при пониженном по сравнению с принятым ранее расходном коэффициенте. [35]
После отстойников 8 в практически обезвоженную нефть через смеситель 26 вводится пресная вода в количестве 5 - 10 % от обрабатываемой нефти для обессо-ливания последней. Пресная вода должна вводиться таким образом, чтобы в смесителе 26 происходило интенсивное перемешивание ее с нефтью и вымывание солей из последней. [36]
Расход пресной воды при обессиливании нефти на различных установках изменяется в широких пределах и достигает 18 - 2096 от объема обрабатываемой нефти. В результате разработки и внедрения эффективной технологии обессоливания расход пресной воды в Татарской АССР в целом систематически снижается. Однако технологические возможности уменьшения расхода пресной воды еще не исчерпаны. Средний расход воды в процентах к объему обрабатываемой нефти по годам приведен ниже. [37]
Расход пресной воды при обессоливании нефти на различных установках изменяется в широких пределах и достигает 18 - 20 % от объема обрабатываемой нефти. В результате разработки и внедрения эффективной технологии обессоливания расход пресной воды в Татарской АССР в целом систематически снижается. [38]
На объектах подготовки нефти для обессоливания нефти используется пресная техническая вода в количестве от 3 % до 15 % от объема обрабатываемой нефти. [39]
Как показали исследования [44], эффективность процесса обессоливания нефти даже при больших расходах пресной водлы ( 10 - 15 % к объему обрабатываемой нефти) остается крайне низкой. Последнее объясняется [45] несовершенством процесса смешения промывочной пресной воды с оставшейся в нефти соленой пластовой ( в виде мелких глобул) водой перед поступлением нефти в электрогидраторы. [40]
Из таблицы 4 5 также следует, что возможно обессоливание нефти при расходе пресной воды даже 0 2 % по отношению к объему обрабатываемой нефти, а увеличение расхода воды для этих целей малоэффективно. [41]
За счет внедрения новой технологии на Сулеевской УКПН снизился расход пресной промывочной воды с 15 до 1 5 % из расчета на объем обрабатываемой нефти, то есть в 10 раз. [42]
Все средства и устройства автоматики размещены в теплоизолированных шкафах непосредственно у стенки установки, где положительная температура, обеспечивающая работоспособность автоматики, достигается за счет тепла обрабатываемой нефти. [43]
Следует также отметить, что введение во флоридин некоторых химических соединений может иметь результатом изменение электрического состояния системы и может служить положительным или отрицательным агентом обесцвечивания обрабатываемой нефти. [44]
Присадки изменяют размеры, форму и строение частиц дисперсной фазы, создают на поверхности кристаллов парафина энергетический барьер той или иной природы, мешающий их сближению, что и приводит к улучшению реологических свойств обрабатываемых нефтей. [45]