Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1 

41 страница

349.00 ₽

Купить РД 39-030-90 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Руководящий документ является методическим пособием при проведении испытаний и внедрении технологии комплексном обработки нефтяных эмульсий деэмульгаторами и ингибиторами коррозии.

 Скачать PDF

Оглавление

1 Общие положения

2 Технические требования, предъявляемые к технологическому процессу

3 Технические средства и материалы

4 Подбор деэмульгатора и ингибитора коррозии

5 Технологическая схема дозирования

6 Технология комплексной обработки нефтяной эмульсии

7 Контроль технологического процесса 1

8 Требования безопасности и влияние на окружающую среду

9 Организация внедрения технологии

Приложение I. Методика исследования совместимости ингибитора коррозии с деэмульгатором в технологическом процессе обезвоживания нефти

Приложение II. Экстракционно-фотометрический метод определения содержания катионных ПАВ (ингибиторов коррозии) в нефтепромысловых водах

Приложение III. Методика определения распределения ингибитора коррозии в нефтяной и водной фазах

Нормативные ссылки:
Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28
Стр. 29
стр. 29
Стр. 30
стр. 30

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ СССР

внииспт

нефть

ТЕХНОЛОГИЯ КОМПЛЕКСНОЙ 0БРАБ01КИ НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ ДЕЭМУЛЬГАТОРАМИ И ИНГИБИТОРАМИ КОРРОЗИИ

РД 39 - 030 - 90

УФА

Министерство нефтяной и газовой промышленности ВНИИСПТнефть

УТВЕИЩЕН начальником отдала научно-технического прогресса

Е.М.Довжком 2 октября 1990г.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ТЕХНОЛОГИЯ КОМПЛЕКСНОЙ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ ДЕЭМУЛЬГАТОРАМИ И ИНГИБИТОРАМИ КОРРОЗИИ

РД 39-030-90

1990

10

6.5. Основным параметром, зависящим от удельного расходе деэмульгатора, шляется агрегативная устойчивость нефтяной эмульсии и ее определение производится 1-2 раза в смену согласно РД 39-I-I000-84 "Методика совместного определения содержания мехпри-меоей и агрегативной устойчивости нефтяных эмульсий* (ЕНИИСПТнефть, утв. 01.03.1984),

б.в. При низкой вгрвга. явной устойчивости 0 %) черва каждые 3 суток производится снижение удельного расхода деэмульгатора на 10 % и устанавливается согласно уравнению (2) подача насоса. Такое ступенчатое снижение расхода деэмульгатора производится до первого анализа, показывающего возрастание агрегативной устойчивости обрабатываеиой нефтяной эмульсии и ухудшение качества обезвоживания. После етого восстанавливается предмдущий расход деэмульгатора.

6.7.    Основными параметрами, влияющими на расход ингибитора коррозии, является уровень защиты и распределение ингибитора между фазами эмульсия. Подача ингибитора дозировочным насосом производится в соответствии с формулой

П'СО,    (3)

где П ~ расход ингибитора, л/ч;

С * удельный расход ингибитора, v/ьР змульсия;

О ~ расход нефтяной эмульсии, м^/ч.

6.8,    Удельный расход ингибитора (с) определяется иэ выражения

С-С?**?#,*'/(4)

/7

т до Cj - концентрация ингибитора коррозии в водной фазе, обеспечивающая не менее 90 % защити от коррозии, м^/л*

Ц£/ - обводненность эмульсии, %;

fcp - коэффициент распределения ингибиторе коррозии*

1CГ* ~ пересчет* й ко:ффшр1ент.

6*9 Защитная концентрация ингибитора коррозии ь водной фазе,

п

при которой достигается уровень защиты не менее 90 %, является известной величиной для каждого ингибитора. Она обычно устанавливается общепринятыми методами (гравиметрическим или электрохимическим) по ГОСТ 9.606-87 "Метода определения защитной способности" (Издательство стандартов. Ы., 1968).

г) Аяа

Для болышшотва ингибиторов корровии    находится в пре-

л

делах 15-25 мг/л* Для некоторых ингибиторов величина 6/ может быть выбрана на основании Следующей таблицы.

Наименование Ингибитора    Г    Величина    ,    мг/л

гипх-з

15-20

СК 378

15-20

Коррексит 7755

20-25

ШПХ 1003

15

Коррексит 7798

10-15

K-2I75

10-12

6.10. Обводненность нефт. юй эмульсии определяется по

ГОСТ 2477-65.

6.11.    Коэффициент распределения ингибитора коррозии определяется для конкретной нефтяной эмульсии согласно методикам приложений 3 и 2.

6.12.    После подачи ингибитора коррозии производится определение содержания ингибитора а водной фазе отобранной пробы нефтяной эмульсии (£V). Анализ выполняется согласно методике приложения 2.

30И£

С,>е.

6.13.    Производится сопоставление результата анализа е величиной защитной концентрации и изморенной величиной уровня ингибирования и производится при необходимости коррекция дозировки ингиби тора.

При

12

/Г ^    90,    Ay    *    о


гцв К - oteuoKb аащя?ы о* коррозий, %i



(5)


Ау - агрегативная устойчивость оиотеш, % произзоцят уменьшение дозировки ингибитора коррозии в ооответот-

Н < 90, i^O

производя? повышение дозировки ингибитора коррозии согласно формуле (5)*

6.14.    При необходимости производится дополнительная коррекция подачи деэмульгатора (п,5).

6.15.    Дальнейший процесс производят при установленных расходах деэмульгатора и ингибитора коррозии.

6.16.    Подача деэмульгатора в высокообвоцненную самопроизвольно расояаива^лцуюся эмульсию нецелесообразна, если дозировка не ье« дет к дополнительному онЕженаю ее агрегативной устойчивости*

?. КОНТРОЛЬ ТШОЛОГКЧЕСКШХ) ПЮ1ШЗА

7.1. Показатели технологий применения деэмульгатора и ингибитора коррозии в процесса сбора.

7.1.1* Для ведения технологического процесса о применением деэмульгатора и ингибитора коррозии выделяются точки, в которых осуществляется контроль скорости коррозии (мм/год) по образцам-свидетелям и агрегативная устойчивость эмульсии {%) при установленных расходах соответственно ингибитора коррозии (г/м3 жидкости) и деэмульгатора (г/т н<#ти) для летних и зимних условий.

7.1.2. Контроль за дозированием деэмульгатора и ингибитора коррозии производится в точке их подачи по мерному стеклу (кг/ сутки) и пересчитывается в г/м3 жидкости для инги&итора и г/т для деэмульгатора.

13

7Д.З. Контроль окоростн коррозия осуществляется по обраегхаг-ь свидетелям в трех точках (начале, середине я конце) контролируемо* го коллектора*

7-I*4* Контроль за содержанием ингибитора в пластовой воде осуществляется в точках контроля за скоростью коррозии*

7.1*5. Контроль за агрегативной устойчивостью зцульоии в сборных коллекторах осуществляется в точках входа эмульсии в главный коллектор, в главном коллекторе - в точках входа эмульсии в аппарат предварительного сброса воды.

7*1*6. Для технологической карты расход ингибитора устанавливается в зависимости от содержания его в водной фазе, обеспечивающего защиту не ниже 90 % и определяемого из уравнения (4).

Расход деэмульгатора устанавливается по величине агрегативной устойчивости по п.6*6*

7*1*7. Расходы деэмульгатора и ингибитора устанавливаются как для летних, так и для зимштх условий.

7.1.8* Для получения сопоставимых результатов в анализах содержания ингибитора и агрегат, люй устойчивости эмульсии время отбора проб в начале и конце длинных коллекторов назначается о учо-том времени пребывания в трубопроводе з соответствии о п.6.2*

7.2. Показатели технологии применения деэмульгатора в процессе подготовки нефти

7.2*1. Разрабатывается технологическая карта параметров, рс-гламентируквдх ход процесса подготовки нефти. Параметры выбираются исходя из аппаратурного оформления, технической оснащенности производства, стойкости нофтяной эмульсии и установленных расходов да-эмульгатора.

7.2.2* Для составления карт рекомендуется выбирать следующие параметры:

содержание волы в эмульсии после предварительного Сороса, %♦ уровень водяной подушки в резервуаре предварительного сброса.» м

14

температура в резервуаре предварительного оброоа, °С;

уделышй расход деэмульгатора, г/т;

температура нагрева эмульсии, °С;

уровонь во мной подушки в отстойниках, и;

давление в отстойниках, мЦа;

производительность ло товарной нефти, т/ч;

расход пресной воды, мйА;

агрегатманат устойчивости эмульсии, $;

со дохранив води в товарной нефти, %;

содержание хлористых солей в товарной неути, мг/л?

содержание механических примесей в товарной нефти, %;

содержание нефти в сточной воде, иг/л.

7.3, Аналитический контроль.

7.3.1* Ободей расход деэмульгатора и ингибитора коррозии определяется по показаниям расходомеров на выкицах дозировочных насосов , либо по замерным стеклам мерных емкостей.

7.3.2. В период испытаний агрегативная устойчивость эмульсии определяется во всех сборных коллекторах ежесуточно и при необходимости два раза в сутки. После внедрения технологии - только в главных коллекторах на входе эмульсий в аппарат пхлэ пиарите явного сброса иолы.

7*3.3, Определение содержания ингибитора в водной фазе про*в-водятся во время испытаний ежесуточно, после внедрения техно ло*-гим - только при изменении обводненности эыудьсяя,

7,3,4. Раз в месяц (периодичность установки образцов-свядете-лей) определяется степень защиты от коррозии по ГОСТ 9,506-87 "Ингибиторы коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Методы определении защитной способности'*. При необходимое*и производится коррекция расхода ингибитора согласно п.п.6,7 и 6,8. Дпя исключения 9(р<ректагальванопары применяшыо образцы-свидетели оснащаются переходником из изоляционного материала (текстолит, эбонит si др.}, устанавливаемым между о^разцрм-сводетелвм И трубкой -держателем.

15

7.3*5. Качественные параметры подготовки нефти (содержание воды и солей по ступеням подготовки нефти и др.) определяются соглаг но установленному регламенту*

7.3.6.    Организуется входной контроль качества новых партий ингибиторов коррозии и деэмульгаторов на соответствие их техническим условиям и действующим в отрасли инструкциям по их применению.

7.3.7.    Разработанная карта согласуется главным технологом НГДУ и утверждается главным инженером НГДУ-

7.3.8.    Технологическая карта разрабатывается сроком на I год. При необходимости внесения технических и технологических изменений издается соответствующее распоряжение эа подписью главного инженера НГДУ.

0. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ И ВЛИЯНИЕ НА ОКРШЩУЮ СРЕДУ

8.1. При применении технологии следует руководствоваться:

"Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности", утвержденными Госгортехнадзором СССР 13 января 1974 г. (ГГ, Недра, 1975);

"Правилами безопасности при эксплуатации установок подготовки нефти на предприятиях ь^фгяной промышленности", утвержденными Госгортехнадзором СССР 16 июля 1976 Г* (М., МНП* 1976);

"ЕДиной системой работ по созданию безопасности условий трудя", утвержденной МНП и Президиумом ЦК профсоюза рабочих нефтяной и зовой промышленности за Щ 559/8,    21    октября    1977    г,    (М..    Недра»

1975);

"Типовыми правилами пожарной безопасности дпя промышленных предприятий*, утвержденными Главным управлением пожарной охрани МВД СССР 21 августа 1975 г. (М., МНП, 1975);

16

"Отраслевой инструкцией по безопасности работ при хранении* перевозке и применении деэмульгаторов дая подготовки нефти” ЧЕТВ~1-121-86 (Баку, 1906),

6.2.    При работе с деэмульгаторами и ингибиторами коррозии должны применяться средства индивидуальной защиты по ГОСТ 12,4ЛОЗ-83

8.3.    При применении технологии должны приниматься меры по защите окружающей среды в случае аварийных равливов реагентов.

8.4.    Для осуществления технологии должны допускаться лица» проведшие инструктаж в соответствии с правилами, установленгашн на предприятиях Миннефтепрома,

9, ОРГАНИЗАЦИЯ ШВДРШИЯ ТЕХНОЛОГИЙ

9.1.    Проводится расчет затрат на ремонт и восстановление системы сбора за год, предшествующий внедрению технологии комплексной Обработки нефтяных эмульсий.

9.2.    Проводится предварительный расчет годовых затрат на внедрение разработанной технологии.

9.3.    Производится предварительный годовой расчет экономической эффективности внедрения разработанной технологии.

9,3.1* Расчет годовой экономической эффективности внедрения технологии осуществляется с учетом затрат на ремонт и восстановление системы сбора и на химреагенты за предыдущий внедрению технологии год и годовых затрат на химреагенты во внедряемое году.

9.4.    Производится расчет требуемого на один год выбранных де-ЭМУ-ль гаторд и ингибитора короозии.

9.5.    С учетом объема потоков жидкости определяются часовые, Обочти и годовые расходы реагентов по каждой точке их дозирования.

9,6* Осуществляется доставка реагентов на пункты дозирования.

5. V\ Проводатся проверка работоспособности точек отбора проб Эгдульсии точек контроля ^ скоростью коррозии.

17

ПРИЛОЖЕНИЕ I

Методика исследования совместимости ингибитора коррозии с деэмульгатором в технологическом процессе обезвоживания нефти

Методика предназначена для выбора эффективных пар из деэмульгатора и ингибитора коррозии и определения их совместимости при обработке конкретных нефтей в системе промыслового сбора нефти»

I. Перечень лабораторного оборудования и материалов: аппарат количественного определения содержания воды по ГОСТ I594-69E;

микроскоп типа ВИОЛАМ;

лабораторная лопастная мешалка с регулируемым числом оборотов;

термостатируемый сосуд мешалки объемом 100 мл;

Тахометр;

весы аналитические* ГОСТ 24I04-88E; водяная баня;

стеклянные цилиндры на ЮО мл, ГОСТ I770-74E;

мерные колбы на ЮС мл, ГОСТ I770-74E;

пипетки 3-I-I* ГОСТ 20292-74Е;

пипетки 3-1-2, ГОСТ 20292-74Е;

пипетки 3-1-5* ГОСТ 20292-74Е;

толуол* ТУ 6-09-4305-76;

исследуемые деэмульгаторы,

ингибиторы коррозии и нефтяная эмульсия

2» Подготовка к испытанию

2.1* Предварительно готовятся I ??~ные тслуодьше растворы ислнтыгаемюс деэмульгаторов и ингибиторов коррозия г мерных коК-

18

бах иа 100 ил.

2.2,    В нефтяной эмульсин, не обработанной ПАВ, определяется содержание воды по ГОСТ 2477-65 "Нефтепродукты. Метод определения содержания воды".

2.3,    Под микроскопом визуально оцениваются размеры глобул эмульгированной воды в эмульсии и подбирается максимальное число оборотов мешалки, при котором дисперсность эмульсии остается неизменной в течение 10 минут перемешивания,

2.4,    Исследования на совместимость ингибитора коррозии с деэмульгатором проводятся на конкретной нефти из системы промыслового сбора нефти*

3. Термохимическое обезвоживание

3.1.    Проба нефтяной эмульсии (100 мл) помешается в сосуд с мешалкой, где она термостатируется при температуре опыта (температура в системе сбора) и включается мешалка с числом оборотов, с1фО?„елонпшшо п*2,3. В перемешиваемую эмульсию по каплям вносится расчетное количество деэмульгатора (0; 10; 20; «30; 40; 60; 80 и 100 мгД).

3.2.    После 5 мин. перемешивания обработанные деэмульгатором-эмульсии переносятся в стеклянный цилиндр объемом 100 мл и помещаются в водяную баню с температурой, равной температуре продукции скважин в коллекторе системы сбора нефти,

3.3.    Количество выделившейся воды отмечается    через

[5 мин, 30 мин, I ч.^с, 2 часа, 4 часа, б часов. Далее строятся гра —

сруки кинетики выделения воды из эмульсии.

3«4. За оптимальный удельный расход принимается расход, при котором основное количество еоды (65-70 t) выделяется за первые 4,5-2 часа, а к концу опыта остаточное содержание воды в эгдульсии

19

не превышает 5-6 %. При необходимости делается пересчет из размер*" ности мг/л эмульсий в г/т нефти.

4. Определение совместимости реагентов

4.1.    При исследовании совместимости деэмульгаторам ингибитора коррозии может возрастать деэмульгирующая способность пары реагентов по сравнению с применением одного деэмульгатора. В этом случае удельный расход выбранного по п.3.4 деэмульгатора следует принять на один ш4г ниже указанного рада дозировок по п..ЗД.

Например, если мы нашли, что оптимальному соответствует удельный расход 80 мг/л, то нужно установить удельный расход в 60 мг/л.

4.2.    Выбор ингибитора коррозии осуществляется из применяемого ассортимента, обеспечивающего 90 % защиту от коррозии оборудования в агрессивных обводненных нефтях.

Для дальнейших опытов на совместимость с деэмульгатором удельный расход ингибитора коррозии принимается не более 50 мг/л эмульсии.

4*3. В сосуд с мешалкой заливаются эмульсии (100 мл) после набора оборотов, установленных п.2.3, по каплям вносится деэмульгатор в количестве, определенном п.3.4 и 50 мг/л ингибитора коррозий. Содержимое перемешивается в течение 10 мин (5 мин с деэмульгатором, б мин - с ингибитором коррозии). Затем мешалка выключается, проба переливается в стеклянный мерный цилиндр и ставится т водяную баню с температурой, равной температуре продукции скважин в коллекторе системы сбора нефти.

Количество выделившейся воды отмечается по времени череп 0,5 часа, I час, 1,5 часа, 2 часа, 2*5 часа. Данные опытов заносим в таблицу I.

4.4. По данным таблицы строятся кривые кинетики выделения

руководство разработано институтом ШИВДПТнефть оовмэотно с ПО “Ваянефть* и предназначено для научно-иоследовагвльеких и проектных организаций, занимающихся вопросами подготовки нефти и защиты от коррозии нефтеоборных оиотем, a taste для инженерно-технических работников цефтегааодобувающих управлений при эксплуатации к обустройстве нефтяных месторождений.

руководство позволяв повысить наделшооть работы вефтепромыо-довых систем обора и подготовки вефти.

Работа выполнена под научным руководством зав. лабораторией, к.т.н., с.н.с. А.А.йпшва.

Разработчики от ВНИИСПТнеФть: н.а. Исаабаев А.Г., м.н.е. Комлева ЛЛ., м.н.о. Солдатова и инженер Дннуров Ф.С. j от Башнефть - зам. начальника отдела Калвмуллин А.А.

Таблица I


Лбактестзо якдедавюейе* адат frpw совместимости реагентов


Процент отделившейся вода и соответствующий ранг


•! кг


tta$fMeR0B€u^$8 t - L- —

реагентов ГО,5ч \ Z4 ? I ч \ ?х П,5 ч I \ 2 ч \    12,5ч    1 I ,9t f


Деэмульгатор

50,0

I

52,0

I

66,5

г

67,0

4

68i0

4

48

2

Деэмульгатор+инги-битор коррозии I

20,0

3

47,0

4

55,5

5

60,0

5

63,0

5

88

5

Деэмуяьгатор+янги-бктор коррозии 2

7,0

5

40.0

5

63,0

3

■36,0

2

80,0

I

64

3

Деомуяьгатор+инги-бктор коррозии 3

8,0

4

48,5

3

57,5

4

68,5

3

72*0

3

68

4

Дезмуль гатор+ияги-битор коррозии 4

20,1

2

60,0

2

71,0

I

77,5

I

78,0

2

32

I


РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Технология комплексной обработки нефтяшх эмульсий деэмульгаторами и ингибиторами коррозии

РД 39-030-90

Вводится впервые

Срок введения с октября 1990 года

Руководящий документ является методическим пособием при проведении Испытаний и внедрении технологии комплексной обработки нефтяных эмульсий деэмульгаторами и ингибиторами коррозии.

Технология основана на применении совместимых пар из деэмульгатора и ингибитора коррозии» не требует дополнительного оборудования и рассчитана на реагенты» допущенные к применение в отрасли.

Приведены технические требования к технологии, обеспечивающей эффективное разрушение эмульсии и защиту оборудования от коррозии и исключающей отрицательные побочные явления.

В РД уделено внимание контролю и управлению процессами разрушения эмульсии и защите оборудования от коррозия.

Отдельными разделами даны требования безопасности и влияние на окружающую среду» организация внедрения технологий.

Яетодихи подбора совместимых и эффективных пар из деэмульгатора и ингибитора коррозий» определение содержания ингибитора в водной фазе дамы в приложениях.

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящие методические указания являются руководящим документом для нефтедобывающих управлений, осуществляющих обработку нефтяных эмульсий в системе сбора нефти деэмульгаторами и лиги-

4

биторами коррозии.

1.2.    При внутркпро»Л1Сло$ом транспорте обводненной нефти независимо друг от друга применяются технологии обработки нефтяной эмульсии деэмульгаторами и ингибиторами коррозии. В большинстве случаев совместное применение деэмульгатора и ингибитора коррозии без учета их взаимовлияния приводит к снижению защитного аффекта ингибитора и срыву технологического режима УПН.

Настоящая технология предназначена для эффективного разрушения водонефгяных эмульсий в процессе ее транспортировки и промысловой подготовки нефти при одновременной защите нефтесборкых коллекторов обводненной нефти.

1.3.    Областью применения технологии являются система сбора обводненной нефти* совместная перекачка нефти* воды и газа в эмульсионном режиме и процессы обезвоживания нефти, содержащей коррозионноопасные агенты.

1.4.    Технология основана на выборе к применении совместимой пары деэмульгатора и ингибитора коррозии, устанавливает точки подачи реагентов* режимы дозирования* методы аналитического контроля технологического процесса, а также техники безопасности работ, связанных о применением процесса комплексной обработки нефтяных эмульсий.

Z. ТЕХНИ1ЩСКИ£ ТРЕБО0ДНИЯ, ПРВДЬЯВЛЯЕЭДЕ К ТШОЯОПШОКОУВГ ГРОЦВССУ

2.1. Технологический процесс позволяет обеспечить разрушение

водонефтяной эмульсии на уэлаж предварительного сброса воды на ДНС и УПН до норм, определенных общей технологией обезвоживания нефти» на ступенях глубокого обезвоживания (обессоливания) 6 получением нефти первой группы качества ГООТ 9966-76.

2. 2. Технологий обеспечивает защитный эффект от коррозии сис-

5

тем оборе и транспорта обводненной нефти не менее 90 % при скорости потоке жидкости в трубопроводе не менее 0,5 м/е и отсутствии застойных вон.

2.3,    Технология предусматривает применение как отечественных, тех и импортных деэмульгаторов и ингибиторов корровии, совместимых в едином процессе обработки и разрушения нефтяных эмульсий.

2.4,    В технологии используется только метод постоянной дозировки реагентов.

2.5,    Технология на вызывает ухудшения качества дренируемых сточных вод, а также процессов сбора к сепарации нефти и газа.

3. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА И МАТЕРИАЛЫ

3.1.    В технологии используют дезцульгаторы и ингибиторы коррозий, допущенные к применению в отрасли.

3.2.    Для дозирования реагентов применяются блочные установки БР-2,б к ВР-Ю по ТУ 26-02-541-80 или дозировочные насосы типа ВД пЬ ОСТ 21*05-2003-77.

3.3.    Сиотема сбора должна быть оборудована пробоотборными устройствами и средствами измерения уровня защиты от коррозии.

4, ПОДБОР ДЕЭМУЛЬГАТОРА И ИНГИБИТОРА КОРРОЗИИ

4.1,    Подбор деэмульгатора и ингибитора коррозии для каждого месторождения проводится индивидуально с учетом особенностей сбора и транспорта нефтяннх эмульсий.

4.2,    &*бор эффективного деэмульгатора для обработки конкретной нефтяной эмульсии производится по методике приложения I,

4.3,    ВМбор ингибитора осуществляется из перечня реагентов, рекомендованных для защиты от коррозии оборудования в агрессивных

6

обводненных нефтях» Необходимым условием для вклвчения ингибитора в программу исследований и последующих испытаний а технологии комплексной обработки является система защиты от коррозии этим реагентом согласно требованию п. 2.2»

Оценка производится по действующим РД и ГОСТ 9,606-87 (ОТ СЭВ 5733-86) "Ингибиторы коррозии металлов в водно-иефтяНИХ средах” (методы определения защитной способности)»

4.4. Подбор совместимой пары из деемульгатора и ингибитора коррозии производится по Методике приложения Ь

б. тттоттш схема дозирования

5.1. Технологическая схема дозирования деэмульгатора и ингибитора коррозии составляется из обвязанных друг с другом раздельных для каждого реагента мерников и дозировочных насаоев, вхОДедкх в состав специальных блоков дозирования химреагентов Тина ВР (ТУ 26-02-641-60). Для тех же целей могут быть применены отдельные дозировочные насосы типа НД (ОСТР 26-06-8003-77) и типовая реагентная емкость или мерник (емкость 1-100 м®), снабженные указателем уровня, механическими или гидравлическим* средствами дли верцмеям-вания и дыхательным клапаном.

6(2. Допускается к применению оборудование для допирования химреагентов, изготовленное силами организаций в соответствии с требованиями "Правил безопасности при эксплуатации установок подготовки нефти на предприятиях нефтяной промышленности" (И., ЫНП, 1976).

5.3. Выбор дозировочного наоооа или блока доеирования (ВР) осуществляется по максимальной подаче реагентов с учетом 1,6-2,6-кратного увеличения его удельного расхода по сравнению о установленной нормой.

7

6*4. Диаметр реагентопроводов определяется графоаналитическим методом по расчетным расходам деэмульгатора и ингибитора коррозии. Скорость движения принимается 1*2 м/с. Расчетная пропускная способность определяется е учетом формул (2) и (3) и возможности 1,5-2,5-кратного увеличения установленной дозировки. Расчетный диаметр уточняется по сортаменту стальных труб (ГОСТ 8732-78).

6*6. Перекачка деэмульгатора и ингибитора коррозии в мерник осуществляется отдельными насосами, включенными в состав блоков БР* Допускаетоя слив реагентов из бочек и других емкостей в рабочую емкость самотеком, либо перекачкой компрессорным способом,

5*6. Блоки дозирования деэмульгатора располагаются на площади реагентного блока ДВС или УПН, либо в непосредственной близи от него. Реагентное хозяйство также предусматривает строительство ограждений крытой площадки для хранения бочкотары, расположенной не ближе 50 м от мерников и насосной (СН 245-71).

5,7. Насосы, мерники и блоки ВР привязываются в соответствии с требованиями ВНТП 3-85 "Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений* (М., МНП, 1985).

5.8* Подача деэмульгаторов осуществляется в одной или нескольких точках*

В системе добычи и сбора - в затрубное пространство или выходную линию скважины, на АГЗУ (ГЗУ); в пунктах утилизации попутного газа и промежуточного сброса пластовой воды - перед сепараторами, отстойниками или дожимными насосами; на УПН - перед системой сепарации газа и предварительного сброса воды, перед сырьевыми насосами или блоками нагрева.

5*9. В системе добычи и сбора нефти ингибитор коррозии подается в затрубное пространство или выкидную линию скважины, на АГЗУ (ГЗУ). При наличии системы промежуточного сброса пластовой воды -

8

на прием дожимного насоса.

5ДО. Если деэмульгатор и ингибитор коррозии подаются не перед механическими перемешивающими устройствами (скважина, дожимные насосы), желательна установка специальных диспергаторов, конструкция которых выбирается в зависимости от гидродинамического режима потока системы и физико-химических характеристик подаваешх реагентов.

5.II. Недопустимо дозирование ингибиторов непосредственно перед сепараторами, отстойниками и резервуарами.

5Л2. Деэмульгатор и ингибитор коррозии подаются по раздельным реагентопроводам и расстояние между точками их подачи должно быть не менее I м.

5.13. Подача реагентов должна соответствовать последовательности: первым - деэмульгатор, затем - ингибитор коррозии (по направлению потока). Подача ингибитора во всех случаях должна осуществляться в нижнюю образующую трубопровода*

5.14* При смешении реагентосодержащид потоков в сборных коллекторах не должны образоваться смеси эмульсий, содержащие несовместимые пары из деэмульгатора и ингибитора коррозии.

б. технология ттщ<ш обработки нейгяной ешьсии

6.1. В технологии используется деэмульгатор. Подобранный согласно разделу 4 и методика приложения 1. Процесс обработки перяной эмульсии с помощью деэмульгаторе осуществляется при установленном из лабораторных исследований расходе» Остальные параметры техпроцессов обора и подготовки нефти выбираются исходя иа аппаратурного оформления, технической оснащенности и стойкости медяной эмульсии* В технологии также может использоваться ранее применяемый деэмульгатор, если для Него подобран совместный ИНЮГ'

9

битор коррозии.

6.2. В выбранной точке дозирования производят подачу ранее применяемого деэмульгатора и осуществляют дозирование нового деэмульгатора в течение определенного времени,необходимого для прохождения нефти по функциональному участку технологической схемы. Этот период может быть определен из выражения:

у. Г    ;    (I)

f~i о

1*де Т * период насыщения нефти новым деэмульгатором, ч;

-    объем емкостной аппаратуры (резервуары, емкости, печи, теплообменники и т.д.), м®;

J)иL ~ диаметр и длина трубопроводов, м;

/ '

-    коэффициент заполнения конкретного участка (при заполнении к ж I);

Q - производительность, м3/ч;

3,14 - число ЗГ .

6.3* Подача деэмульгатора дозировочным насосом осуществляется по количеству обрабатываемой эмульсии, содержанию я ней воды и удельному расходу деэмульгатора в соответствии с формулой

/Л?— ft-QOiWjCM'*, (2)

где Г} - расход деэмульгатора, л/ч;

(j - удельный расход деэмульгатора, г/т нефти; ft' - плотность нефти, кг/м3;

Плотность деэмульгатора, кг/м3;

It' - обводненность эмульсин, объемные %\

- производительность тоубы по жидкооти, м3/ч;

0,01 я 1СГ® - пересчетные коэффициенты.

6*4* Выбранные параметры технологического trpoaecca цолжин предусматривать достижение требуемой степени обезвоживания согласно

Па 2*1 *