Процесс - обезвоживание - нефть
Cтраница 2
Посвящена изучению физико-химического состава нефтей Узеня и Жебытая и исследованиям процесса обезвоживания нефти в промысловых условиях, проведенным в Гипро-востокнефти. [16]
 |
Профиль скоростей потока в отстойнике. 1 - газ, 2 -вода, 3 - нефть, g - ускорение свободного падения. [17] |
Для проведения такого эксперимента нами разработаны пилотные установки, позволяющие моделировать процесс обезвоживания нефти в близких к реальному условиях. [18]
Не менее важное значение имеют мероприятия по снижению эксплуатационных затрат в процессе обезвоживания нефти на действующих установках. Главным из них является применение высококачественных деэмульгаторов. Как известно, на долю реагентов приходится наибольшая часть расходов в себестоимости подготовки нефти на промыслах. Замена малоэффективного НЧК более качественными реагентами дает большое снижение себестоимости и повышает качество подготовки нефти. [19]
Поскольку при разрушении водонефтяной эмульсии наделяется ос-новвое количество минерализованной пластовой воды, то процесс обезвоживания нефти одновременно является и процессом ее обоссо-ливания. [20]
Отсюда следует, что разгазирование водо-нефтяной смеси в сочетании с применением реагента-деэмульгатора должно дать значительный эффект при осуществлении процесса обезвоживания нефти. [21]
Однако их влияние еще недостаточно полно изучено, не выявлены и не систематизированы взаимосвязи между отдельными параметрами с точки зрения совмещения процессов обезвоживания нефти и очистки пластовой воды, т.е. отделения чистой воды при предварительном обезвоживании нефти. [22]
Различные механические примеси ( глина, песок, сульфид железа и другие неорганические взвеси), неизбежные компоненты продукции обводненных нефтяных скважин, в процессе обезвоживания нефти в результате их оседания постепенно накапливаются в отстойной аппаратуре на границе раздела фаз нефть-вода, образуя так называемый промежуточный слой. [23]
Используется также процесс комплексной подготовки нефти ( УКПН) - обезвоживание, обессоливание и стабилизация. Процессы обезвоживания нефти на ТХУ и УКПН аналогичны. На УКПН при обессоливании в поток обезвоженной нефти добавляют пресную воду с интенсивным перемешиванием. Образовавшаяся при этом эмульсия поступает в отстойники, где вода отделяется. [24]
Если процесс обезвоживания нефти ( до остаточного содержания воды - 0 5 - 1 %) с применением эффективных реагентов-деэмульгаторов можно осуществить при относительно низких температурах и простой технологии ( ранний ввод деэмульга-тора [40], использование систем сбора для разрушения эмульсии и подготовки ее к расслоению [41,42], отделение воды в напорных емкостях или резервуарах), то получение товарной нефти с низким содержанием солей ( 40мг / л - 1 группа и не более 300 мг / л - II группа качества) возможно, за редким исключением лишь при относительно высоких температурах ( 60 - 80 С), увеличенных расходов деэмульгаторов и применении двухступенчатой обработки нефти. [25]
Процесс обессоливания нефти, наряду со схожими элементами с процессом обезвоживания, имеет и некоторые специфические особенности. Так, процесс обезвоживания нефти можно условно разделить на стадии: разрушение бронирующих оболочек на глобулах воды реагентом-деэмульгатором, укрупнение капель, разделение фаз. [26]
Технология, предусматривающая применение химических реагентов, основана на использовании веществ, обладающих более высокой поверхностной активностью, чем природные эмульгаторы, входящие в состав бронирующих оболочек, и оказывающие на них вытесняющее, дробящее и пептизирующее действие. Для осуществления процесса обезвоживания нефти деэмуль-гатор в нужном количестве вводится в обрабатываемую эмульсию и осторожно ( по прежним представлениям) смешивается с ней, чтобы исключить нежелательное диспергирование глобул пластовой воды. При перемешивании обеспечиваются многократное столкновение глобул пластовой воды с каплями введенного реагента, который разрушает и вытесняет с поверхности бронирующие оболочки, препятствующие взаимному слиянию капель при столкновениях. [27]
По мере накопления смол, асфальтенов и сульфида железа промежуточный слой существенно увеличивается в объеме ( более 2 раз), содержание связанной воды растет. Для повышения эффективности процесса обезвоживания нефти возникает потребность в периодическом сбросе нижней части этого слоя вместе с дренируемой водой. [28]
Температура пластовых сточных вод ( обычно от 10 до 70 С) определяется температурой нефтяного пласта, из которого жидкость поступает в скважину, и технологическим режимом подготовки нефти. На установках с предварительным сбросом воды процесс обезвоживания нефти часто проводится без дополнительного ее подогрева и температура пластовой сточной воды в зимнее время может понижаться до 10 С. На установках подготовки нефти, где для процесса глубокого обезвоживания нефть подогревают, температура сбрасываемой пластовой сточной воды может достигать 60 - 80 С, а чаще всего равна 40 - 50 С. [29]
Дренажная вода по трубопроводу 5 поступает на установку очистки для дальнейшей закачки в пласт. Часть горячей дренажной воды, содержащей реагент-деэмульгатор, может подаваться на прием сепаратора 2 для улучшения процесса обезвоживания нефти. [30]
Страницы: 1 2 3