2.2.4. Физико-химические свойства реагентов

Для удаления пластовой воды из сырой нефти на УПН применяются деэмульгаторы СНПХ-4810 А и Реапон-И марки ИК-2. Пластовая вода представляет собой сложный раствор, в составе которого неорганические соли, газы, растворимые в воде органические вещества. Среди растворенных в пластовой воде веществ преобладают неорганические соли хлориды, сульфаты и карбонаты щелочных щелочноземельных металлов.

Характеристика реагентов представлена в таблице 2.6.

Таблица 2.6

№ п/п	Наименование, марка	Хим. состав	Плотность г/см³	Температура застывания ºС
1.	Деэмульгатор СНПХ-4810 А	Раствор блоксополимеров этилен и пропилен оксидов в смеси растворителей с массовой долей активной основы 50 – 55 % Однородная жидкость от светлого до темно-желтого цвета	при 29ºС в пределах: 0,91-0,995	- 50ºC
2.	Деэмульгатор Реапон-И марки ИК-2	Смесь блоксополимеров окиси этилена и пропилена с пленкообразующими ингибиторами-бактерицидами. Однородная жидкость от светло-желтого до коричневого цвета	Плотность 0,931 г/мл при 25 ^0С	Температура Застывания - 40 ^0С

2.3 Технологическая схема производства

Для расчета выбрана технологическая схема (рис. 2.1), состоящая из следующих стадий:

- блок подогрева;

- первая ступень сепарации;

- блок предварительного отстоя;

- блок электрообезвоживания и обессоливания;

- конечная ступень сепарации (КСУ).

Рис. 2.1. Технологическая схема установки подготовки нефти:

I –обводненная нефть из скважин; II – деэмульгатор; III – нефть в товарный парк; IV – газ на ГПЗ; V – вода на очистные сооружения; 1 – блок подогрева; 2, 7 – сепараторы; 3 – отстойник; 4 – буферная емкость; 5 – печной насос; 6 – электродегидратор; 8 – резервуар товарной нефти

Поток сырой нефти I поступает на установку, смешивается с деэмульгатором и нагревается в печи первичного нагрева 1 до 25⁰С. Если же температура сырой нефти не ниже 25⁰С, то имеется возможность подать сырую нефть на первую ступень сепарации без дополнительного подогрева. Разгазированная эмульсия подвергается предварительному отстою в аппарате 3 при 25⁰С. Разделение происходит за счет сил гравитации и разности плотностей воды и нефти. В отстойнике 3 отделяется основная масса свободной воды. Обводненность нефти снижается с 75% масс до 10% масс Из блока отстоя нефть поступает в буферную емкость 4, которая является расходным коллектором нефти для насосов внутренней перекачки 5. Насос предназначен для поддержания необходимого давления (0,7 МПа) в электродегидраторе 6. Перед блоком электрообезвоживания и обессоливания нефть нагревается в печи вторичного подогрева до температуры 40⁰С. Обезвоженная нефть поступает на конечную ступень сепарации (КСУ), где при температуре 40⁰С происходит окончательное ее разгазирование. Подготовленная нефть из сепаратора 7 собирается в резервуар товарной нефти 8.

Вода с блока предварительного отстоя и электродегидраторов объединяется и поступает на очистные сооружения с последующей закачкой в пласт.

Газ, объединяемый со всех ступеней сепарации, используется как топливный газ для печей, частично сбрасывается на факел, а основная часть его направляется на ГПЗ.