А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Зруйнована емульсія

Зруйнована емульсія надходить в резервуар попереднього скидання води РВС-3200 потім з вмістом води 10 - 15% насосом, на прийом якого подається Деемульгатор, направляється на ЕЛОУ для подальшої обробки та відстою в трьох апаратах ємністю 80 м3 кожен. За ступенем зневоднення за цією схемою вміст води в нафти було знижено до 018 - 048% проти 0 6 - 4 0% при роботі за традиційною схемою.

Технологічна схема обв'язки відстійників блоку підготовки нафти, що працюють в режимі оптимального контролю. Разгазированная і попередньо зруйнована емульсія направляється через гідродинамічний каплеобразователь 4 в відстійник попереднього скидання води.

При надходженні погано зруйнованої емульсії можливе погіршення показників роботи УПН внаслідок великої частки дрібнодисперсного водної фази.

З сепараторів-підігрівачів 12 зруйнована емульсія надходить в теплоізольовані відстійники 13 де відбувається поділ її на чисту нафту і воду. Газ з сепараторів 15 направляється в ежектор 16 і транспортується на ГПЗ 17 а зневоднена і обезсолена нафту з цих же сепараторів самопливом потрапляє в два поперемінно працюючих герметизованих резервуара 18 на короткочасне зберігання.

Дослідження показали, що глибоко зруйнована емульсія, проходячи через шар дренажної води, практично не промивається, а наявність застійної зони тільки зменшує корисний об'єм відстійника. Як випливає з табл. 414 глибоке зневоднення нафти підвищеної в'язкості (залишковий вміст води до 0 2%) досягається при продуктивності одного відстійника об'ємом 200 мЗ 1 4 млн. Т /рік по нафті.

Дані до розрахунку завдання. За даними табл. 4.1 розраховують трубопроводи, що транспортують зруйновані емульсії.

У цьому випадку в резервуари головних споруд потрапила глибоко зруйнована емульсія, яка порівняно легко піддалася глибокому знесолення термохимическим методом в два ступені. На відміну від попередніх варіантів, глибина руйнування емульсії підвищилася за рахунок коалесценції і укрупнення глобул найбільш тонкодисперсной її частини, яка в усіх випадках руйнується з великими труднощами.

Важливо також, щоб на щабель знесолення подавалася максимально зруйнована емульсія.

З цієї ж таблиці видно, що для глибоко зруйнованої емульсії зі зменшенням часу інтенсивної турбулізації залишковий вміст солей в нафти також знижується.

Застосовувалося раніше промивка емульсії через водний шар 1ри обробці не зруйнованої емульсії, безумовно, грала поло-кітельную роль, так як сприяла зниженню міцності бро-шрующіх оболонок на краплях пластової води і переходу значи - Єльня їх числа в обсяг дренажних вод. При здійсненні про-Десса руйнування емульсії і коалесценції крапель в каплеобразова-гелях необхідність в промиванні відпадає, а її виключення позволя - т підвищити продуктивність відстійників, так як при цьому ста-товітся неможливим винесення частини крапель висхідним потоком неф-ги.

Динаміка відділення води від нафти після обробки емульсії в промислових системах збору на вході і виході з каплеобразователя Північно-Альметьенской термохимической установки. Як видно з малюнка (крива /), на ТХУ приходить вже глибоко зруйнована емульсія, причому половина міститься в нафті води відділяється протягом першої години відстою. Через 24 години в такий нафти залишається всього 2 % Води.

З представлених в таблиці 310 даних видно, що в товарний парк Альметов-ського головних споруд надходила глибоко зруйнована емульсія.

Відстійник високої продуктивності ОВП (рис. 9.2) складається з ємності 1 секційного трубчастого каплеобразователя 2 в блочному виконанні, торцевих розподільних пристроїв 3 і 4 встановлених симетрично в ємності, відповідно для введення зруйнованої емульсії і виведення нафти вище рівня розділу фаз нафта-вода, вузол відбору нафти може бути зменшений і максимально наближений до верхньої твірної відстійника. Стендові випробування моделі цього відстійника в промислових умовах (табл. 9.6 - 9.8) показали, що продуктивність одного відстійника об'ємом 200 м3 при отриманні глубокообезвоженной нафти може бути збільшена до 4 0 Разом млн. Т /рік, а при отриманні нафти з вмістом води 1% - до 9 0 млн. т /рік.

Зневоднення нафти можна розбити на три послідовно протікають процесу: руйнування бронюють оболонок на глобулах емульгованої води введенням в емульсію хімічних-реагентів - деемульгатора і використанням теплових, електричних і гідродинамічних ефектів; зменшення дисперсності обробленої емульсії завдяки злиттю окремих глобул диспергує води в присутності деемульгуючими агента до розмірів, достатніх для осадження; розшарування зруйнованої емульсії на дві самостійні фази - нафту і воду, яке здійснюється в відстійних апаратах. 
Слід підкреслити досить важливий в практичному відношенні висновок, що в резервуарі вода може відокремитися від нафти тільки в тому випадку, якщо емульсія зруйнувалася до входу в нього під час руху по трубопроводах. Так як зруйнована емульсія швидко розшаровується на нафту і воду, то і задалжівать резервуари для відстою в цьому випадку немає необхідності і вони можуть експлуатуватися транзитом в звичайному для них режимі заповнення і відкачування.

Дослідження із застосуванням мікрокінозйомок дозволили встановити, що ефективне руйнування емульсії відбувається вже на початкових ділянках трубопроводу. В кінці трубопроводу рухається глибоко зруйнована емульсія, яка легко розшаровується на нафту і воду безпосередньо в процесі заповнення резервуарів головних споруд, які працюють в звичайному для них режимі: один резервуар - під заповненням, інший - на товарозамерних операціях, третій - під відкачуванням. Скидання дренажної води здійснюється з моменту закінчення заповнення резервуара до початку його відкачування.

Дослідженнями з застосуванням мікрофільмування встановлено, що ефективне руйнування емульсії відбувається вже на початкових ділянках трубопроводу. В кінці його рухається глибоко зруйнована емульсія, яка легко розшаровується на нафту і воду безпосередньо в процесі заповнення резервуарів Азнакаевскому головних споруд, які працюють в звичайному для них режимі: один резервуар - під заповненням, інший - на товарозамерних операціях, третій - під відкачуванням. Скидання дренажної води здійснюється з моменту закінчення заповнення резервуара до початку відкачування.

Звідси випливає дуже важливий в практичному відношенні висновок, що в резервуарі вода може відокремитися від нафти тільки в тому випадку, якщо емульсія зруйнувалася до входу в нього під час руху по трубопроводах. Тому цілком очевидно, що зруйнована емульсія швидко розшаровується на нафту і воду, а займати резервуари для відстою в цьому випадку немає необхідності, і вони можуть експлуатуватися в режимі транзиту або циклічному режимі заповнення і відкачування.

Поділ продукції свердловин на нафту, газ і пластову воду здійснюється на всьому шляху руху, починаючи від забоїв свердловин, під дією зниження тиску, ефектів шляховий сепарації і деемуль-сации нафти. У приймальний колектор 2 надходить вже частково зруйнована емульсія. Завдяки ламінарному режиму руху на ділянці колектора 2 підтримуваного протягом 2 - 5 - 3 хв. I ступені сепарації, нафта - в нафтову зону, а пластова вода по трубопроводу 5 направляється в резервуар 17 на очистку. У колекторі 2 відділяється до 80% пластової води і здійснюється її попереднє очищення. При зменшенні часу обробки різко скорочуються обсяги відділення пластової води. Так, при часу обробки, що дорівнює 1 - 5 - 1 2 хв. Збільшення ж часу більше 3 хв. Завдяки відділенню в колекторі основних обсягів пластової води знижується навантаження по рідини на апарати I ступені сепарації, забезпечуються умови для рівноважного розгазування, підвищення глибини сепарації, зниження втрат нафти і газу.

У загальному обсязі цієї нафти 14548 т було відкачано з Альметьєвська, Мінні-Баевского і Північно-Альметьєвська товарних парків з вмістом води 111% і заведено в резервуар № 9 на АГС. Однак після прибуття на ЕЛОУ-2 вміст води в нафти дорівнювала 0 3%, а глибоко зруйнована емульсія була знесолити в середньому до 6 мг /л по АЕС-1 і 825 мг /л по ГОСТу.

Проводять експеримент в мішалці на тій ж водонефтяной емульсії, що і в трубопроводі. Змінюючи дозування використовуваного реагенту-деемульгатора q, температуру t, час перемішування т і число обертів мішалки п, виявляють оптимальні значення зазначених параметрів (qoa, ton, Топ, ІОП), при яких досягається мінімальне значення залишкової обводнення нафти після відстою зруйнованої емульсії. А це відповідно до формули (132) досягається в трубопроводі певного діаметру, якщо задана його пропускна здатність. При цьому температура, дозування реагенту і час перемішування в натурних умовах повинні бути рівними таким, отриманим в модельних умовах.

Попередньо зруйнована в трубопроводі 18 емульсія надходила в секційний трубчастий каплеобразователь 7 де здійснювалося остаточне руйнування бронюють оболонок на глобулах пластової води, а також досягалося злиття і укрупнення в зв'язку з цим крапель. Глибоко зруйнована емульсія (розміри крапель води до 500 мкм) з секційного каплеобразова-теля надходила до чинних на установці об'ємні відстійники і трубний відстійник 8 через торцеве розподільний пристрій.

Потім продукція прямувала в теплообмінники, підігрівалася в них до 35 - 45Е С і надходила в секційний каплеобразователь. З каплеобразователя глибоко зруйнована емульсія з укрупнити краплями води надходила в два паралельно працюючих, горизонтальних відстійника об'ємом по 200 м3 кожний для попереднього зневоднення.
 Краплі олії, стабілізовані рідким (зліва і твердим (праворуч стабілізаторами. Руйнування емульсій зводиться до злиття окремих крапель на суцільний шар, який, будучи легше води, піднімається вгору. Руйнування в початковій стадії виражається в утворенні більш ущільненого шару (в робочих емульсіях-у вигляді так званих вершків), який згодом перетворюється на суцільний шар масла. Емульгатор в зруйнованій емульсії залишається у водному розчині, а якщо він був твердим, то осідає на дно. 
Для рівномірного розподілу емульсії по перетину резервуара рекомендується використовувати маточник, що розміщується на висоті близько 1 м від днища резервуара. За зверненої до днища резервуара утворює маточника є отвори, сумарна площа яких відповідає площі труби, з якої він виготовлений. Через ці отвори зруйнована емульсія направляється вниз і потім спливає в шарі дренажної води, висота якого підтримується в межах 3 - 4 метрів. Рівень води в резервуарі підтримується за допомогою сифона. Така схема деемульсаціі нафти з поділом процесу на дві фази з високою ефективністю була застосована в об'єднанні Татнефть. За цією технологією при Чишмінський товарному парку щорічно готується і здається більш 6 млн. Тонн кондиційного нафти при собівартості 1 5 коп. Скидання пластової води і відбір готової нафти здійснюються безперервно, процес йде ефективно в усі пори року. Для вирішення цієї ж задачі звичайними засобами необхідно було б побудувати установку потужністю 7 млн. тонн.

Принципова сх ома зневоднення нафти на промислах. Р - точки введення реагенту. /, //, /V - газ другої, третьої і четвертої ступенів сепарації відповідно. ///- Скидання дренажної води.

Для використання ефекту трубної деемульсаціі реагент - деемульгатор закачують в трубопровід перед або після першого ступеня сепарації. Оброблена деемульгатора газонасичених емульсія надходить на кінцеву сепараційні установку, де проходить другу 1 і третю 2 ступені сепарації. При високій обводнення частково зруйнована емульсія має вільну воду, від якої доцільно звільнитися. Далі, нафта із залишковим вмістом води забирається сировинними насосами 5 і подається на печі 6 де нагрівається до температури, необхідної для отримання товарної нафти заданої якості. При необхідності перед печами в потік інжектується деемульгатор.

Рух нафтової емульсії з ПАР по збірному колектору. На рис. 74 д - расширительная камера, в якій відбувається значне зниження швидкості фаз зруйнованої емульсії і висновок пластової води за межі камери.

Графік впливу азбесту і емультала на параметри АГЕ. КАЗ містив. Досліди, проведені з видозміненій хроматографічної колонкою, названої ТІН (див. § 3 гл. АГЕ мають високу внутріпорового стабільністю. Швидкість просочення ними зразків із спресованого глинопорошків в прозорих гільзах центрифуги дуже низька, а відношення товщини нижнього шару, просоченого водною фазою зруйнованої емульсії, до загальної товщині просоченого шару складає всього кілька відсотків.

Технологія очищення води була прийнята наступного. Після сепарації і здійснення першої стадії руйнування емульсії (пінна деемульсація) в трубопроводі, що зв'язує ступінь сепарації з резервуаром попереднього скидання, досягається укрупнення крапель і очищення пластової води. Зруйнована емульсія і попередньо очищена дренажна вода вводяться в резервуар попереднього скидання під шар дренажної води, що виконує функції гідрофільного рідинного фільтра і очищається методом рідинної флотації маси. Очищена стічна вода відводиться через гідрозатвор в буферний резервуар ємністю 50 м3 звідки відкачується на КНС. В очищеній воді міститься 27 - 50 мг /л нафти і 26 - 29 мг /л зважених твердих частинок. Приемистость чотирнадцяти нагнітальних свердловин тривалий період практично не змінюється. Аналогічна технологія впроваджена на Бавлінского, Мінібаєвський і інших об'єктах підготовки нафти.

За цією схемою водонефтяная емульсія від свердловин 1 надходить на групові установки типу Супутник 2 де змиритися кількість рідини. Відбір газу не здійснюється. Для залучення в технологічну схему промислових трубопроводів 4 та суміщення процесів руйнування емульсії з її транспортом на ГУ в потік нафти з допомогу дозуючого пристрою 3 вводиться реагент-деемульгатор, що містить інгібітор корозії. зруйнована емульсія надходить в трифазний сепаратор 5 1 ступені, де здійснюється відбір газу 1 ступені та скидання дренажної води. На цьому вузлі змиритися кількість сирої нафти.

Роль деемульгатора полягає в тому, що він взаємодіє зі згаданою вище плівкою, що перешкоджає злиттю крапель, і руйнує її. Деемульгатор змішується з нафтової емульсією в відцентровому насосі, який подає її на деемульсаціонную установку, де відбувається підігрів емульсії до 70 - 75 С. Спільна дія деемульгатора і підігріву обумовлює злиття крапельок нафти. Зруйнована емульсія надходить потім у відстійник, де нафта вже легко відділяється від води. Спливна нафту направляється в резервуар. Для того щоб уникнути втрати бензину, при цьому нагріванні застосовується герметизована апаратура.

Пристрій працює наступним чином. Нагріта до 50 - 70 С емульсія через патрубок 3 в корпусі 1 подається в лоток 8 і рухається по ньому шаром товщиною 11 - 12 см. Розчинений газ, виділяється з плинною по лотку нафтової емульсії, потрапляє в дзвоновидні камери 9 послідовно розташовані по потоку і напівзанурені в рідину, в яких за допомогою іскрового розряду, створюваного свічками 10 періодично запалюється. Виникаючі при цьому мікровибухи створюють гідродинамічні удари, при яких одночасно відбувається термічне, хімічне та механічне вплив на емульсію, що призводить до руйнування бронюють оболонок глобул води. зруйнована емульсія викидається на периферію лотка 8 де відбувається коалесценції крапель води. Під дією мікровзривов і за рахунок пружин 7 виникає вібрація лотка 8 що інтенсифікує процес газовиділення і поділу емульсії. Електричні свічки запалювання 10 створюють в кожній камері іскровий розряд з періодичністю 5 - 6 сек. Вода і шлам через патрубок 6 виконаний в днище отстойной камери, також виводиться з апарату.

Схема працює в такий спосіб. Газожидкостная суміш по збірному трубопроводу надходить в пристрій попереднього відбору газу (УПО), де відбувається основне відділення вільного газу в похилому низхідному трубопроводі. У ньому при певному гидродинамическом режимі і часу контактування з реагентом, що подається на вході УПО, відбувається руйнування емульсії. Зруйнована емульсія вводиться через розподільники в апарат ОГ-200П, в якому відбувається поділ нафти і води. Частково зневоднена нафту в технологічних схемах з ДНС направляється в ємність, з якої вона насосом відкачується на центральний збірний пункт для остаточного зневоднення. У технологічних схемах з КСП частково зневоднена нафту з апарату ОГ-200П безпосередньо надходить на установку де-емульсаціі. Дренажна вода не вимагає додаткової складної очищення і може бути використана для підтримки пластового тиску.

Процес зневоднення нафти на установці УДО-2М проводиться наступним чином. Нафтова емульсія після сепаратора-подільника потоку пли сепаратора з попередніми скиданням вільної води надходить зверху у відсік /технологічної ємності і по кільцевому простору стікає в нижню частину. Звідси нафтова емульсія через щілини 17 надходить всередину оболонки 2 де проходить через шар гарячої води, що нагрівається двома жаровими трубами. Частково зруйнована емульсія піднімається вгору під оболонкою 2 і по пропускних трубах 6 перетікає в відсік //, в якому вона також опускається через кільцевий простір між внутрішньою стінкою ємності і оболонкою.

Апарат СібНІІНП працює наступним чином. Водонафтової емульсії, разгазірованной на попереднього ступеня і частково зруйновану (обробкою реагентом з використанням спеціальних пристроїв, подачею реціркуліруемая дренажної води, нагріванням і іншими способами), подають в газосепараціонний відсік в рідину. Тут відбувається відділення залишкового газу. Потім емульсія за рахунок різниці рівнів перетікає під вертикальною перегородкою в водовіддільну відсік, в якому водна зона відгороджена інший перегородкою для усунення збурень, що вносяться вхідним потоком рідини. При русі зруйнованої емульсії в водовіддільну відсіку відбувається відділення води за рахунок гравітаційних сил. Воду виводять з апарату через патрубок, розташований під горизонтальною перегородкою, що запобігає винесення нафти потоком води. Частково зневоднена нафту перелом деться через третю вертикальну перегородку в буферний відсік, звідки її подають на подальшу підготовку. Рівень води в водовіддільну і рівень нафти в буферному відсіках підтримують за допомогою регуляторів. Рівні нафти в газосепараціонном і водовіддільну відсіках не вимагають автоматичної підтримки, так як їх сталість забезпечується вертикальними перегородками.

Апарат попереднього зневоднення нафти СібНІІНП. Апарат СібНІІНП працює наступним чином. Водонеф-тяную емульсію, разгазірованной на попереднього ступеня і частково зруйновану (обробкою реагентом з використанням трубопровідних комунікацій або спеціальних пристроїв, подачею реціркуліруемая дренажної води, нагріванням і іншими способами), подають в газосепараціонний відсік. Тут відбувається відділення залишкового газу. Потім емульсія за рахунок різниці рівнів перетікає під вертикальною перегородкою в водовіддільну відсік, в якому водна зона відгороджена інший перегородкою для усунення збурень, що вносяться вхідним потоком рідини. При русі зруйнованої емульсії в водовіддільну відсіку відбувається відділення води за рахунок гравітаційних сил. Воду виводять з апарату через патрубок, розташований під горизонтальний перегородкою, що запобігає винесення нафти потоком води.

Ця установка працює наступним чином. Стійка ловушечний нафту з резервуара /забирається насосом 2 вхід якого з'єднаний з блоком 3 подачі води. Отримана емульсія направляється в нагрівач 4 де вона нагрівається до 50 - 80 С, а потім в змішувач 5 в якому проводиться попереднє перемішування емульсії перед її обробкою в пристрої б для акустичної коалесценции. Під дією акустичних коливань відбувається руйнування бронюють оболонок навколо глобул пластової води, а також відрив від глобул механічних домішок. Розташування фільтра 7 за пристроєм б призводить до того, що він менше забивається. Зруйнована емульсія надходить в розділовий резервуар 8 в якому відбувається відділення води від нафти. Відокремилася вода по трубопроводу 9 надходить в блок 3 подачі води. Виділилася в резервуарі 8 вода має високу температуру і містить залишковий деемуль-Гатор, тому повторна її подача через блок 3 подачі води в ловушеч-ву нафту дозволяє економити деемульгатори і знизити енерговитрати. Подача води, яка відокремилась через дозатор 10 деемульгатора дозволяє більш ефективно використовувати деемульгатор, який подається в стійку ловушечний нафту у вигляді водного розчину. Через блок 3 подачі води в ловушечний нафту може подаватися підігріта прісна вода, а також дренажна вода за ступенем знесолення нафти установки підготовки нафти.