Каштанов А.А. , Жуков С.С. Оператор обезвоживающей и обессоливающей установки

Подождите немного. Документ загружается.

Рис. 20. Принципиальная технологическая схема установки типа БН:

/ — гидроциклонные вводы нефти в сепаратор; 2 — корпус сепаратора; 3 — датчик мак-

симального уровня жидкости; 4 — насосные агрегаты для откачки нефти; 5, 6 — газопро-

воды; 7 — нефтепровод; 8 — дренажная линия; 9 — газ на факел

Технологический блок установки состоит из гидроциклонно-

го сепаратора, технологической емкости, насосных агрегатов,

технологической обвязки и арматуры, средств КИП и А, ос-

нования.

Для северных районов страны насосные агрегаты устанавли-

ваются в здании каркасного типа с панельными стенами (в дру-

гих случаях — на открытом воздухе). В каждом технологиче-

ском блоке предусматривается два насоса типа ЗМС-10, 4М.С-10

или 5МС-10 в зависимости от пропускной способности блока

и требуемого напора. Блочные насосные подачей более

2000 м

/сут комплектуются из нескольких технологических бло-

ков подачей по 2000 м

/сут каждый.

Предусматривается два режима работы насосных агрегатов:

непрерывный и периодический. Для равномерной загрузки уста-

новок подготовки нефти предпочтителен непрерывный режим

работы.

Установка типа БН работает следующим образом (рис. 20).

Нефтегазовый поток по сборному коллектору поступает в два

гидроциклонных ввода нефти в сепаратор 1, врезанных в кор-

пус сепаратора 2, пропускная способность каждого из них со-

ставляет до 150 м

/ч по жидкости с газовым фактором до

120 м

/м

Газ, отделившийся в гидроциклонном сепараторе, через верх-

ний патрубок поступает в большой отсек технологической емко-

сти, где происходит отделение капель жидкости от газа, откуда

через заслонку механического регулятора уровня, установлен-

ного в патрубке технологической емкости, поступает в газосбор-

ный коллектор й под давлением-сепарации транспортируется

потребителю.

Малый отсек / технологической емкости отделен от основно-

го отсека II перегородками. Он служит для задержания меха-

нических примесей, пены. В нем поддерживается также некото-

рый уровень жидкости, куда погружается нижний патрубок

гидроциклонного сепаратора. Большой отсек технологической

емкости служит основным буфером перед насосами. Нефть из

этого отсека через приемный патрубок насосами 4 откачивается

в напорный нефтепровод. Для определения общей производи-

тельности установки по жидкости на выкидном коллекторе пос-

ле насосов устанавливается счетчик. Для замера производитель-

ности установки по газу в коллекторе выхода газа устанавли-

вается камерная диафрагма. Расход газа на установке заме-

ряется периодически переносным дифманометром. Сепараторная

емкость оснащена датчиками максимального уровня 3, датчи-

ком автомата откачки и отсекателем газовой линии для

предотвращения перелива нефти в газопровод.

В последнее время начали серийно выпускать более совер-

шенную модификацию сепарационной установки с насосной от-

качкой типа УБСН. В ее состав входят блочная сепарацион-

ная установка типа УБС, блок коллекторов, блок измерения

и регулирования, насосные блоки и блок автоматики.

Система автоматики обеспечивает поддержание заданного

уровня нефти и заданного давления в технологической емкости,

сигнализацию о достижении предельных значений контролируе-

мых параметров, перепуск нефти с выхода на вход нефтяных

насосов (при достижении нижнего регулируемого уровня в тех-

нологической емкости), а также аварийную сигнализацию и бло-

кировку.

Разработаны установки УБСН производительностью 3000 и

6300 м

/сут, на давление 2,5 и 4 МПа, в обычном и антикорро-

зийном исполнении.

ПРОМЫСЛОВЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

Трубопроводы, транспортирующие продукцию скважин на

территории нефтяных месторождений, подразделяются:

1) по назначению — на нефтепроводы, газопроводы, нефте-

газопроводы, нефтегазоводопроводы и водопроводы;

2) по напору — на напорные и безнапорные;

3) по рабочему давлению — на трубопроводы высокого

(6,4 МПа и выше), среднего (1,6—6,4 МПа) и низкого (0,6—

1,6 МПа) давления;

4) по способу прокладки — на подземные, наземные и под-

водные;

5) по функции — на выкидные линии, идущие от устьев

скважин до групповой замерной установки (ГЗУ), нефтяные,

газовые, водяные и нефтегазоводяные сборные коллекторы и

межпромысловые нефтепроводы.

Выкидные линии и нефтесборные коллекторы обычно не пол-

ностью заполнены нефтью, т. е. часть сечения выкидных линий

или коллектора занята газом, выделившимся или в процессе

движения нефти по ним, или увлеченным нефтью из сепарато-

ров в связи с их плохой работой.

В самотечных нефтепроводах нефть движется под действием

гравитационных сил, обусловленных разностью вертикальных

отметок в начале и в конце нефтепровода.

Нефть и ее примеси транспортируются по выкидным линиям

до ГЗУ за счет перепада давления между устьем скважины

' и ГЗУ. Выкидные линии прокладываются под землей, их диа-

метр в зависимости от дебита скважин составляет от 75 до

' 150 мм. Протяженность выкидных линий определяется технико-

экономическими расчетами и может достигать 3—4 км.

От ГЗУ до ДНС или ЦПС обычно прокладывается сборный

коллектор диаметром от 150 до 500 мм и протяженностью от 5

до 10 км.

При сооружении нефтепромысловых коммуникаций применя-

ют стальные трубы из малоуглеродистой и низколегированной

стали, обладающие хорошей свариваемостью. Эти трубы вы-

пускаются бесшовными, электросварными, спирально-сварными

и т. д. Сварные трубы больших диаметров имеют продольный

или спиральный шов, а трубы малых диаметров — продольный

шов.

Перед строительством любого трубопровода, прокла-

дываемого на нефтяных месторождениях, прежде всего согла-

суют с землепользователем временное отчуждение земли, по ко-

торой должен прокладываться трубопровод. После этого роют

траншеи на глубину ниже уровня промерзания почвы и подво-

зят плети труб к этой траншее. Затем сваривают вручную (диа-

метр до 800 мм) или автоматически (диаметр более 800 мм)

стыки труб, поддерживаемых на весу трубоукладчиками, тща-

тельно очищают наружную поверхность труб от грязи и окали-

ны и наносят на нее битумное покрытие, крафтбумагу и ленту

гидроизоляции, предохраняющие трубопровод от почвенной кор-

розии.

После проведения всех этих работ сваренный и изолирован-

ный трубопровод погружается трубоукладчиками на дно тран-

шеи и закапывается той же землей, которая была вынута из

траншеи. Затем грейдерами выравнивается поверхность земли

на трассе данного трубопровода и осуществляется рекультива-

ция почвы, т. е. восстановление ее плодородия.

Опрессовка трубопровода. После окончания строи-

тельных работ все промысловые трубопроводы, уложенные

в траншеи или проходящие по поверхности земли, подвергают-

ся гидравлическому испытанию (опрессовке).

Цель гидравлических испытаний трубопроводов — проверка

на герметичность сварных (или резьбовых) соединений и испы-

тание на механическую прочность.

Гидравлическое испытание на герметичность и прочность

трубопровода осуществляется следующим образом: на трубо-

проводе с обоих концов устанавливаются (привариваются) за-

глушки с краниками для выпуска воздуха, после чего трубо-

провод заполняется водой. К заполненному водой трубопроводу

подсоединяют насос (обычно поршневой) и создают необходи-

мое давление (давление опрессовки), которое выдерживают

в течение 30 мин. Если за это время давление в трубопроводе

не снизилось или снизилось не более чем на 0,05 МПа, то тру-

бопровод считается герметичным. Необходимое давление опрес-

совки должно превышать рабочее в 1,25—1,5 раза, в зависимо-

сти от назначения трубопровода.

Соединение труб. Нефтепроводные трубы соединяют

между собой при помощи резьбовых соединений, фланцев, элек-

тро- и газосварки. Последний широко распространен и приме-

няется чаще для труб большого диаметра.

Существуют три способа сварки труб:

1) электродуговая сварка постоянным током (от передвиж-

ных генераторов) или переменным током (от сварочных транс-

форматоров, присоединенных к промысловым электросетям);

2) газовая сварка кислородно-ацетиленовым пламенем;

3) газопрессовая сварка под давлением.

При злектродуговой и газовой сварке шов между стыками

труб заполняется расплавленным металлом (от электрода); при

газопрессовой сварке сварной шов образуется в результате

сплавления кромок стыка.

При сооружении внутрипромысловых нефтепроводов наибо-

лее часто применяется электродуговая сварка постоянным током.

Запорная арматура. В качестве запорной арматуры

на нефтяных месторождениях применяются задвижки, вентили,

краны, обратные клапаны. Запорная арматура устанавливается

обычно в начале и конце каждого трубопровода, в отдельных

промежуточных точках трубопроводов большой протяженности,

на приемной и нагнетательной линиях насосов, резервуаров,

емкостей и т. п.

Наиболее распространенным видом запорной арматуры, при-

меняемой на нефтяных месторождениях, являются задвижки.

Они предназначены для перекрытия нефтепроводов, разобщения

их отдельных участков при ремонтных работах, перекрытия ли-

ний поступления продукции в сепараторы, отстойники, резер-

вуары и др. Диаметр условного прохода наиболее распростра-

ненных задвижек составляет 50—400 мм, но иногда применяют-

ся задвижки и большего диаметра.

В зависимости от условий работы применяются чугунные или

стальные задвижки. Чугунные задвижки изготавливаются на

давление, не превышающее 1,6 МПа, стальные —на давление

1,6 МПа и более. Стальные задвижки устанавливаются лишь

на трубопроводах высокого давления, а также на отдельных

врезках трубопроводов низкого давления, где имеется повышен-

ная опасность механического повреждения.

Любая задвижка состоит из корпуса, крышки, выдвижного

шпинделя, маховика, двух дисковых плашек и распорного клина

(у чугунных задвижек) или сплошного клина (у стальных за-

движек). Необходимая герметичность в чугунных задвижках

обеспечивается плотным прилеганием плашек к седлам, что до-

стигается с помощью распорного клина, который, упираясь

в днище корпуса при крайнем нижнем положении плашек, раз-

двигает и прижимает их к седлам. В стальных задвижках

сплошной клиновой затвор плотно прилегает к седлам в корпу-

се, также имеющим клиновидные поверхности.

В тех случаях, когда необходимо предотвратить возможность

движения потока жидкости по трубопроводу в обратном направ-

лении, рядом с задвижками ставят обратные клапаны.

Обратные клапаны обычно устанавливают также перед распре-

делительным коллектором установок «Спутник», на нагнетатель-

ных линиях насосов и т. д. Наиболее распространены обратные

клапаны, снабженные поворотной хлопушкой.

В трубопроводах малого диаметра в качестве запорной ар-

матуры применяются краны и вентили.

Кран представляет собой запорное устройство, проходное

сечение которого открывается или закрывается при повороте

пробки вокруг своей оси. Краны изготавливают из чугуна или

бронзы на рабочее давление не выше 4 МПа с диаметром про-

ходного сечения не более 50 мм.

Вентили отличаются от задвижек и кранов тем, что за-

порное устройство в них насажено на шпиндель, при повороте

которого оно перемещается вдоль оси седла. Вентили изготав-

ливают из чугуна, бронзы и стали на рабочее давление до

16 МПа с диаметром условного прохода до 150 мм.

Уход за запорной арматурой практически сводится к перио-

дическому осмотру и устранению обнаруженных пропусков неф-

ти и газа.

В промысловой практике засорение выкидных линий и неф-

тесборных коллекторов происходит в основном по следующим

причинам.

1. Ввиду недостаточной скорости потока твердые частицы,

выносимые из скважины вместе с нефтью на поверхность, осе-

дают в нефтепроводе, уменьшая его проходное сечение.

2. В определенных термодинамических условиях при совмест-

ном транспортировании нефти, газа и воды выпадают различ-

ные соли и парафин, создавая твердый осадок, трудно поддаю-

щийся разрушению.

3. При интенсивной коррозии оборудования его внутренние

стенки разрушаются, в результате чего образуется окалина, осе-

дающая в трубопроводе и уменьшающая его сечение.

Нефть, транспортируемая по сборным коллекторам, почти

всегда представляет собой эмульсию (нефть+вода), содержа-

щую большее или меньшее количество взвешенных механиче-

ских частиц. В процессе движения жидкости из этой эмульсии

выпадают свободная вода, кристаллы парафина, солей, механи-

ческие примеси и др.

Условия осаждения воды, кристаллов парафина и солей, ми-

неральных частиц и других примесей в потоке иные, чем в спо-

койной жидкости, так как в потоке действуют подъемные силы.

Засоряющий режим возникает тогда, когда частицы механиче-

ских примесей и парафинового шлама вследствие малых ско-

ростей потока жидкости не увлекаются потоком и оседают

в трубе.

Возникновение засоряющего режима в сборных коллекторах

вызывает осложнения в работе нефтепроводов. При расчете

диаметра трубопроводов следует избегать скоростей, вызываю-

щих возникновение этого режима. Кроме того, необходимо учи-

тывать, что при расслоении эмульсии с выделением свободной

воды нижняя часть трубы интенсивно подвергается коррозии

пластовыми водами.

Рекомендуемая средняя скорость потока в трубе при пере-

качке нефти составляет от 1 до 2,2 м/с.

При эксплуатации промысловых нефтепроводов основные

осложнения вызываются отложениями парафина на внутренней

поверхности труб и коррозией трубопроводов.

Отложение парафина. Основные факторы, влияющие

на отложение парафина в трубопроводах, следующие.

1. Состояние поверхности стенки нефтепровода, соприкасаю-

щейся с нефтью. Шероховатые стенки труб способствуют отло-

жению парафина, так как интенсифицируют перемешивание по-

тока при турбулентном режиме движения и способствуют выде-

лению газа из нефти непосредственно у стенок труб.

2. Растворяющая способность нефти по отношению к пара-

финовым соединениям. Практикой установлено, что чем тяже-

лее нефть, тем хуже она растворяет парафиновые соединения

и тем, следовательно, интенсивнее может выделяться из такой

нефти парафин и отлагаться на стенках труб.

3. Концентрация парафиновых соединений в нефти. Чем вы-

ше концентрация этих соединений, тем интенсивнее будет отло-

жение парафина при прочих равных условиях.

4. Температура кристаллизации парафина. Как известно,

кристаллизация парафина, т. е. образование твердой фазы, про-

ходит при разных температурах. Образование парафинов, крис-

таллизующихся при высоких температурах, и отложение их на

стенках труб наступает раньше, чем парафинов, кристаллизую-

щихся при низких, температурах.

5. Темп снижения давления в потоке нефти. Чем больше пе-

репад давления, тем интенсивнее происходит образование и вы-

деление из нефти новой фазы — газа, способствующее пониже-

нию температуры нефтегазового потока. Кроме того, разгазиро-

вание нефти влечет за собой выделение легких фракций, являю-

щихся наилучшим растворителем парафиновых соединений.

6. Скорость нефтегазового потока. Многочисленными опыта-

ми установлено, что чем ниже скорость движения нефти, т. е.

чем меньше дебит скважин, тем больше образуется парафино-

вых отложений.

7. Наличие в нефти воды.

В промысловых условиях можно рекомендовать следующие

основные методы, предотвращающие образование отложений

парафина.

1. Применение высоконапорной (1 —1,5 МПа) системы сбо-

ра, значительно снижающей разгазирование нефти.

2. Использование различных нагревателей для подогрева

нефти в трубопроводах.

3. Покрытие внутренней поверхности трубопроводов различ-

ными лакамщ эпоксидными смолами и стеклопластиками, суще-

ственно снижающими шероховатость поверхности труб.

4. Применение специальных ингибиторов парафинообразо-

вания.

5. Применение поверхностно-активных веществ, подаваемых

к забоям или устьям скважин в поток обводненной нефти. По-

дача ПАВ в обводненные скважины полностью предотвращает

образование нефтяной эмульсии, в результате чего стенки вы-

кидных линий контактируют не с нефтью, способствующей при-

липанию твердых частиц парафина, а с пластовой водой, отри-

цательно действующей на отложение парафина.

6. Применение теплоизоляции, которая одновременно явля-

лась бы и антикоррозийным покрытием.

7. Применение резиновых шаров, периодически вводимых

в выкидные линии.

Коррозия наружной и внутренней поверхно-

стей трубопроводов. Срок службы и надежность работы

промысловых трубопроводов во многом определяются степенью

'защиты их от разрушения при взаимодействии с внешней

И внутренней средой.

Процесс разрушения трубопроводов под воздействием внеш-

ней окружающей (песок, глина, суглинок и т. д.) и внутренней

(пластовая вода, эмульсия, нефти, содержащие сероводород)

среды называется коррозией.

Среда, в которой трубопровод подвергается коррозии, назы-

вается коррозионной или агрессивной.

По характеру взаимодействия металла труб со средой раз-

личают два основных типа коррозии: 1) химическую и 2) элек-

трохимическую.

Химической коррозией называется процесс разруше-

ния всей поверхности металла при его контакте с химически аг-

рессивным агентом, при этом он не сопровождается возникнове-

нием и прохождением по металлу электрического тока. Приме-

ром химической коррозии может служить разрушение внутрен-

ней поверхности резервуара или трубопровода при хранении

или перекачке сернистых нефтей, которые при контакте с ме-

таллом приводят, его к разрушению.

Электрохимическая коррозия — это процесс раз-

рушения металла, сопровождающийся образованием и прохож-

дением электрического тока. При электрохимической коррозии,

в отличие от химической, на поверхности металла образуется

не сплошное, а местное повреждение в виде пятен и. раковин

(каверн) различной глубины.

Сущность электрохимической коррозии заключается в том,,

что в результате взаимодействия металла с окружающей средой

(почвой, водой) происходит растворение и разрушение металла,

сопровождающееся прохождением электрического тока.

Кроме того, в нефтегазоводосборной системе трубопроводов

могут возникать биокоррозия и электрокоррозия под воздейст-

вием блуждающих токов, обусловленных утечками их с рельсов

электрифицированного транспорта.

Биокоррозия трубопроводов вызывается активной жиз-

недеятельностью микроорганизмов. В настоящее время биокор-

розии уделяется огромное внимание, так как на ее долю прихо-

дится значительное число коррозионных разрушений эксплуата-

ционных колонн скважин нефтяных и газовых месторождений.

Различают анаэробные бактерии-, жизнедеятельность кото-

рых может протекать при отсутствии кислорода, и аэробные —

только в присутствии кислорода. В природе наиболее широко

распространены сульфатвосстанавливающие анаэробные бакте-

рии, обычно обитающие в сточных водах, нефтяных скважинах

и продуктивных горизонтах. Наиболее благоприятной средой

для развития этих бактерий являются воды продуктивных гори-

зонтов нефтяных месторождений. В результате жизнедеятельно-

сти сульфатвосстанавливающих бактерий образуется сероводо-

род, который, соединяясь с железом, образует сульфиды желе-

за, выпадающие в осадок.

Пассивная и активная защита трубопрово-

дов от коррозии. Существует два способа защиты трубо-

проводов от почвенной коррозии: 1) пассивный и 2) активный.

К пассивной защите трубопроводов и резервуаров

относятся изоляционные покрытия с различными материалами.

Наиболее широко в. промысловой практике применяют би-

тумно-резиновые покрытия и покрытия из, полимерных лент, на-

носимых на трубопроводы с помощью специальных очистных

механизмов и машин.

Ко всякому антикоррозийному внешнему покрытию труб

должны предъявляться следующие требования: 1) водонепрони-

цаемость; 2) прочность сцепления покрытия с металлом; 3) хо-

рошая изоляция от электрического тока; 4) достаточная проч-

ность и способность сопротивляться механическим воздействиям

при засыпке траншеи; 5) низкая стоимость.

4—шз

Рис. 21. Схема катодной защиты трубо-

провода от коррозионного разрушения

При длительной экс-

плуатации трубопрово-

дов, защищенных только

изоляционными покры-

тиями, могут возникать

сквозные коррозионные

повреждения уже через

5—8 лет после укладки

трубопроводов в грунт на

участках с почвенной

коррозией, а при наличии

блуждающих токов

(электрокоррозии) — че-

рез 2—3 года.

Поэтому для долго-

вечности, кроме защиты

поверхности промысловых трубопроводов антикоррозийными по-

крытиями, применяют активный способ защиты, к которому от-

носятся в основном катодная и протекторная защиты.

Катодная защита (рис. 21). Сущность катодной защи-

ты сводится к созданию отрицательного потенциала на поверх-

ности трубопровода 6, благодаря чему предотвращаются утечки

электрического тока со стенок трубы, сопровождающиеся ее

коррозионным разъеданием. С этой целью к трубопроводу под-

ключают отрицательный полюс источника постоянного тока 3,

а положительный полюс присоединяют к специальному электро-

ду-заземлителю 1, установленному в стороне от трубопровода 6.

Таким образом, трубопровод становится катодом, а электрод-

заземлитель — анодом.

В результате достигается так называемая катодная поляри-

зация, т. е. односторонняя проводимость, исключающая обрат-

ное течение тока, при которой токи текут из грунта в трубу, как

показано на схеме пунктирными стрелками 8. Исключение уте-

чек токов из трубы прекращает ее коррозию.

Как видно из схемы, ток от постоянного источника тока 3 по

кабелю 2, анодному заземлению / поступает в почву и через

поврежденные участки 4 изоляции 5 и 7 на трубу 6. Затем че-

рез точку дренажа Д возвращается к источнику постоянного то-

ка 3 через отрицательный полюс. В результате вместо трубо-

провода разрушается анодный заземлитель /.

Станция катодной защиты (СКЗ) представляет собой уст-

ройство, состоящее из источника постоянного тока или преобра-

зователя переменного тока в постоянный, контрольных и регу-

лирующих приборов и подсоединительных кабелей. В качестве

анодных заземлителей применяются железокремнистые и гра-

фитированные электроды. Расстояние между трубопроводом

и анодом принимают равным 100—200 м. Одна СКЗ обычно об-

служивает трубопровод протяженностью 10—15 км.

Протекторная защита. Для защиты трубопроводов,

резервуаров и резервуарных парков, когда нельзя использовать

катодную защиту из-за отсутствия источников электроснабже-

ния, может применяться протекторная защита. Она осуществ-

ляется при помощи электродов (протекторов), закапываемых

в грунт рядом с защищаемым сооружением.

Протекторная защита имеет те же теоретические основы,

что и катодная. Разница заключается лишь в том, что необходи-

мый для защиты ток создается не станцией катодной защиты,

а самим протектором, имеющим более отрицательный потенци-

ал, чем защищаемый объект. Для изготовления протекторов

в основном используют магний и цинк.

Для предохранения трубопроводов от внутренней коррозии

применяют различные лаки, эпоксидные смолы, цинко-силикат-

ные покрытия и ингибиторы.

Среди антикоррозийных средств в настоящее время, бесспор-

но, первое место принадлежит ингибиторам коррозии, способ-

ным создавать барьер между коррозионной средой и металлом.

Несмотря на то, что эффективность защиты ингибиторами зави-

сит от множества факторов, применение их технически и эко-

номически оправдано как при углекислотной и сероводородной

коррозии, так и при любых других видах внутреннего корро-

зионного разрушения промыслового оборудования. Следует об-

ратить внимание на то, что необходимо тщательно подбирать

'ингибиторы для конкретных условий эксплуатации оборудова-

ния на промысле. От этого в значительной мере зависят эффек-

тивность и экономичность защиты.

Эффективность ингибитора зависит также и от способа его

ввода в скважины и нефтегазосборную систему.

В настоящее время синтезировано и внедрено множество

ингибиторов для различных условий. Самые эффективные из

них —ингибиторы И-1-А, ИКБ-4 и ИКСГ-1, ИКАР-1. Эффек-

тивность их защитного действия в среднем составляет 80—98 %.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. Какие бывают способы добычи нефти? Расскажите кратко

о фонтанном и механизированных способах добычи нефти.

2. Назовите основные принципы построения схем сбора про-

дукции скважин на нефтяных месторождениях.

3. В каких случаях применяются однотрубная и двухтруб-

ная схемы сбора нефти и газа?

4. Расскажите о схеме сбора нефти и газа Бароняна — Ве-

зирова.

5. Расскажите о схеме сбора продукции скважин института

Гипровостокнефть.

6. Расскажите об унифицированной технологической схеме

сбора и подготовки нефти, газа и воды на промыслах.

7. На каком принципе работают автоматизированные уста-

новки типа «Спутник»?

8. Для чего осуществляется сепарация нефти на промыслах?

Сколько применяется ступеней сепарации нефти?

9. Расскажите о принципе работы сепараторов.

10. Опишите устройство сепарационных установок типа УБС

11. Расскажите о трехфазных сепараторах типа УПС. Опи-

шите их устройство и принцип работы.

12. Из каких основных узлов состоят дожимные насосные

станции (ДНС)? Расскажите о принципе их работы.

13. Назовите назначение промысловых трубопроводов. Какие

способы соединения труб вы знаете? Перечислите виды запор-

ной арматуры.

14. Что такое коррозия? Какие имеются способы защиты тру-

бопроводов от коррозии?

Глава 3. ПРОМЫСЛОВАЯ ПОДГОТОВКА

НЕФТИ

НЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ И УСЛОВИЯ ИХ

ОБРАЗОВАНИЯ

Вода в нефти появляется в результате поступления к забою

скважины подстилающей воды или воды, закачиваемой в пласт с

целью поддержания давления. При движении нефти и пластовой

воды по стволу скважины и нефтесборным трубопроводам проис-

ходит их взаимное перемешивание и дробление. Процесс дробле-

ния одной жидкости в другой называют диспергирован и

е м. В результате диспергирования одной жидкости в другой об-

разуются эмульсии.

Эмульсией называется такая система двух взаимно нера-

створимых или не вполне растворимых жидкостей, в которых

одна содержится в другой во взвешенном состоянии в виде мно-

гочисленных капель (глобул). Жидкость, в которой распределе-

ны глобулы, называется дисперсионной сред ой,.а вторая

жидкость, распределенная в дисперсионной среде, — дисперс-

нойфазой.

T-TprJ)Tam,TP ЧМ\Г7ТКГЫМ Йипашт nn\7V ТТДГТПП- *плпр о ттогК'птт-.ч TI

«нефть в воде». Почти все эмульсии, встречающиеся при добыче

нефти, являются эмульсиями типа «вода в нефти». Содержание

пластовой воды в таких эмульсиях колеблется от десятых долей

процента до 90 % и более.

Для образования эмульсии недостаточно только перемешива-

ния двух несмешивающихся жидкостей. Необходимо еще нали-

чие в нефти особых веществ — природных эмульгаторов. Такие

природные эмульгаторы в том или ином количестве всегда содер-

жатся в пластовой нефти. К ним относятся асфальтены, смолы,

нефтерастворимые органические кислоты и такие мельчайшие

механические примеси, как ил и глина.

Адсорбируясь на поверхности эмульсионных глобул, они обра-

зуют своеобразную броню, препятствующую слиянию капель

воды.

Образованием пленки на поверхности глобулы воды объясня-

ется «старение» эмульсии. Под процессом ста рения понима-

ют упрочение пленки эмульгатора с течением времени. По исте-

чении определенного времени пленки вокруг глобул воды стано-

вятся очень прочными и трудно поддаются разрушению.

В зависимости от размера капелек воды и степени старения

нефтяные эмульсии разделяются на легкорасслаивающиеся, сред-

ней стойкости и стойкие.

На стойкость водонефтяных эмульсий влияют и некоторые

другие факторы: температура, содержание парафина, условия об-

разования эмульсии, количество и состав эмульгированной воды.

Стойкость эмульсии при добыче нефти скважинными штанго-

выми насосами ниже, чем при эксплуатации погружными электро-

центробежными насосами.

ОСНОВНЫЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

Для правильного выбора метода разрушения нефтяных эмуль-

сий важно знание их основных физико-химических свойств.

Дисперсность эмульсии — это степень раздробленно-

сти дисперсной фазы в дисперсионной среде. Дисперсность — ос-

новная характеристика эмульсии, определяющая их свойства.

Размеры капелек дисперсной фазы в нефтяных эмульсиях изме-

няются от 0, Г до 100 мкм (10~

—10~

см).

Вязкость эмульсии зависит от вязкости самой нефти,

температуры, при которой получается эмульсия, количества во-

ды, содержащейся в нефти, степени дисперсности, присутствия

механических примесей. Вязкость нефтяных эмульсий не облада-

ет аддитивным свойством, т. е. вязкость эмульсии не равна сум-

ме вязкости нефти и воды.

С увеличением обводненности до определенного значения вяз-

кость эмульсии возрастает и достигает максимума при критиче-

ской обводненности, характерной для данного месторождения.

При дальнейшем увеличении обводненности вязкость эмульсии

резко уменьшается. Критическое значение коэффициента обвод-

нения называется точкой инверсии, при которой происходит об-

ращение фаз, т. е. эмульсия типа «вода в нефти» превращается в

эмульсию, типа «нефть в воде». Значение точки инверсии для

разных месторождений колеблется от 0,5 до 0,95.

Плотность эмульсии можно рассчитать, если известны плот-

ность нефти и воды и их содержание в эмульсии, по следующей

формуле:

где р

— плотность нефти, кг/м

; р

— плотность воды, кг/м

; W —

содержание воды в объемных долях.

Электрические свойства эмульсий. Нефть и вода

в чистом виде — хорошие диэлектрики. Электропроводность неф-

ти колеблется от 0,5-10~"

до 0,5• 10

-7

Ом-м

-1

, пластовой воды —

от Ю

-1

до 10 Ом-м

-1

. Даже при незначительном содержании в

воде растворенных солей или кислот электропроводность ее уве-

личивается в десятки раз. Поэтому электропроводность нефтяной

эмульсии обусловливается не только количеством содержащейся

воды и степенью ее дисперсности, но и количеством растворенных

в этой воде солей и кислот.

В нефтяных эмульсиях, помещенных в электрическом поле,

капельки воды располагаются вдоль его силовых линий, что при-

водит к резкому увеличению электропроводности этих эмульсий.

Это объясняется тем, что капельки чистой воды имеют приблизи-

тельно в 40 раз большую диэлектрическую проницаемость, чем

капельки нефти (е=2).

Свойство капелек воды располагаться в эмульсиях вдоль

силовых линий электрического поля и послужило основной при-

чиной использования этого метода для разрушения нефтяных

эмульсий.

Устойчивость нефтяных эмульсий и их старе-

ние. Самым важным показателем для нефтяных эмульсий явля-

ется их устойчивость (стабильность), т. е. способность в течение

определенного времени не разрушаться и не разделяться на

нефть и воду.

На устойчивость нефтяных эмульсий большое влияние оказы-

вают дисперсность системы; физико-химические свойства эмуль-

гаторов, образующих на поверхности раздела фаз адсорбцион-

ные защитные оболочки; температура смешивающихся жидко-

стей.

ДЕЭМУЛЬГАТОРЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ДЛЯ

РАЗРУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

Наряду с мероприятиями по снижению образования эмульсий

большое внимание уделяется разрушению образовавшихся

эмульсий с последующим отделением нефтяной фазы от воды.

Для разрушения нефтяных эмульсий широко применяются раз-

личные химические р еа генты-д еэмул ьгатор ы, которые в

отличие от природных эмульгаторов способствуют значительному ..

снижению стойкости нефтяных эмульсий.

В качестве реагентов-деэмульгаторов используются поверх-

ностно-активные вещества (ПАВ).

Деэмулъгаторы должны удовлетворять следующим основным

требованиям: хорошо растворяться в одной нз фаз эмульсии (в

нефти или воде); иметь достаточную поверхностную активность,

чтобы вытеснить с границы раздела «нефть — вода» естественные

эмульгаторы, образующие защитную пленку на капельках воды;

обеспечивать достаточное снижение межфазного натяжения на

границе фаз «нефть — вода» при малых расходах реагента; не

коагулировать в пластовых водах; быть инертными по отношению

к металлам.

Одновременно с этим деэмульгаторы должны быть дешевыми,

транспортабельными, не должны изменять своих свойств при из-

менении температуры, ухудшать качество нефти после обработки и

обладать определенной универсальностью, т. е. разрушать эмуль-

сии различных нефтей и вод.

Воздействие деэмульгатора на нефтяную эмульсию основано

на том, что деэмульгатор, адсорбируясь на поверхности раздела

фаз «нефть — вода», вытесняет и замещает менее поверхностно-

активные природные эмульгаторы. Пленка, образуемая деэмуль-

гатором, не прочная. В результате этого мелкие диспергирован-

ные капельки воды, сливаясь, образуют большие капли. Процесс

слияния капелек воды называется коалесценцией.

По характеру поведения в водных растворах деэмульгаторы

делятся на ионогенные и неионогенные. Первые в' растворах дис-

социируют на катионы и анионы, вторые ионов не образуют. Ис-

следования, проведенные в СССР и за рубежом, показали, что

наилучшим деэмульгирующим действием обладают неионогенные

вещества. Расход неионогенных деэмульгаторов в несколько де-

сятков раз ниже, чем при применении ионогенных веществ.

Неионогенные ПАВ в настоящее время находят самое широ-

кое применение в процессах обезвоживания и обессоливания неф-

ти. Их расход исчисляется граммами — от 5—10 до 50 — 60 г

на 1 т нефти. Это значительно снижает стоимость транспортиров-

ки деэмульгатора и общую стоимость процессов обезвоживания

и обессоливания. Неионогенные ПАВ не реагируют с солями, со-

держащимися в пластовой воде, и не вызывают образования

осадков. При использовании неионогенных ПАВ содержание неф-

ти в сточных пластовых водах значительно ниже, чем при обра-

ботке эмульсий ионогенными ПАВ.

Из неионогенных деэмульгаторов широкое применение при

подготовке нефти нашли импортные деэмульгаторы — дисолваны

4411 и 4490, сепаролы 25, 29 и 5084, прохинор, доуфакс, реагент

R-11, прогалиты, прогамины.

В ближайшие годы предусматривается массовое внедрение

01сч.с^1£>сниыл дсэшу Jim aiupuB ^днириг^аишп-JL<_M , ириК^апил-Оич,

проксамин НР-71, реапон и др).

При работе с деэмульгаторами всегда следует помнить, что

для предотвращения их загустевания при низких (минусовых)

температурах окружающего воздуха в качестве разбавителя в

них добавляется до 35 % метилового спирта, который является

высокотоксичной жидкостью, поэтому при обращении с деэмуль-

гатором нужно соблюдать особые меры предосторожности.

НЕОБХОДИМОСТЬ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ

НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ.

ТРЕБОВАНИЯ К КАЧЕСТВУ ПОДГОТОВЛЕННОЙ

НЕФТИ

Как уже отмечалось, нефть, добываемая на нефтяных место-

рождениях, содержит значительное количество пластовой, чаще

всего высокоминерализованной воды. Нефтяные месторождения

обычно удалены от нефтеперерабатывающих заводов на большие

расстояния. Так, например, основное количество нефти, добывае-

мой на месторождениях Западной Сибири, перекачивается по

нефтепроводам для ее переработки в европейскую часть СССР.

В этих условиях перекачка вместе с нефтью огромных объемов

пластовой воды приводит к большим убыткам.

Необходимость обезвоживания нефти на промыслах обуслов-

ливается образованием стойких эмульсий, трудно поддающихся

разрушению на нефтеперерабатывающих заводах, а также пред-

охранением магистральных нефтепроводов от коррозии.

При перекачке необезвоженной нефти по магистральному неф-

тепроводу в нижней части его может скапливаться коррозионно-

активная минерализованная пластовая вода, приводящая этот

трубопровод в аварийное состояние в сравнительно короткое вре-

мя.

Обезвоживание нефти на промыслах имеет важное значение

для охраны окружающей среды. Пластовая вода, отделенная от

нефти на нефтяном промысле, закачивается обратно в нефтесо-

держащие горизонты для поддержания в них технологически не-

обходимого пластового давления, чем исключается использова-

ние для этих целей огромных количеств пресной воды, запасы ко-

торой на земном шаре не безграничны.

Утилизация же пластовых высокоминерализованных вод в

районах расположения нефтеперерабатывающих заводов всегда

сопровождается опасностью засолонения вблизи рек, загрязне-

ние которых отрицательно сказывается также на состоянии мо-

рей, в которые эти реки впадают.

Таблица 2

Показатели качества подготовленной нефти

Массовая доля остаточной воды в нефти, не

более, %

Содержание в нефти хлористых солей (мг/л),

не более

Массовая доля механических примесей в неф-

ти, не более, %

Давление насыщенных паров нефти (Па), не

более

Группы нефти

0,5

100

0,05

66 650

и | Ш

300

0,05

66 650

1800

0,05

66 650

Качество нефти, поставляемой на нефтеперерабатывающие

заводы, в Советском Союзе регламентируется специальным

ГОСТом, который устанавливает три группы нефтей в зависимо-

сти от степени их подготовки (табл. 2).

В составе I группы выделяется подгруппа нефти с содержани-

ем хлористых солей до 40 мг/л и массовой долей воды до 0,5%.

СПОСОБЫ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ И ОБЕССОЛИВАНИЯ

НЕФТИ

Существуют следующие основные методы разрушения нефтя-

ных эмульсий: гравитационный отстой; центрифугирование;

фильтрация; термохимический метод и деэмульсация нефти с

применением электрических полей.

Гравитационный отстой происходит за счет разности

плотностей пластовой воды (1050—1200 кг/м

) и нефти (790—

960 кг/м

) в отстойниках или резервуарах. Гравитационный от-

стой может осуществляться без нагрева эмульсии, когда нефть и

вода не подвергаются сильному перемешиванию, в нефти практи-

чески отсутствуют эмульгаторы (особенно асфальтены) и обвод-

ненность нефти достаточно велика (более 50-—60%). Гравита-

ционный отстой в чистом виде (т. е. без нагрева и применения

деэмульгаторов) применяется очень редко.

Этот способ обычно предшествует окончательной обработке

нефти. Если в эмульсию ввести большое количество воды при од-

новременном перемешивании, то происходит диспергирование

нефти в воде, т. е. обращение фаз, и при создании определенных

условий — немедленное расслаивание нефти и воды. Капли воды,

сливаясь, оседают. Вымывание капель в воде происходит тем

быстрее, чем вязкость нефти больше вязкости воды. При этом

сокращается время отстоя. Этим способом можно отделять основ-

ную массу пластиковой воды от нефти.

При применении описанного способа можно исключить сов-

местное транспортирование большого количества балласта с

нефтью и осуществить без значительных капиталовложений по-

дачу ее на большие расстояния до центральных узлов подготовки

нефти.

Характерной особенностью способа следует считать почти пол-

ное исключение расхода теплоты на технологические нужды.

Принципиальную схему проведения данного процесса можно

представить в следующем виде. Нефтяная эмульсия из промежу-

точной емкости системы сбора нефти поступает на прием насо-

сов, куда в необходимом количестве подаются также деэмульга-

тор и пластовая вода для осуществления обращения фаз. Обра-

щенная эмульсия поступает в отстойники, в которых отстаивает-

ся основное количество пластовой воды. Отстоявшаяся нефть при

обводненности 5 — 6 % под остаточным давлением отводится по

трубопроводам для последующей обработки. Отстоявшаяся вода

с реагентом, необходимые для обращения фаз эмульсии, вновь

поступают на смешение со свежей эмульсией, избыток пластовой

воды из отстойника сбрасывается в канализационные коллекторы

для последующей очистки и закачки в поглощающие или продук-

тивные горизонты.

Для деэмульсации используется также центрифугирова-

ние. Сущность этого способа заключается в следующем. Нефтя-

ная эмульсия подается в центрифугу, в которой размещается

быстро вращающийся направляющий аппарат, придающий ей оп-

ределенное направление движения. Благодаря центробежной си-

ле капли воды, как более тяжелые, приобретают большую ско-

рость и стремятся выйти из связанного состояния, концентриру-

ясь и укрупняясь вдоль стенок аппарата и стекая вниз. Обезво-

женная нефть и вода отводятся по самостоятельным трубам.

Этот метод пока не нашел промышленного применения. К на-

стоящему времени разработаны опытные образцы гидроциклон-

ных аппаратов.

Фильтрация. В практике эксплуатации нефтяных место-

рождений при движении в промысловых коллекторах наблюдает-

ся расслаивание нефтяных эмульсий при большой обводненности

нефти, а иногда и при малой, если эмульсия нестойкая. При этом

нередко даже укрупнившиеся капли воды находятся во взвешен-

ном состоянии, что характерно для эмульсий с незначительной

разностью плотностей. Для деэмульсации таких нефтей иногда

пользуются способом фильтрации, основанным на явлении селек-

тивного смачивания. Фильтрующее вещество должно отвечать

следующим основным требованиям.

Иметь плотность и упругость, достаточные для того, чтобы

глобулы воды при прохождении растягивались и разрушались.

Обладать хорошей смачиваемостью, благодаря чему осущест-

вляется сцепление молекул фильтрующего вещества и воды, что

обусловливает изменение относительной скорости движения

эмульсии и, как следствие, разрыв оболочки глобул воды.

Фильтрующие вещества должны иметь противоположный по

знаку заряд, чем у глобул воды. Тогда при прохождении эмуль-

сии через фильтр происходит снятие заряда с глобул воды, чем

устраняется отталкивающая сила между ними. Укрупнившиеся

капли воды стекают вниз, а нефть, свободно пройдя фильтр, вы-

водится с установки. В качестве фильтрующих веществ использу-

ются такие материалы, как гравий, битое стекло, древесные и ме-

таллические стружки, стекловата и т. д. Особенно успешно при-

меняется стекловата, обладающая хорошей смачиваемостью во-

дой и несмачиваемостью нефтью, большой устойчивостью и дол-

говечностью.

Принципиальная схема установки (или ступени) с фильтраци-

онной деэмульсацией представляется следующим образом. Подо-

гретая до 70 — 90 °С эмульсия прокачивается через фильтры. При

прохождении эмульсии через фильтры отделившиеся капли воды

укрупняются и стекают вниз, откуда сбрасываются в канализа-

цию. Нефть из верхней части колонны либо последовательно по-

дается еще в одну колонну (если это требуется по условиям де-

эмульсации), либо через группу сырьевых теплообменников отво-

дится с установки в емкость, либо поступает на обеосоливание.

Деэмульсация фильтрацией не получила широкого распрост-

ранения и применяется очень редко вследствие громоздкости

оборудования, малой производительности и необходимости час-

той смены фильтров.

Термохимическое обезвоживание и обессоли-

вай и е. Процессы обезвоживания и обессоливания технологиче-

ски идентичны и сводятся к разрушению глобул водонефтяной

эмульсии и созданию благоприятных условий для их слияния и

последующего отстоя. Практика показала, что все существующие

методы подготовки нефти без применения теплоты и деэмульга-

торов малоэффективны, а иногда практически неосуществимы.

На промыслах Советского Союза наиболее распространено

разрушение эмульсий термохимическими способами. Такое широ-

кое распространение эти способы получили благодаря присущим

им таким преимуществам, как возможность менять деэмульгато-

ры без замены оборудования и аппаратуры, предельная простота

способа, нечувствительность режима к любым колебаниям содер-

жания воды.

Наряду с указанными достоинствами термохимический способ

имеет и ряд существенных недостатков, к числу которых следует

отнести большие затраты на деэмульгаторы, чрезмерно большие

потери легких фракций нефти от испарения при отстаивании подо-

гретой эмульсии в обычных негерметизированных резервуарах,

повышенный расход теплоты, обусловленный большими потеря-

ми его в окружающую среду.

Термохимические установки, работающие под

атмосферным давлением, следует признать самыми

простыми в нефтедобывающей промышленности.

Собранная на промысле и освобожденная от газа нефтяная

эмульсия по сборным коллекторам поступает в приемные (сырье-

вые) резервуары, откуда насосами подается через подогреватели

в отстойные резервуары. Перед поступлением на подогреватели

в эмульсию вводится деэмульгатор, а иногда и рециркулируемая

отстойная вода. Деэмульгатор подается дозировочным насосом,

допускающим регулирование и обеспечивающим равномерное по-

ступление его в нефть. Дозирование и учет деэмульгатора осуще-

ствляются при помощи мерников, однако в последнее время мер-

ники все чаще заменяют приборами автоматического регулиро-

вания расхода.

На термохимических установках для подогрева нефтяной

эмульсии применяют различные подогреватели, в частности труб-

чатые подогреватели с плавающей головкой, подогреватели типа

«труба в трубе». Иногда нефть подогревают непосредственным

смешением с паром. Такой способ подогрева можно рекомен-

довать для сильно обводненных нефтей. В последнее время все

более успешно применяется огневой подогрев эмульсии в трубча-

тых печах. Нагретая и обработанная деэмульгатором эмульсия

отстаивается в обычных вертикальных резервуарах, предназна-

ченных для хранения нефти.

Предельно допускаемое давление в этих резервуарах 2000 Па.

Отстой нефти в резервуарах можно осуществлять по трем схе-

мам.

1. С периодическим отключением отдельных резервуаров на

отстой по мере их заполнения. Продолжительность цикла (запол-

нение, отстой, дренаж и откачка деэмульгированной нефти) опре-

деляется временем для отстоя, емкостью резервуаров, их числом,

количеством нефти. Обычно период отстоя колеблется в пределах

от нескольких часов до нескольких суток.

2. С полунепрерывным отстоем обработанной эмульсии. Пос-

ледняя поступает в нижнюю часть резервуара, в котором поддер-

живается слой горячей воды (так называемая водяная подушка).

Нефть, пройдя через слой воды, собирается в верхней части ре-

зервуара для окончательного отстоя. Высота слоя воды в первом

резервуаре меняется в связи с интенсивностью отделения основ-

ной части воды из поступающей эмульсии. Поэтому вода перио-

дически (автоматически или вручную) спускается в канализацию.

Опыты показали, что высота слоя воды должна составлять 40 —

60 % от общей высоты жидкости в резервуаре. При промывке

эмульсии через слой горячей воды эффективнее используется де-

эмульгатор, поэтому на установках с такой схемой работы расход

деэмульгатора несколько снижается.

3. С непрерывным отстоем в группе резервуаров с автоматиче-

ским сбросом отстаивающейся воды в канализацию. В резервуа-

рах необходимо поддерживать уровень раздела нефти и воды.

При сильной обводненности для более полного использования

неотработанного деэмульгатора иногда целесообразно проводить

деэмульсацию в две ступени с предварительной обработкой неф-

ти горячей водой, сбрасываемой из отстойных резервуаров.

Очень часто схемы сбора нефти на промыслах предусматри-

вают сооружение промежуточных сборных пунктов, в резер-

вуарах или емкостях которых из поступающей эмульсии при ее

высокой обводненности осуществляется частичное отделение сво-

бодной воды. На промежуточных сборных пунктах можно сбра-

сывать до 70 % добытой вместе с нефтью воды.

Вся отделившаяся в ходе деэмульсации вода вместе с увле-

ченными ею включениями неразложившейся эмульсии поступает

на очистные сооружения.

Термохимические установки, работающие под

избыточным давлением. Стремление к сокращению рас-

ходов топлива на подогрев нефтяных эмульсий, повышению тем-

ператур процессов обезвоживания и обессоливания и, как следст-

вие, сокращению потерь легких фракций при отстое в резервуа-

рах привело к необходимости проведения указанных процессов .

под повышенным давлением.

Рис. 22. Схема установки термохи-

мического обезвоживания нефти:

/ — сырая нефть; // — обезвоженная

нефть; III — вода; Р-1 — сырьевой резер-

вуар; Н-1 — сырьевой насос; Е-1 — емкость

деэмульгатора; Н-2 — реагентный насос;

Т-1 — теплообменник; Е-2 — отстойник

нефти; Е-3 — ловушка нефти; Н-3 — на-

сос, откачки воды; А-1 — скважина для

закачки воды в пласт; Р-2 — резервуар

с товарной нефтью

При осуществлении обезвоживания и обессоливания под дав-

лением в герметизированных емкостях повышаются эксплуатаци-

онные качества данных установок.

К преимуществам этих установок можно отнести следующие.

1. Отстой подогретой нефтяной эмульсии в герметизированных

емкостях с давлением до 1 МПа, а иногда и выше (в зависимости

от свойств нефтей) позволяет почти полностью ликвидировать

потери легких фракций.

2. Повышение температуры обрабатываемых эмульсий до

80 — 90°С дает возможность.резко снизить их вязкость, что поз-

воляет сократить время отстоя до 0,5 — 2 ч, ухменынить прочность

защитных слоев глобул эмульгированной воды, способствуя этим

проникновению в них вводимых химических веществ (деэмульга-

торов), а также снижая при этом расход последних.

3. Снижение расходуемой на подогрев эмульсии теплоты за

счет регенерации основной части теплоты потоков нефти.

4. Способ характеризуется большой устойчивостью и надеж-

ностью ведения процессов, возможностью широко регулировать

режим при различных обводненности и стойкости эмульсий: сле-

дует отметить чрезвычайную простоту технологической схемы и

аппаратурного оформления, удобство обслуживания с примене-

нием необходимых средств автоматизации.

Принципиальная схема теплохимической установки, работаю-

щей под давлением, представлена на рис. 22.

Нефть, собранная на промысле, поступает в резервуары Р-1,

откуда насосом Н-1 вместе с деэмульгатором, подаваемым из

емкости Е-1, прокачивается через теплообменник Т-1 в отстойник

Е-2. В отстойнике под давлением 0,5 — 0,7 МПа нефть при ее ди-

намическом отстое находится в течение 0,2 — 2 ч. Обезвоженная

нефть через теплообменник Т-1 направляется в резервуар Р-2.

В резервуаре нефть дополнительно отделяется от воды. Отстояв-

шаяся вода сбрасывается в ловушку нефти Е-2, а затем закачи-

вается в скважину А-1.

В качестве подогревателя можно использовать теплообменни-

ки с паровым или водяным теплоносителем или различные огне-

вые нагреватели нефти.

Теплообменник Т-1 при термохимическом обезвоживании при-

меняют для предварительного подогрева нефти за счет теплоты

Т-1

Е-1

Н-2

н-з

Е-3

•ш

\А-1