Cтраница 2
Альметьевских головных сооружений на внешний транспорт была направлена нефть с вдвое большим содержанием воды, чем было зарегистрировано при поступлении нефти на ЭЛОУ. Это свидетельствует о глубоком разрушении эмульсии при ее движении по магистральным трубопроводам. [16]
Именно это и обусловливает последующее быстрое отделение воды от нефти и делает ненужным ее пребывание в отстойной аппаратуре в течение многих часов. Установлено, что при глубоком разрушении эмульсии в каплеобразователе необходимое время пребывания ее Б отстойной аппаратуре не превышает 30 - 45 минут. [17]
Другими словами, горизонтальный трубопровод оказывается более универсальным, так как при движении по нему эмульсии обеспечивается контакт со стенками как крупных, так и мелких капель. При движении на большие расстояния эффект оттеснения в зону контакта со стенками трубопровода мелких капель обусловливает возможность глубокого разрушения эмульсии за счет наиболее трудно разрушаемой ее части. Это проявляется в возможности более глубокого обессоливания нефти на НПЗ, наиболее удаленных от промыслов. [18]
При работе УПН по каждому из пяти режимов качество глубокообезвоженной нефти после отстойников 1 ступени характеризовалось содержанием воды не более 0 19 - 0 23 %, солей 250 - 350 мг / л, что свидетельствует о глубоком разрушении эмульсии в промысловой системе сбора. [19]
Отстойники работают без водной подушки. Далее нефть проходит через секционный каплеобразователь 8 и поступает в оставшиеся горизонтальные отстойники 9 ступени глубокого обезвоживания нефти, работающие также без водной подушки, и затем при дальнейшем движении в секционном капеобразователе 10 обрабатывается пресной промывочной водой, после чего поступает в горизонтальные отстойники 11, из которых отбирается обессоленная нефть. Дренажная вода из отстойников 9 и 11 подается в трубопровод 1 с целью использования тепла и деэмульгатора, оставшегося в ней, самоочистки и более глубокого разрушения эмульсии. [20]
Татнефть, Управлением Северо-Западными магистральными нефтепроводами и Новогорьков-ским нефтеперерабатывающим заводом показали, что эта проблема может быть успешно решена более простыми и эффективными средствами, исключающими необходимость строительства дополнительных мощностей как на промыслах, так и на заводах. Сущность способа состоит в том, что технологический цикл подготовки нефти, начатый еще до промысловых обезвоживающих установок, не был закончен на них, а продолжен в промысловых трубопроводах в интервале товарный парк - головные сооружения и затем головные сооружения - магистральный нефтепровод - нефтеперерабатывающий завод. Практическое осуществление этого мероприятия заключалось в монтаже дозирующих устройств на промысловых товарных парках и подаче реагента в поток нефти, откачиваемой на Альметьевские головные сооружения и далее - по магистральному трубопроводу на Горький, Ярославль, Рязань, Москву. При этом достигалось два эффекта: глубокое разрушение эмульсии в процессе движения по трубопроводу, что позволило впоследствии в процессе эксперимента глубоко обессоливать нефть на Горьковском НПЗ, и депарафинизация трубопровода по всей длине, что решало одновременно и проблему борьбы с парафином в этой важной магистрали. [21]
Из таблицы 37 видно, что работа установки с тремя отстойниками с включенной петлей позволяет получить нефть лучшего качества, чем при работе со всеми отстойниками, но отключенной петлей. В целом остаточное содержание воды в нефти оказывается одного порядка. При этом обращает на себя внимание следующий факт. В процессе исследований в резервуары товарного парка направлялась нефть с содержанием воды от 1 2 до 10 9 %, а содержание балласта в сдаваемой нефти тем не менее не превышало 1 - 1 54 %, что объясняется глубоким разрушением эмульсии перед ее поступлением в резервуары. Отсюда следует, что наличие отстойной аппаратуры на установке мало способствует повышению качества сдаваемой нефти, более того, оно значительно увеличивает металлоемкость установки в целом и приводит к усложнению ее обслуживания. Такой эффект имеет место по следующим причинам. [22]
Когда смесь эмульсий участков ВВГ и ПТВ с содержанием воды 32 % обрабатывали реагентом деэмульзифиром М-228 при меньших удельных расходах 200 - 300 г / т нефти, то после 20 ч отстоя остаточное содержание воды в нефти проявлялось в виде следов. Это свидетельствует о большей эффективности дисолва-на, чем деэмульзифира М-228. Затем смесь эмульсий участков ВВГ и ПТВ с содержанием воды 32 % обрабатывали композицией реагентов, состоящей из дисолвана 4411 и водорастворимого смачивателя СВ-102 отечественного производства. Каждый из реагентов в виде 1 % - ного водного раствора вводили в обрабатываемую пробу эмульсии автономно. При удельных расходах дисолвана 4411 и смачивателя СВ-102 в количестве 250 100, 250 200, 250 350 г / т достигается глубокое разрушение эмульсий. Эти обстоятельства должны всегда учитываться технологами при обработке нефтей с большим содержанием мехпримесей. [23]