ограничений по остаточной: массовой: доле сероводорода, в сдаваемой нефти в России, в основном, обусловлено его высокой коррозионной активностью при хранении и транспорте по системе трубопроводов ОАО «АК „Транснефть“ [2], которые имеют достаточно солидный „возраст“: до 20 лет эксплуатируются 45,7%, от 20 до 30 лет — 29%, свыше 30 лет — 25,3% [3].
Транспорт и хранение сероводородсодержащей нефтисопровождается протеканием сероводородной коррозии нефтепроводов и резервуаров, что приводит к снижению их срока эксплуатации: Интенсивность сероводороднойкоррозии существенно возрастает при увеличениишарциального^ давления сероводорода’ в среде: свыше 1,62−2,0 кПа [1].
При давлении, близком к атмосферному, ориентировочно концентрация сероводорода внефти при указанном диапазоне парциального его давления составляет 101−120 мг/дм (110−130 млн» 1).
Ужесточение требований по остаточной концентрации сероводорода: в: сдаваемой нефти также связанно с необходимостью улучшения1 экологической обстановки в процессе её промыслового сбора и транспорта.
Расчётным путём по методике ВНИИТБ установлено, что для предотвращения превышения концентрации сероводорода в атмосфере рабочей зоны предельно-допустимого значения (ПДК), равного 3 мг/м, массовая его доля в нефти не должна превышать 30 мг/дм3.
В России превышение массовой доли сероводорода в товарной нефти значения 100 млн» 1 характерно для Татарстана, Башкортостана, Удмуртии, Самарской и Оренбургской областей [4].
Массовая доля сероводорода в нефтях, поступающих с объектов нефтедобывающих предприятий ОАО АНК «Баш-нефть» на коммерческие узлы учёта транспортных организаций, достигает 350 млн» 1. Массовая доля сероводорода в1 товарных нефтях ГШ i «Шкаповское» УДНГ «Аксаковское» составляет 200−350 млн» 1, на НСП «Япрык» УДНГ «Туймазинское» — до 200 млн» 1 и НСП «Алоторка» УДНГ «Уфимское» — от 90 до 250 млн» 1 [5].
Превышение массовой доли сероводорода в товарной нефти, добываемой на месторождениях Удмуртии, зафиксировано на УПН «Гремиха», которая составляет порядка 250 млн» 1. В Самарской и Оренбургской областях на отдельных объектах, осуществляющих сбор и подготовку не значительных объёмов нефти, массовая доля сероводорода также превышает предельно допустимое значение 100 млн» 1. Например, на ДНС-215 ООО «ТНС-Развитие» после горячей ступени сепарации массовая доля сероводорода в нефти составляет 500−600 млн» 1. На НПС «Отрадный» и «Нефтегорск» ОАО «Самаранефтегаз» массовая доля сероводорода в нефти на выходе с установок её подготовки составляет 235 и 145 млн» 1 соответственно.
Классификация нефти и нефтепродуктов
... характеристик нефтей. Например, классификация нефтей для выбора варианта их подготовки к транспорту. 4. Техническая классификация нефтей По ГОСТ России Р 51858-2002 нефть подразделяют: В зависимости от массовой доли серы нефть подразделяют ... 1,0 900 0,05 66,7 500 Массовая доля, % не более: сероводорода метил- и этилмеркаптанов 20 40 50 60 100 100 Условное обозначение марки нефти состоит из четырёх ...
Проблема очистки нефти от сероводорода наиболее актуальна для ОАО «Татнефть» вследствие того, что в систему ОАО «АК „Транснефть“ компанией осуществляется сдача порядка 16 млн. тонн в год товарной нефти с массовой долей сероводорода, превышающей 100 млн» 1, что составляет более 60% от общего объёма сдаваемой нефти. Проведённый анализ по определению массовой доли сероводорода в товарных нефтях УПВСН ОАО «Татнефть» позволил выявить объекты подготовки нефти, на которых указанный показатель качества не удовлетворяет требованиям ГОСТ Р 51 858−2002. В таблице 1 представлены данные по массовой доле сероводорода, объёмам товарных нефтей на объектах ОАО «Татнефть» и наличии газотранспортной инфраструктуры вблизи объектов подготовки нефти [6]:
Таблица 1 — Данные по массовой доле сероводорода в товарных нефтях ОАО «Татнефть», её объёмам и наличии инфраструктуры.
Объект Массовая доля H2S, млн» 1 Наличие системы газосбора Объем нефти, млн. т/год.
Ямашская УПВСН НГДУ «Ямашнефть» («ЯН») 450 имеется 2,19.
Миннибаевский ЦПС НГДУ «Альметьевнефть» («АН») 500 0,75.
Кама-Исмагиловская УПВСН НГДУ «Лениногрскнефть» («JTH») 270 0,69.
Кичуйская УПВСН НГДУ «Елховнефть» («ЕН») 550 1,41.
Акташская УПВСН НГДУ «Елховнефть» 300 1,64.
Дюсюмовская УПВСН НГДУ «Джалильнефть» («ДН») 400 1,10.
Сулеевская ТХУ НГДУ «Джалильнефть» 300 0,55.
Куакбашская УПВСН НГДУ «Лениногорскнефть» 450 1,10.
УПН НГДУ «Бавлынефть» («БН») 220 1,83.
УПВСН «Андреевка» НГДУ «Нурлатнефть» («НН») 500 отсутствует 2,56.
УПВСН «Кутема» НГДУ «Нурлатнефть» 450 1,83.
Ново-Суксинская УПВСН НГДУ «Прикамнефть» (ПН) 70 1,80.
Итого 17,45.
Видно, что массовая доля сероводорода в товарных нефтях на объектах ОАО «Татнефть» находится в пределах от 70 до 550 млн» 1.
При этом суммарная доля товарной нефти, сдаваемой в систему «АК „Транснефть“, с массовой долей сероводорода, превышающей 400 млн» 1, составляет порядка 60% от общего количества сероводородсодержащей нефти (рисунок 1).
400−500 300−400 200−300 Массовая доля Н28 в нефти, млн 1.
Рисунок 1 — Данные по массовой доле сероводорода в товарной нефти ОАО «Татнефть» с учётом объёмов её сдачи.
Целью диссертационной работы является повышение качества товарной нефти по массовой доле сероводорода путём совершенствования технологий её очистки на промысловых объектах с минимальными затратами.
В соответствии с поставленной целью в работе решались следующие основные задачи:
Выводы по главе 3.
1. Использование горячей ступени сепарации на большинстве объектов ОАО «Татнефть» не позволяет снизить массовую долю сероводорода в нефти до нормативных требований. Эффективность очистки нефти от сероводорода при использовании горячей ступени сепарации не превышает 30%.
Технология переработки нефти и газа
... природного газа и газовых конденсатов, а именно: назначение и характеристика процессов переработки, нефти, нефтепродукта, газа, состав и характеристика сырья и продуктов, технологическая схема с учетом необходимой подготовки сырья (очистка, осушка, очистка ...
2. Эжекторы и гидроциклоны целесообразно использовать в качестве аппаратов для интенсификации очистки нефти от сероводорода с высокой его массовой долей (300 млн» 1 и выше).
3. Отдувка нефти путём подачи углеводородного газа в подводящий нефтепровод сепаратора позволяет интенсифицировать процесс удаления сероводорода. Эффективность очистки нефти от сероводорода при температуре 60 °C и абсолютном давлении 0,12 МПа достигает 80-%. При этом убыль массьг нефти составляет 2%, что приводит к необходимости дополнительной доподготовки газа — отделения. из него конденсата.
4. Отдувка сероводорода из нефти в десорбционной колонне газом, не содержащим сероводород, позволяет довести её качество до требований ГОСГР’51 858−2002. Снижение количества конденсата при транспорте газа отдувки до установки сероочистки возможно при его охлаждении после ком-примирования на КС при* УПВСН для* условий Татарстана в зимний период до температуры порядка-5 °С, в летний, — до 15 °C с последующим отделением конденсата на КС.
5. Выявлены максимальные значения объёмных долей метана, этана, азота и двуокиси. углерода в составе отдувочного газа, при которых сохраняется масса нефти.
6. Разработан критерий сохранения массы нефти при очистке от сероводорода в десорбционной колонне до 95 млн» 1 в зависимости от основных параметров и состава отдувочного газа.
7. Для сохранения массы нефти процесс её очистки от сероводорода-в десорбционной колонне на объектах ОАО «Татнефть» целесообразно проводить приминимально возможной температуре и повышенном давлении, обеспечивающих снижение массовой доли сероводорода ниже 100 млн» 1, а также транспорт и утилизацию газа отдувки.
4 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ОЧИСТКИ НЕФТИ ОТ СЕРОВОДОРОДА НА УСТАНОВКАХ ЕЁ ПОДГОТОВКИ.
4.1 Совершенствование технологии нейтрализации сероводорода в нефти реагентами.
Использование реагентов-нейтрализаторов для очистки нефти от сероводорода требует решения ряда задач, связанных с выбором оптимальной точки их подачи в технологической цепочке подготовки нефти, способа и технических средств дозирования, определение условий применимости с точки зрения влияния на показатели качества нефти. Метод очистки нефти от сероводорода реагентами на промысловых объектах Татарстана реализован в виде схемы [140, 141], представленной на рисунке 4.1.1 и положенной в основу типового проекта (Приложение Б).
1 — ёмкость для приёма реагентов, 2 — погружной насос, 3 — ёмкость для хранения реагентов, 4 — блок насосов дозаторов, 5 — фильтр, 6 — воздушный колокол Рисунок 4.1.1 — Схема узла дозирования химических реагентов.
Из. автоцистерн реагент сливается в подземную ёмкость 1, из которой погружным насосом 2 закачивается в наземную ёмкость для его хранения 3. Из ёмкости 3 реагент поступает в блок насосов-дозаторов 4, оснащенный фильтрами 5 и воздушным колоколом для гашения пульсаций давления 6. Насос-дозатор подает реагент в трубопровод товарной нефти. При смешении реагента с товарной нефтью происходит взаимодействие реагента с сероводородом, находящимся в нефти, далее смесь поступает в буферные ёмкости. па свечу рассеивания неф^гь на очистку нефтьобработанная реагентом.
Время реакции должно составлять не менее 3−5 часов. Из буферных емкостей очищенная от сероводорода нефть поступает на узел учета. Ввод реагента в нефтяной поток для лучшего смешения с нефтью и взаимодействия с сернистыми компонентами нефти должен происходить с максимально возможным диспергированием подаваемой фазы. Технически этот вопрос решён двумя способами: ввод реагента через диспергирующую форсунку и его подача во всасывающую линию непосредственно перед насосом, при этом перемешивание реагента с нефтью до однородного состояния осуществляется с помощью рабочего колеса насоса.
Модернизация установки первичной переработки нефти. Студент
... тонкая - дополнительное обезвоживание и обессоливание на специальных электрообессоливающих установках (ЭЛОУ). 1.2 Первичная переработка нефти На этапе первичной переработки нефть, поступающая с ЭЛОУ, подвергается атмосферно ... пункта защиты от отклонения от заданных режимов: 1. Автоматизированное отключение насосов при аварийном уменьшении или увеличении давления в нагнетательной линии контролируется ...
Ввод реагента и его диспергирование с помощью насоса особых сложностей не представляет, в то время как ввод с помощью форсунки требует точного расчёта и подбора выпускного отверстия, тщательной фильтрации подаваемого реагента от механических примесей, контроля над повышением давления и, как следствие, установки дополнительных резервных форсунок, электроконтактных манометров и фильтров для повышения надежности и стабильности его подачи. В зависимости от расхода реагента количество отверстий в форсунке может быть любым — от одного до нескольких. Для эффективного протекания процесса нейтрализации сероводорода в нефти необходимо интенсивное диспергирование и равномерное распределение реагента в объеме нефти. Поэтому отверстия в трубке должны быть такого диаметра, чтобы при подаче реагента обеспечивался перепад давления на форсунке не менее 0,1 МПа. Промысловые испытания показывают, что при перепаде давления с меньшим значением ввод реагента в поток осуществляется без необходимого дробления’струи реагента на капли, что не обеспечивает эффективного распределения его в объёме нефти. В то же время отверстия в форсунке должны иметь диаметр, исключающий их забивание мельчайшими частицами механических примесей, которые могут находиться в реагенте. Как показывают промысловые исследования, в большинстве случаев достаточно одного отверстия диаметром 0,8−1,5 мм при исходной массовой доле сероводорода в нефти в интервале 250−650 млн» 1, которое расположено в центре и направлено навстречу нефтяного потока, что позволяет подавать реагент в область потока, где скорость его наибольшая для обеспечения равномерного перераспределения в объеме нефти. Для дополнительного смешения диспергированного в локальном объёме нефти реагента с остальным её объёмом внутри трубы установлен статический смеситель в виде шнека.
Подача реагента насосом-дозатором непосредственно на приём насоса перекачки нефти, с помощью которого осуществляется его диспергирование, приводит к перерасходу нейтрализатора, т.к. реагент, хранящийся в ёмкости, даже во время обратного хода поршня насоса-дозатора продолжает поступать через остающиеся открытыми за счёт перепада давления клапаны и за счёт этого объём жидкости, проходящей через насос-дозатор, увеличивается до полутора раз. Эта проблема решается установкой на выкидной трубопровод насоса-дозатора гасителя пульсаций давления (депульсатора), а также диафрагмы, создающей противодавление, не позволяющее жидкости свободно протекать через клапаны насоса-дозатора [142−144].
Для определения возможности промывки из нефти продуктов взаимодействия реагента с сероводородом проведены промысловые испытания на Сулеевской ТХУ (СТХУ) НГДУ «Джалильнефть», Кичуйской УПВСН НГДУ «Елховнефть», УПН НГДУ «Бавлынефть» и Кама-Исмагиловской УПВСН НГДУ «Лениногорскнефть» ОАО «Татнефть» [145].
Продукция скважин поступает на СТХУ (массовая доля сероводорода изменяется от 270 млн» 1 до 380 млн» 1) в резервуар предварительного сброса воды типа РВС и далее сырьевым насосом откачивается на ступень глубокой подготовки нефти, где последовательно проходит теплообменники, пароподогреватели, отстойники, шаровые отстойники и направляется в два последовательно расположенных товарных резервуара РВС (рисунок 4.1.2).
Первичная подготовка нефти
... нефти и газа, цеха предварительной подготовки нефти. Так был построен и цех первичной подготовки нефти (ЦППН) и на Быстринском нефтегазодобывающем управлении (НГДУ). ... Особенно быстро разъедается под действием гидролизовавшихся хлористых солей конденсационно-холодильная аппаратура перегонных установок. ... приводится на рис. 2. Нефть, поступающая с промысловых установок сепарации, проходит через ...
Первоначально на СТХУ реагент с удельным расходом 0,73 кг/т подавался в поток нефти перед шаровыми отстойниками, и через 10−12 часов нефть поступала в резервуар РВС № 10, куда поступала также нефть с Дюсюмовской УПВСН (ДУПВСН).
газ на КС-11.
Рисунок 4.1.2- Технологическая схема сбора и подготовки нефти на СТХУ.
1 — сепараторы- 2 — сырьевой резервуар- 3> — сырьевые насосы- 4 —паровой теплообменник ТВТ- 5 — отстойники- 6 — электородегидраторы- 7 — шаровые отстойники- 8 — теплообменники- 9 — узел дозирования реагента-нейтрализатора- 10 — технологический резервуар- 11 — товарный резервуар- 12 — товарный насос- 13 — узел учёта № 219- 14 — водяные резервуары- 15 — насос.
На ДУПВСН реагент в количестве 0,8 кг/т подавался в подготовленную нефть на приём насосов её откачки на СТХУ и взаимодействие его с сероводородом осуществлялось в нефтепроводе влечение порядка 9 часов. Смесь нефтей после РВС № 10 перетекала в резервуар РВС № 11, откуда насосами откачивалась через СИКН № 219 на объединенный узел учета нефти (СИКН№ <224 НГДУ «Альметьевнефть».
Одним из недостатков нейтрализаторов на основе формальдегида и аминов является их влияние на результаты определения концентрации хлористых солей в нефти. При проводимых испытаниях достигнуто кратковременное снижение массовой доли сероводорода в нефти до 52’млн» 1. В связи с появлением завышенных результатов анализа хлористых солей было принято решение с переносе точки подачи реагента на СТХУ на приём насоса откачки сырой нефти из резервуара РВС № 2 и подаче нефти с ДУПВСН в линию перед шаровым отстойником с целью организации отмывки продуктов реакций, мешающих правильному определению концентрации хлористых солей. Удельный расход реагента был увеличен до 1,5 кг/т, так как массовая доля воды в нефти в точке его подачи составляла 3%. При этом пресная промывочная вода подавалась в двух точках: в нефтепровод перед шаровыми отстойниками в объеме 1,5% и перед электродегидраторами в объеме 5% от объема нефти. Вода, выделившаяся в шаровом отстойнике, возвращалась в начало процесса подготовки нефти [https:// , 5].
Изменения, внесенные в технологическую схему, позволили получить положительные результаты по снижению массовой доли сероводорода в нефти на СТХУ и ДУПВСН до норм по ГОСТ Р 51 858−2002 к виду 2 (рисунок 4.1.3).
При этом результаты анализа нефтей по концентрации хлористых солей и массовой доле воды не превышали допустимых значений. Следует отметить, что подача реагента в обводненную нефть вызывает ощутимый перерасход реагента. Так, на Сулеевской ТХУ потребовалась подача его в количестве 1,5 кг/т вместо 0,73 кг/т при очистке товарной нефти. п «0 :* | 100 | 90 5.
§ § & «.
80 70.
15 60 § р
50 40.
8 * & &.
8? ? й 30.
20 10 0 2.
§.
2 & I! а.
Я 3 л і ‘А Массовая доля сероводорода на СТХУ А. Массовая доля сероводорода на ДУПВСН
- Конценграция хлористых солей на СТХУ ¦ ¦ Концентрация хлористых солей на ДУПВСН X •.
А А.
Свойства и показатели качества нефти
... о среднем химическом составе нефть можно только условно. 1.4 Методы исследований Для оценки качества нефти с целью правильного ... обр. хлориды. 0,1-4000 мг/л и более), растворы солей органических кислот и других, механические примеси (частицы глины, ... характеристикам нефть, определяемым по стандартным методикам, относят плотность, вязкость, температуру застывания и иные физ.-хим. показатели, состав ...
- ^ •.
А ¦ о о I о о в о І © © © о © © © о © о © © § © О © ©.
Ж м «© © ТГ ж (Ч 45 © о •а ж N ж N зо Ж ж —™ м 30 ж ж ж ж ас © © © ж 90 ж © г © © о-‘ Ж о*» © о? о © в* о*’ © © © о* © § (Ч о о^ © © о © © в в в о © © © © © N N «ч.
Дата, время.
Рисунок 4.1.3 — Результаты промысловых испытаний реагента ДесульфонСНПХ-1200 на объектах НГДУ «Джалильнефть».
Применение отмывки продуктов реакции пресной промывочной водой для нефти СТХУ на ступени обессоливания, а нефти ДУПВСН перед шаровыми отстойниками в объеме около 1,5% позволило минимизировать влияние реагента на ход химического процесса при анализе определения хлористых солей и уложиться в нормы.
Промысловые испытания реагента ПСВ 3401-Б проводились на Кичуи-ской УПВСН НГДУ «Елховнефть». Принимая во внимание результаты лабораторных и промысловых исследований на разных объектах и учитывая значительную концентрацию сероводорода на Кичуйской УПВСН (массовая доля сероводорода составляет от 500 млн» 1 до 600 млн» 1), реагент в количестве 3,6 кг/т подавался на приём сырьевого насоса откачки сырой нефти, которая с обводненностью менее 3% поступала из резервуара РВС на два параллельно работающих блока подготовки, откуда далее направлялась в резервуар
РВС.
Блок подготовки нефти включает в себя последовательно расположенные отстойники и электродегидраторы. Перед электродегидраторами осуществлялась подача пресной промывочной воды в объеме около 10% от объема нефти, что способствовало устранению мешающего воздействия продуктов реакции сероводорода с реагентом при определении концентрации хлористых солей. Возврат дренажей с отстойников и электродегидраторов в смеси с реагентом ПСВ 3401-Б, сравнимый с объёмом товарной нефти, в начало процесса подготовки нефти способствовал постепенному уменьшению массовой доли сероводорода в точке подачи реагента до 380 млн» 1. Через двое суток после начала подачи нейтрализатора массовая доля сероводорода снизилась до требуемого значения 100 млн-1 (рисунок 4.1.4).
600.
550 | J 500 я § 450 §*400 |? 350 S-O300.
I !250 а.
Ц200.
II150 Ǥ 100.
50 0 я s ¦ массовая доля сероводорода в точа» подачи реагеята ¦ массовая ладя сероводорода пос ле блоков подготовка яефтя, А кояяуятрадяя чор»аш соля* яа СИКП.
§ § § S § § 8 sis.
§ § s s i s ежэеэееееоеоеооееезеоозееееооде с e.
90 ОС 00 see itхэсэоеееэеэеэегее»» -С nC — — — rr^.
Дата, время.
Рисунок 4.1.4 — Результаты промысловых испытаний реагента ПСВ 3401— Н на Кичуйской УПВСН НГДУ «Елховнефть».
Испытания реагента НТ-31 в промысловых условиях проводились на Кама-Исмагиловской УПВСН НГДУ «Лениногорскнефть». Схема подачи реагента НТ-31 аналогична выше рассмотренным испытаниям, включающим дозирование реагента на приём сырьевых насосов (удельная дозировка 1,36 кг/т) с последующей отмывкой продуктов реакции на ступени обессоливания. Массовая доля сероводорода в точке подачи реагента составляла от 250 млн» 1 до 280 млн» 1. После начала подачи реагента-нейтрализатора массовая доля сероводорода снизилась до 180 млн» 1 за счет возврата в начало процесса сбрасываемой с отстойников и ЭДГ содержащей нейтрализатор воды. Концентрация хлористых солей в товарной нефти.
Сбор газа. Очистка газа от механических примесей. Абсорбционная ...
... 3 - Работа газлифта: а - уровень нефти в скважине до подачи газа; б - нефть в затрубном пространстве оттеснена до нижнего конца ... и тем на большую-высоту она поднимется. При непрерывной подаче сжатого газа в скважину жидкость (смесь) поднимается до ... центробежных электронасосов, газлифтных установок. Рассмотрим газлифтный способ добычи нефти, как наиболее перспективный, в особенности в районах Западной ...
•2 составляла от 48 до 52 мг/дм. Результаты испытаний реагента представлены на рисунок 4.1.5. зоо.
1 250 я § с.
I 200 о л а.
8 150 о 100 а б я 2.
50 о о.
Дата, время.
Рисунок 4.1.5- Результаты промысловых испытаний реагента НТ—31 на Кама-Исмагиловской УПВСН.
Видно, что подача реагента НТ-31 на приём сырьевых насосов позволила снизить массовую долю сероводорода в нефти ниже 100 млн» 1 при сохранении её качества по концентрации хлористых солей.
На УПН НГДУ «Бавлынефть» проведены промышленные испытания процесса нейтрализации сероводорода в нефти с использованием реагента ПСВ 3401-Б. Целью проведения испытаний являлось определение оптимальной точки дозирования химического реагента в технологической схеме УПН, позволяющей снизить концентрации сероводорода и хлор и.
1 л стых солей в товарной нефти до 100 млн» и 100 мг/дм соответственно при минимальных затратах, связанных с подготовкой нефти.
Подготовка сероводородсодержащей нефти на УПН НГДУ «Бавлы-нефть» осуществляется* на двух параллельно расположенных блоках № 2 и № 3. Сероводородсодержащая нефть в, количестве 5500 т/сут через два сепаратора объёмом 50 м³ поступает в резервуар предварительного обезво-живания<�нефти РВС-2000, где осуществляется сброс воды. Частично обезвоженная> нефть, параллельными потоками поступает на блоки № 2 и № 3 одинакового аппаратурного оформления, обеспечивающие последовательное проведение следующих технологических операций: нагрева, первой ступени глубокого обезвоживания, нагрева, второй ступени глубокого обезвоживания и обессоливания. Перед второй ступенью глубокого обезвоживания, и обессоливания в нефть подаётся 1,5% пресной промывочной* водьъот объёма, её подготовки. С отстойников и электродегидраторов осуществляется сброс дренажей с последующим их возвратом и смешением с нефтью перед РВС-2000. После проведения, процесса обессоливания осуществляется смешение потоков нефти с блоков № 2 и № 3. После смешения нефть через горячую ступень сепарации (2 сепаратора У=50 м3 каждый) поступает в резервуар РВС-5000.
ГОСТ 21 534–76
ГОСТ 21 534–76
Результаты испытаний технологии нейтрализации сероводорода в нефти Сулеевской ТХУ НГДУ «Джалильнефть», Кичуйской УПВСН НГДУ «Елхов-нефть» и УПН НГДУ «Бавлынефть» показали, что подача реагента-нейтрализатора на приём сырьевых насосов приводит к его перерасходу вследствие частичного перехода в состав водной фазы. Это привело к необходимости проведения дополнительных испытаний путём подачи реагента-нейтрализатора по схеме после первой ступени глубокого обезвоживания. При указанной точке подачи реагента в технологической схеме УПН НГДУ «Бавлынефть» пресная промывочная вода в количестве 1,5% от общего объёма нефти подавалась только перед электродегидраторами. Подача реагента ПСВ 3401-Б после первой ступени глубокого обезвоживания в количестве 1,0 кг/т позволила довести качество нефти после ступени обессоливания по остаточной массовой доле серо.
1 э водорода-до 60−86 млн», хлористых солей — до 70 мг/дм .
Методы обессоливания нефти
... в нефти кристаллических солей еще выше. Поэтому одного только обезвоживания для подготовки к переработке нефти большинства месторождений недостаточно. Оставшиеся в нефти соли ... при глубоком обезвоживании нефти до ... реагентов и их композиций наиболее важными показателями являются[4]: расход деэмульгатора на одну тонну эмульсии, динамика отстоя воды от нефти, содержание остаточной воды и хлористых ...
Подобные испытанияпроведены с использованием-реагента* Десуль-фонгСНПХ-1200 (Приложение В): При подаче указанного реагента в нефть, после первошступени глубокого обезвоживания удельный его расход снижен-на 0−16 кг/т по’сравнению с дозированием в водонефтяную эмульсию на^приём центробежного насоса. Результаты промысловых испытаний технологии.’ нейтрализациис подачей1 реагентов-нейтрализаторов, сероводорода в 2−5% эмульсию» на приём сырьевого насоса^ и внефть после ступени глубокого обезвоживания представлены в таблице 4.1.1.
