Cтраница 3
Однако для расслоения потока необходимо существенно понизить скорость движения эмульсии, поэтому, как правило, это явление не учитывается при выборе точки ввода деэмульгатора в эмульсионный поток. В основном все же выбор пункта подачи определяется технико-экономической целесообразностью его организации и обслуживания. [31]
Чтобы снизить затраты на коррозионное разрушение металла трубопроводов, необходимо не только выбирать оптимальные дозировки деэмульгатора [99], но и выбирать оптимальные расстояния от точек ввода деэмульгатора до установки сброса попутно добываемой пластовой воды или же до установки подготовки нефти. [32]
Анализ формулы (4.10) позволяет установить влияние основных параметров газоэмульсионного потока - расходного газосодержания рг, обводненности эмульсии РФ, критериев We, Re и / С, относительной длины трубопровода от места ввода деэмульгатора, а также начальной концентрации и дозировки деэмульгатора на процесс доведения его до капель пластовой воды. [33]
При сборе нефти: а) сокращение пути движения нефти в смеси с водой и газом особенно при больших перепадах давлений; б) замена центробежных насосов поршневыми при эмульсии типа в / н; в) сокращение задвижек, обратных клапанов, пробковых кранов, острых углов, колец и др.; г) создание ламинарного движения нефти; д) создание непрерывного уклона трубы, исключающего образование так называемых мешков на нем; е) ввод деэмульгатора в трубу и пр. [34]
Деэмульгатор подают в нефть либо отдельно от промывной воды, вводя его до точки ее подачи в нефть, либо вместе с водой, закачивая его в подаваемую в нефть воду. Ввод деэмульгатора перед подачей промывной воды осуществляют с тем, чтобы предотвратить образование слишком стойкой эмульсии при перемешивании нефти с водой без деэмульгатора. [35]
Сетевой ввод деэмульсатора проводится в пунктах инги-биторной обработки И1 и И2, что требует дополнительной проверки на совместимость базовых ингибиторов и деэмульгаторов. Вместе с тем предварительный ввод деэмульгатора страхуется периодической обработкой ВНС в резервуаре-ускорителе. Следует иметь в виду, что второй, не менее важной функцией разовых обработок является борьба с буферным периодически накапливающимся слоем ( БС) между водной и нефтяной фазами в резервуаре. При этом надо знать, что БС на ЦПС обычно имеет значительно большую устойчивость к химическим и физико-химическим процессам от смешения с потоками других промысловых объектов. [36]
Результаты опытов приведены на рис. 20 и 21, номера проб в которых соответствуют номерам кривых. С увеличением числа точек ввода деэмульгатора эффективность воздействия на эмульсию увеличивается. Эта же закономерность прослеживается для деэмульгаторов дипрокса-мин-157, прохинор, доуфакс. Однако значительное число промежуточных точек может оказаться нерациональным с точки зрения экономических показателей. [37]
Однако, конечная прочность этих пленок при одинаковом времени выдерживания проб значительно ниже, чем пленок, сформированных на поверхности воды в отсутствии деэмульгатора. Это обстоятельство и обусловливает целесообразность раннего ввода деэмульгатора в поток нефти для предотвращения образования стойких эмульсий. [38]
Методика позволяет оценить и влияние деэмульгаторов на прочность пленок, сформировавшихся в течение различных периодов времени. Характер изменения прочности пленок во времени после ввода деэмульгаторов представлен на рис. 7, в. Из графиков видно, что в условиях опытов снижение прочности межфазной пленки как для девонской, так и для угленосной нефтей завершается в течение 30 мин. [39]
Методика позволяет оценить и влияние деэмульгаторов на прочность пленок, сформировавшихся в течение различных периодов времени. Характер изменения прочности пленок во времени после ввода деэмульгаторов представлен на рис. 1.27 в. Из графиков видно, что в условиях опытов снижение прочности межфазной пленки как для девонской, так и для угленосной нефтей завершается в течение 30 мин. [40]
Разрушение нефтяных эмульсий по существу сводится к разрушению межцваной поверхностной ободочки. В тврмохимичзских установках это достигается путем нагрева и ввода деэмульгатора. [41]
К первой группе относят схемы сбора, в которых всю обводненную нефть окончательно подготавливают на ЦППН. В этом случае на КСП осуществляют I ступень сепарации нефти и ввод деэмульгатора в обводненную нефть до сепараторов. В сепараторах или напорных емкостях, установленных после сепараторов, не только отделяется газ, но и происходит частичное обезвоживание нефти. Этот процесс осуществляется без подогрева обводненной нефти. Частично обезвоженную нефть с растворенным в ней газом по отдельному трубопроводу перекачивают с КСП насосами на ЦППН, где происходит сепарация II и III ступени при давлениях соответственно 0 25 - 0 105 МПа и ее окончательное термохимическое и термоэлектрохимическое обезвоживание. [42]
Под комплексным подходом обычно понимается сочетание химического, термического и гидродинамического воздействий. Предварительные опыты показали, что для разделения эмульсий необходима следующая последовательность операций - ввод деэмульгатора в смеси с растворителем; ввод флокулянта в смеси с комплексоном. [43]
Это установлено в результате специальных отборов представительных проб на конечном участке нефтегазо-сборных трубопроводов. Сущность внутритрубной деэмульсации нефти в данном случае заключается в значительном ослаблении стойкости эмульсии, достигаемом при вводе деэмульгатора в начальной части коллекторов и быстром темпе перемешивания. [44]
Проблема деэмульсации нефти может возникнуть из-за того, что в насосах происходит интенсивное передиспергирование системы. Стойкая водонефтяная эмульсия образуется даже тогда, когда в насос поступает практически полностью разрушенная ( под действием раннего ввода деэмульгатора) система. Для разрушения вторично образующейся эмульсии дополнительно расходуются значительное количество деэмульгатора и теплоты. Кроме того, в таких случаях целесообразно осуществить более глубокий предварительный сброс воды до поступления эмульсионной системы на насос. [45]