Колыванского месторождения

66

Особое отличие от других деэмульгаторов, высокая эффективность при обработке нефти при пониженной температуре. Рекомендуется применять в чистом неразбавленном виде или в виде растворов в ароматических углеводородах или низших спиртах.

Расход реагента от 60 до 105 г/т. нефти, при более стойкой эмульсии – до 150 г/т нефти.

Физико-химические свойства деэмульгатора Диссолван-4490 приведены в табл. 6.4. Таблица 6.4

Физико-химические свойства деэмульгатора Диссолван-4490

Деэмульгатор Диссолван-4411 применяется для разрушения водонефтяных эмульсий. 100% раствор Диссолвана - 4411- темно-красная, масло образная жидкость, в воде хорошо растворим. Водный раствор не рекомендуется нагревать выше 470С. 65% раствор Диссолвана - 4411светлая, прозрачная, подвижная жидкость, имеет слабовыраженные токсические вещества, содержит 35% метилового спирта. Реагент относится к неогеновым ПАВ, пажароопасен. В

Консорциум « Н е д р а »

67

товарном виде легко смешивается с нефтью при его расходе 30-200 г/т. Водные растворы 0,5-3% не реагируют с солями,

слабыми щелочами и кислотами.

Физико-химические свойства деэмульгатора Диссолван-4411 приведены в табл. 6.5.

Таблица 6.5

Физико-химические свойства деэмульгатора Диссолван-4411

Характеристика применяемых ингибиторов коррозии

На термохимобессоливающей установке для защиты трубопроводов и аппаратов применяются ингибитора коррозии Север IИ-2A и аммиачная вода.

Ингибитор коррозии Север IИ-2А применяется для защиты трубопроводов и аппаратов от коррозии.

Ингибитор представляет собой темно-коричневую жидкость с характерным запахом, хорошо растворим в бензоле,

спирте, ацетоне, соляной и серной кислотах. Применяют ингибитор Север IИ-2А для защиты нефтепромыслового оборудования от сероводородной коррозии и коррозии, вызванной смесью сероводорода и углекислого газа, может также применяться при соляно-кислотной обработке скважин.

Физико-химические свойства ингибитора коррозии Север IИ-2А приведены в табл. 6.6.

Консорциум « Н е д р а »

68

Таблица 6.6

Физико-химические свойства ингибитора коррозии Север IИ-2А

Аммиачная вода применяется для защиты трубопроводов и аппаратов от коррозии. Аммиачная вода прозрачная жидкость с желтоватым оттенком, образуется при обработке водой газов коксования, кроме NH3 содержит некоторое количество H2S, CO2 и других примесей. Аммиачная вода негорючая и невзрывоопасная жидкость, очень нестойкая – из нее легко испаряется аммиак.

Физико-химические свойства аммиачной воды приведены в табл. 6.7.

Таблица 6.7

Физико-химические свойства аммиачной воды

Консорциум « Н е д р а »

69

Характеристика применяемых ингибиторов гидратоотложений

Метанол применяется в качестве ингибитора гидратоотложений для предотвращения замерзания газа и нефти в зимнее время.

Метанол – представляет собой бесцветную, прозрачную легкоподвижную жидкость. С водой, спиртами, бензином,

керосином смешивается в любых соотношениях, образует азеоторопные смеси. Метанол горюч, взрывоопасен, является сильным ядом.

Физико-химические свойства метанола приведены в табл. 6.8.

Таблица 6.8

Физико-химические свойства метанола

Консорциум « Н е д р а »

70

Описание технологического процесса

Процесс предварительной подготовки сырой нефти на ТХОУ заключается в разгазировании обводненной нефти в две ступени на II и III ступенях, а также в сбросе избыточной пластовой воды, которой содержится в сырой нефти до

70 %.

Разгазирование нефти II и III ступеней осуществляется в горизонтальных буллитах Б-7, 8, 14, 15, 16 объемом 80 м3

каждый и Б-1, 2, 3, 4, 5, 6, 9, 10, 13 объемом 100 м3 каждый.

Сброс пластовой воды осуществляется в отстойниках объемом 200 м3 каждый, работающих полным сечением, а также в сырьевых резервуарах Р-1, 2, 3, 4, 3а, 4а, где может осуществляться предварительный и дополнительный сброс воды.

Поступающая сырая нефть обрабатывается деэмульгаторами марок Реапон-4В, Диссолван-4490 для улучшения разрушения водонефтяной эмульсии. Кроме того, для улучшения и ускорения сброса пластовой воды эмульсия обрабатывается горячей водой из отстойников и электродегидраторов установок № 1, 2, которая используется для

Консорциум « Н е д р а »

71

подогрева сырой нефти с целью улучшения разрушения водонефтяной эмульсии за счет понижения вязкости сырой нефти при нагревании.

Предусмотрен прием в технологические отстойники О-5/2-5 УПСПВ кроме горячей дренажной воды из отстойников и электродегидраторов установки стабилизации нефти № 1, № 2 так же горячей подготовленной нефти с тех же установок.

Содержание воды в нефти после сброса избыточной пластовой воды составляет около 7 % вес.

Содержание попутного газа после разгазирования нефти II и IIIступеней составляет около 4 м3 на тонну нефти. Описание технологической схемы

Для выполнения предварительной подготовки сырой нефти на установке имеются булиты II ступени сепарации в количестве шести штук под номерами № 7, 8, 9, 10, 15, 16. Третья ступень сепарации состоит из восьми булитов № 1, 2,

3, 4, 5, 6, 13, 14.

Сырая нефть после второй ступени сепарации газа поступает в технологические отстойники О-5/2-5 установки сброса пластовой воды (УПСПВ) объемом по 200 м3 каждый. Схемой предусмотрена подача нефти со II ступени сепарации на III ступень и далее в технологические резервуары.

Перед II ступенью сепарации предусмотрена подача реагента (деэмульгатора) из мерника № 4 насосом Н-16/1, 2 с технологической установки № 1.

В данных отстойниках происходит сброс основной массы пластовой воды вместе с растворенными солями.

После отстойников сырая нефть с обводненностью до 7 % об. поступает на третью ступень сепарации, где происходит ее дальнейшее разгазирование и далее поступает в технологические резервуары Р-7, 8, 9, 10, 11, 12. Из 6

Консорциум « Н е д р а »

72

технологических резервуаров три находятся в работе по приему сырой нефти, в два резервуара осуществляется прием ловушечной нефти, поступающей с очистных сооружений цеха и от технологических установок № 1, № 2.

Схемой предусмотрена подача сырой нефти после III ступени сепарации напрямую на прием сырьевых насосов. Для приема товарной нефти на ТХОУ имеются 6 товарных резервуаров РВС-5000 под номерами Р-1, 2, 3, 4, 3а, 4а. Для улавливания уносимой с УПСПВ нефти имеются напорные отстойники № 6/1, 2, а для откачки пластовой воды

предусмотрены буферные емкости № 7(2 4), из которых пластовая вода откачивается на ДНС-1, ДНС-2 для заводнения нефтяных пластов. При остановке откачки на ДНС-1, 2 схемой предусмотрен сброс пластовой воды на КНС-3.

С целью предотвращения коррозии в трубопроводы ТХОУ подается раствор аммиачной воды из емкостей Е-1, 2, 3

служащей ингибитором коррозии, применяется также ингибитор коррозии «Север».

Для замера уровней сырой и товарной нефти в резервуарах используются уровнемеры ВМ-70 с выводом показаний на компьютер в операторную с сигнализацией предельных значений.

Смесь газонасыщенной обводненной нефти угленосных, девонских пластов с Утевского, Лебяжинско-

Бариновского, Горбатовской и Южной группы месторождений с Т= (5 - 20 оС) поступает после участковых трапных установок УТУ в булиты (емкости) второй ступени сепарации № 7, 8, 9, 10, 15, 16, где происходит разгазирование и отделяется основная масса попутного нефтяного газа.

Давление в булитах второй ступени поддерживается в пределах 1,5 ÷ 3,0 кгс/см2 регулирующей заслонкой со сбросом газа в коммуникации газовой службы, контроль давления осуществляется по манометрам Р1-7, 8, 9, 10, 15, 16.

Уровень в булитах № 7, 8, 9, 10, 15, 16 поддерживается в пределах 30 ÷ 70 % механическими регуляторами – регулирующей заслонкой на выходе газа, предусмотрена сигнализация нижнего и верхнего предела уровня. Каждый

Консорциум « Н е д р а »