2.5 Деэмульгаторы
Эффективность использования деэмульгаторов можно повысить и за счет качества их дозирования, определяющего интенсивность массообмена в потоке эмульсии и скорость доставки молекул деэмульгатора к поверхности глобул воды.
Соотношение долей распределения в водной и нефтяной фазами деэмульгатора зависит от составов нефти и воды и от химического состава и строения молекул самого деэмульгатора, в конечном счете – от его марки.
В любом случае при существующей технологической схеме Столбовой УПН деэмульгатор, введенный в исходную эмульсию на входе в установку (перед первой ступенью сепарации), проходя с сырьем через 1-ю , 2-ю , 3-ю ступени сепарации, распределятся между объемами воды и нефти и, при наличии свободной пластовой воды, частично сбрасывается вместе с ней в резервуаре – отстойнике РВС-3000, практически бесполезно теряется.
Доля такого бесполезно потерянного деэмульгатора для марок типа «Сепарол» может составлять 5-10%.
2.6 Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции
Таблица 2.3 Физико-химические свойства нефти
№ п/п |
Наименование показателя |
Потоки на входе УПН |
Потоки на выходе УПН |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
1 |
Плотность, кг/м3 по ГОСТ 3900-85 |
815÷851 |
825÷834 |
|
2 |
Вязкость кинематическая, мм2/см по ГОСТ 33-82 |
|
|
|
|
При 200С |
~ 2,9÷6,8 |
~ 3,2 |
|
При 500С |
|
~ 1,6 |
||
3 |
Содержание в нефти, % масс Воды, ГОСТ 2477-65 Солей, мг/л ГОСТ 21534-76 Серы по ГОСТ 1437-75 Парафина по ГОСТ 11851-66 |
18÷21
0,11÷0,46 1,0÷4,2 |
0,03÷0,5 28,3 0,36 0,50 |
|
4 |
Фракционный состав по ГОСТ 2177-82, % начало кипения, ºС До 100 ºС, % об До 200 ºС До 300 ºС |
|
50 9,4 35,6 60,8 |
|
5 |
Температура застывания по ГОСТ 20287-74, ºС (без термообработки) |
|
-29 |
|
Таблица 2.4 Физико-химические свойства попутно добываемых вод
№ п/п |
Наименование |
Показатель |
1 |
2 |
3 |
1 |
Плотность, кг/м3 |
1013 |
2 |
pH |
5,4 |
3 |
Ионный состав воды, мг/л |
|
4 |
К+ |
21,0 - 33,1 |
5 |
Na+ |
6006 ÷ 6056 |
6 |
Ca2+ |
620 ÷ 625 |
7 |
Mg2+ |
81,0 ÷ 86,3 |
8 |
Cl- |
10528 ÷ 10635 |
9 |
SO42- |
2,9 - 7,5 |
10 |
CO32- |
10 |
11 |
HCO3- |
121 ÷ 153 |
12 |
NH4+ |
16 ÷ 28 |
13 |
J- |
8,2 ÷ 89 |
14 |
Br- |
42 ÷ 99,5 |
15 |
Массовая доля железа, мг/дм 3 |
2,8 ÷ 7,0 |
Таблица
2.5 Характеристика попутно добываемого
и нефтяного газа
№ п/п |
Наименование |
Показатели |
|
попутно добываемого газа |
топливно-нефтяного газа |
||
1 |
2 |
3 |
4 |
1 |
Плотность, кг/м 3 |
1,210 |
0,841 |
2 |
Газовый фактор нефти, м 3/т* |
~ 490 (2007 год) |
|
3 |
Тепловая способность газа, кДж/м3 |
|
37000 |
* – Газовый фактор нарастает по годам
Таблица 2.6 Состав газа по ГОСТ 13379-87
№ п/п |
Наименование компонента |
Молярная концентрация, % |
|||||
попутно добываемый газ |
топливно-нефтяной газ |
|
|||||
1 |
2 |
3 |
4 |
|
|||
1 |
CO2 |
0,480 |
0,473 |
|
|||
2 |
N2 |
0,570 |
0,539 |
|
|||
3 |
CH4 |
84,820 |
89,027 |
|
|||
4 |
C2H6 |
6,030 |
4,489 |
|
|||
5 |
C3H8 |
4,900 |
3,204 |
|
|||
6 |
C3H8 |
0,920 |
1,560 |
|
|||
7 |
н C4H10 |
1,400 |
1,560 |
|
|||
8 |
i C5H12 |
0,330 |
0,552 |
|
|||
9 |
н C5H12 |
0,310 |
0,552 |
|
|||
10 |
C6H14 |
1,160 |
0,091 |
|
|||
11 |
C7H16 |
0,080 |
0,065 |
|
|||