Карагайского месторождения
.pdf
184
Во втором случае пресная вода подается после горячей сепарации (рис. 13.10) на приём резервуаров для окончательного отделения воды. Такая схема подачи воды используется при больших объёмах подготовки нефти и среднем содержании солей.
Преимуществом этой схемы по сравнению с первой является возможность подачи значительно большего количества пресной воды, поскольку процент обводненности нефти на данном этапе значительно меньше, чем на выходе из сырых резервуаров.
Схема подачи пресной воды на УПН
Рис.13.10
Консорциум « Н е д р а »
185
В третьем случае пресная вода попадается и на прием сырьевых насосов, и после горячей сепарации (рис. 13.11) на прием резервуаров для окончательного отделения воды. Эту схему подачи пресной воды используют при больших объемах подготовки нефти с высоким содержанием солей.
Схема подачи пресной воды на УПН
Рис.13.11
На укрупненных объектах подготовки нефти подача пресной воды осуществляется перед отстойниками 1 ступени и электродегидраторами.
Консорциум « Н е д р а »
186
Следует отметить, что в зависимости от конкретных условий, физико-химических свойств эмульсий и состава оборудования установок могут быть применены различные технологические приемы и технические средства для интенсификации процесса обессоливания нефтей.
Мавлютова М. З. с соавторами считают, что тип реагента-деэмульгатора, количество пресной воды, интенсивность перемешивания и длительность контактирования её с обезвоженной нефтью должны быть в каждом конкретном случае специально подобраны.
Для обессоливания нефтей, на примере нефти Арланского месторождения ими были предложено увеличить время перемешивания нефти с промывочной водой до 15 секунд. Кроме того, было рекомендовано вводить в неё щелочь до 50
г/т нефти, а неионогенный реагент вводить только на ступень обезвоживания, использование промывочной воды подачей дренажной воды со второй ступени обессоливания на первую. При этом экономится пресная вода,
утилизируются реагент–деэмульгатор и теплота. Лучшие результаты по глубокому обессоливанию ромашкинской нефти были получены при двукратном использовании промывочной воды и подаче реагента–деэмульгатора только в свежую пресную воду, т. е. на вторую ступень обессоливания.
В ОАО «Джалильнефть» успешно обезвоживают и обессоливают ромашкинскую нефть с содержанием солей до 30
мг/л в две электрические ступени при расходе промывочной воды около 4об. %. Из анализа данных следует, что качество обессоливания во многом зависит от эффективности работы электродегидратора ступени обезвоживания,
который обеспечивает снижение содержания солей в нефти от нескольких десятков тысяч до 100–200 мг/л, а воды от 10– 15 до 0,1–0,2 %.
Консорциум « Н е д р а »
Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:
«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»
Консорциум « Н е д р а »
187
Важно также, чтобы на ступень обессоливания подавалась максимально разрушенная эмульсия. Так, при поступлении на ступень обессоливания эмульсии с агрегативной устойчивостью 50–70 % (определялась по методике Мансурова Р. И.), несмотря на малое содержание в ней воды и солей, не удавалось получить содержания хлоридов в товарной нефти менее 40 мг/л. Доведение до агрегативной устойчивости эмульсии, поступающей со ступени обезвоживания, до 30–40 % (небольшим увеличением расхода реагента) позволило получить обессоленную нефть с содержанием солей 20–30 мг/л.
Интересным приемом, позволяющим увеличить глубину обессоливания нефтей, является введение в
обезвоженную нефть минерализованных стоков, выполняющих роль подвижной коалесцирующей среды (Нефтяное хозяйство). Этот прием при повышении объема вводимых в трубопровод стоков и соблюдении необходимого дисперсионного состава воды и гидродинамического режима работы трубопровода – перспективное направление в процессах обессоливания нефти.
Следует отметить, что в связи со сложным механизмом солеотложения в промысловых объектах методы прогнозирования его недостаточно обоснованы. Некоторые процессы не поддаются учету (адсорбция), другие постоянно изменяются и неоднозначно влияют на механизм солеотложения, третьи — мало изучены: влияние поверхности оборудования, гидродинамические эффекты, влияние органических компонентов нефти и др.
На практике чаще используются меры предупреждения, чем методы предупреждения их образования.
При отложениях солей карбонатов с помощью соляной кислоты хорошо удаляются карбонаты кальция и магния.
Для борьбы с рыхлыми отложениями гипса в начальный период загипсовывания оборудования используются 10–15 %–е
Консорциум « Н е д р а »
188
растворы карбоната и бикарбоната натрия и калия. При этом гипс преобразуется в карбонат кальция, который затем удаляют соляной кислотой. Для удаления плотных, плохо проницаемых осадков применяют более эффективные растворы: гидроокиси натрия и калия, 20 %–й раствор каустической соды. Предложены многие другие составы реагентов, удаляющих солеотложения.
Список используемой литературы
1.«Дополнение к проекту разработки Карагайского месторождения», 2013 г.
2.Перечень трубопроводов ОАО «Самаранефтегаз», 2016г.
3.Технологический режим работы добывающих скважин, ОАО «Самаранефтегаз», 2016г.
4.vgenergy.ru Поиск исследователей в области нефти и газа.
5.Технологический регламент на эксплуатацию установки УПСВ «Карагайская», ОАО «Самаранефтегаз», 2012г.
6.Технологический регламент на эксплуатацию установки УПСВ «Горбатовская», ОАО «Самаранефтегаз», 2012г.
7.Технологический режим работы нагнетательных скважин, ОАО «Самаранефтегаз», 2016г.
8.Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность ГОСТ 14 249-89.
11. Промысловая подготовка нефти, Тронов В.П., Казань: Фэн, 2000. - 416 с
Консорциум « Н е д р а »