Содержание воды в нефти, поступающей на НПЗ с промыслов

Добыча эмульсионных нефтей непрерывно возрастала. На промыслах Башкирии количество эмульсионных нефтей в 1956 г. составляло 54% от добычи и в 1957 г. возросло до 60%. Значительно повысилась и стойкость многих эмульсий. Так, ромашкин-ская нефть на заводских установках обессоливалась только до 100-120 мг/л, а на некоторых заводах — до 250-350 мг/л и выше. Значительно легче эта нефть обезвоживалась на промыслах с применением НЧК, но остаточное содержание в ней воды составляло около 2 %, вследствие чего на заводы нефть поступала с содержанием солей 2500—3000 мг/л. [c.76]

С целью сокращения потерь углеводородов необходимо на промысле проводить только одну ступень сепарации (рис. 21), давление на которой должно выбираться, исходя из бескомпрессорного транспорта отсепарированного газа до потребителя и максимального сохранения в нефти углеводородов Сз + в. Нефть с промысла поступает по коллектору 1 на первую ступень сепарации 2 и далее идет на установку обезвоживания. Для предотвращения выделения из нефти свободного газа необходимо поднять давление во всех узлах технологической цепочки подготовки нефти. Для этого используются технологические насосы 3, которые позволяют сократить металлоемкость узла подготовки нефти и уменьшить число пунктов отвода нефтяного газа. Дренажная вода из емкости предварительного сбросав и из отстойников отводится по водоводу В на очистные сооружения. Если после отстойников содержание воды в нефти будет превыщать норму, то часть потока по коллектору 9 может подаваться на повторную подготовку. Для использования эффекта трубной деэмульсации при подготовке газонасыщенной нефти следует применять турбулизаторы в, а также ранний ввод деэмульгатора. [c.56]

На нефтяных промыслах в сырой нефти содержится разное количество газов, соленой воды и механических примесей. По мере эксплуатации нефтяных месторождений содержание нефти в продукции скважин снижается, а воды возрастает (до 95— 98%). Даже отстоявшаяся нефть содержит большое количество солей (до 6 г/л нефти). В процессе подготовки нефти на промыслах из нее вследствие снижения давления выделяется газ (растворенный в ней в пластовых условиях - попутный нефтяной газ) он поступает дпя дальнейшей переработки на соответствующее предприятие. [c.44]

Чем больше пластовой воды содержится в поступающей яа завод сырой нефти, чем больше минерализована пластовая вода, тем труднее подготовить нефть для переработки (нормируемое содержание солей 3 5 мг/л). На подготовку такой нефти приходится затрачивать дополнительные энергию, деэмульгатор, пресную воду. Поэтому целесообразнее организовать удаление пластовой воды и солей из нефти. непосредственно на промыслах в районах ее добычи. Однако вследствие сложившейся в нашей стране практики на нефтяных промыслах добываемая нефть только частично обезвоживается и почти нигде не обессоливается. Обычно на НПЗ поступают нефти с содержанием 0,5—1°/о пластовой воды и от 250 до 1000 мг/л солей. Для обессоливания таких нефтей расходуется 12—18% пресной воды на каждую тонну обрабатываемой нефти. [c.135]

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Вместе с нефтью из скважин поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). В таком виде нефть транспортировать по трубопроводам на нефтеперерабатывающие заводы недопустимо по следующим причинам. Пластовая вода — это сильноминерализованная среда с содержанием солей до 2500 мг/л. Содержание пластовой воды в нефти в конечной стадии эксплуатации месторождения может достигать 80 %. При переработке нефти и для получения необходимых нефтепродуктов пластовая вода — ненужный балласт, на транспорт которого бесполезно затрачивается энергия. Кроме того, при обезвоживании нефти на нефтеперерабатывающих заводах возникнут большие трудности с использованием или захоронением отделенной воды. В то же время на промыслах после соответствующей очистки пластовая вода закачивается обратно в продуктивные пласты для поддержания пластового давления. Так как минерализованная пластовая вода является агрессивной средой с точки зрения коррозии, то при хранении и транспорте 72 [c.72]

Испытания на теплохимической установке Радаевского промысла. Деэмуль-сационная установка Радаевского промысла представляет собой теплохимическую установку, работающую под давлением. Обработанная деэмульгатором нефть сначала поступает в один отстойник, в котором отделяется основная масса воды, а затем направляется в три параллельно работающих отстойника. Температура в отстойниках поддерживае1тся 50—65° С, давление 1,8— 2 кГ/см , средняя продолжительность пребывания нефти в отстойниках около 3 ч. После прохождения отстойников и охлаждения нефть направляется в технологический резервуар для дополнительного отстаивания. Качество нефти должно характеризоваться трехслойной пробой, отобранной из резервуара. Нефть считается концидионной, если содержание воды в ней не превышает 0,1% (по ГОСТ 2477-44), а содержание солей не выше 500 мг/л (по ГОСТ 2402- 2) . [c.193]

На промыслах трестов "Бугурусланнефть" и "Кинельнефть" был применен комбинированный способ деэмульсации нефти — термохимический, при котором эмульсированную нефть нагревали и обрабатывали химическим реагентом деэмульгатора НЧК (нейтрализованный черный контакт). Характеристика НЧК уд. вес 1,05-1,08 воды по Дину и Старку 84-85 сульфокислот 14-15 минеральных масел до 1,5%. Многочисленные лабораторные опыты с бугурусланскими эмульсиями показали, что во всех случаях увеличение дозировки НЧК сверх потребного для полной деэмульсации нефти не давало отрицательного эффекта и ускоряло процесс деэмульсации. Повышение температуры от 20 до 40 °С не оказало сушественного влияния на процесс деэмульсации, и отстой при 20, 30 и 40 °С был одинаков. НЧК смешивали в коллекторе с эмульсированной нефтью, смесь их поступала в теплообменник, где ее подогревали и направляли дальше в резервуары для отстоя. Отстоявшуюся нефть по магистральным нефтепроводам перекачивали в резервуары товарного парка. Опыт применения термохимического способа деэмульсации с добавкой НЧК на промыслах треста "Бугурусланнефть" полностью себя оправдал. При существующем технологическом режиме процесса обезвоживания нефть сдавали с содержанием воды 1—1,2 %. К числу основных недостатков термохимического способа деэмульсации нефти относили потерю легких фракций, использование которых в общем цикле деэмульсации не предусматривалось. [c.73]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология