CC BY
88
высокомолекулярные низкооктановые парафиновые углеводороды имеют отрицательную чувствительность. Соответственно более по чувствительности отличаются бензины каталитического крекинга и каталитического реформинга, содержащие непредельные и ароматические углеводороды. Менее чувствительны к режиму работы двигателя алкилбензин и прямогонные бензины, состоящие из парафиновых и изопарафиновых углеводородов [3].
Литература
1. Гуреев А. А., Азев В. С. Автомобильные бензины. Свойства и применение: Учебное пособие для вузов. - М.: Нефть и газ, 1996. - 444 с.
2. Дворянинова Н.Е., Терегулов Р.К., Локшина АА. Этапы развития нефтегазодобычи в Баренцевом море. История науки и техники 2008 - № 5. Спец. выпуск № 2. - C. 120-124.
3. [Электронный ресурс]: URL: http://torgoil.com.ua/benzin/detonatsionnaya-
stoykost.html.
Физико-химические основы процесса подготовки нефти на месторождении Кокдумалак Ямалетдинова А. А.1, Абдуллаева Ш. Ш.2
1Ямалетдинова Айгуль Ахмадовна / Yamaletdinova Aygul Ahmadovna - преподаватель;
2Абдуллаева Шохиста Шухратовна /Abdullayeva Shohista Shuhratovna - преподаватель, кафедра технологии нефтехимической промышленности, факультет химической технологии, Бухарский инженерно-технологический институт, г. Бухара, Республика Узбекистан
Аннотация: в статье изучены физико-химические основы процесса подготовки нефти на месторождения Кокдумалак. Приведен анализ технологических показателей расчета ингибитора солеотложения типа «ДодискейлV 2870» на УППН.
Ключевые слова: установке предварительной подготовки нефти, нефтегазовой смесь, ингибитор, газы дегазации нефти.
Продукция (нефть) скважин месторождения Кокдумалак с блока входных ниток (БВН) сборного пункта (СП-5) по общему коллектору поступает на УППН-5. На установке предварительной подготовки нефти, весь технологический процесс сводится к сепарации жидкой фазы от газовой, за счет снижения давления. Сепарация газа от нефти начинается при снижении давления последней до давления насыщения и ниже. Происходит это как в пласте, так и в системах сбора нефти. Выделившийся газ стремится в сторону пониженного давления (к забою скважины - в пласте, к устью - в скважине), а затем в сепаратор [1].
Двигаясь в сторону пониженного давления, газ в виде пузырьков, расширяющихся и соединяющихся в более крупные, увлекает нефть и в то же время опережает ее. Процесс этот продолжается до входа в сепаратор. Перед входом в сепаратор, продукция скважин всегда состоит из двух фаз - жидкой и газовой. Соотношение между объемами фаз зависит от содержания легких углеводородов в нефти, давления, поддерживаемого в сепараторе, и давления насыщения нефти в пластовых условиях.
В газонефтяном сепараторе происходит процесс выделения из нефти свободного и растворимого в ней газа[2].
58
Известно, что эффективность работы нефтегазовых сепараторов зависит от характера движения нефтегазовой смеси в подводящем трубопроводе. В последнем может наблюдаться движение газовых и жидкостных пробок. Это вызывает значительную пульсацию в трубопроводе и неравномерную подачу нефтегазовой смеси в сепараторы.
Нефтегазовый сепаратор подвергается кратковременным перегрузкам по жидкости в период поступления жидкостных пробок и перегрузкам по газу - в период поступления жидкостных пробок. Размеры пробок зависят от количественного соотношения газа и жидкости, рельефа местности, диаметра труб и некоторых других условий. Перегрузки нефтегазовых сепараторов по нефти и газу могут привести к осложнениям в работе сепараторов, так как способствует значительному уносу газа с нефтью и жидкости с газом[3].
При эксплуатации нефтяного месторождения наступает такой период, когда на УППН вместе с нефтью начинает поступать интенсивно пластовая вода. При этом, как правило, образуются нефтяные эмульсии, представляющие собой механическую смесь нефти и минерализованной пластовой воды, не растворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии.
Образование и стойкость нефтяных эмульсий, в основном, определяется скоростью движения нефтеводяной смеси, соотношением фаз (нефти и воды), физикохимическими свойствами этих фаз и температурным режимом [4].
На технологической схеме установки графические обозначения выполнены по ГОСТ 21.404-85 «Автоматизация технологических процессов с использованием упрощенного способа изображения приборов и средств автоматизации».
Поток нефтегазоводной смеси из БВН СП-5 по общему коллектору с давлением
0.2 МПа и температурой 70оС поступает на УППН-5 в сепаратор С-1, где происходит ее сепарация. Для предотвращения отложений неорганических солей в оборудовании и коммуникациях УППН-5 предусмотрена непрерывная подача ингибитора солеотложения в поток нефтегазоводной смеси подводящего трубопровода сепаратора С-1 дозировочным насосом Н-3 из емкости Е-4. в зависимости от применяемого типа удельный расход ингибитора может иметь различные значения.
Удельный расход ингибитора солеотложения «ДодискейлУ 2870» - 50 г/м3 пластовой воды. В таблице-1 приведен расчет ингибитора солеотложения типа «ДодискейлУ 2870», представляющего собой соль фосфорной кислоты в гликоле и воде, на УППН. Суточный расход ингибитора определяется исходя из объема воды и удельного расхода ингибитора, то есть если суточный объем воды составляет 1000м3, тогда расход ингибитора составит 1000х50=5000 г/сут или 50 кг/сут.
Давление смеси на входе в сепаратор С-1 определяется по месту техническим манометром PI-1. Уровень жидкости в сепараторе С-1 определяется по стеклу Клинкера LC-8. Выделившийся в сепаратор С-1 из нефти попутный газ направляется в сдвоенный сепаратор С-2, где улавливается нефть, уносимая с газом.
Газы дегазации нефти из сепаратора С-2 учитываются расходомером FI-12 и направляются на факел Ф-2. Давление и температура газа в трубопроводе газов дегазации на факел измеряется по месту техническим манометром PI-6 и ртутным термометром TI-16. Нефтеводная смесь из сепараторов С-1 и С-2 поступает в емкость-сборник Е-1. Уровень жидкости и емкости Е-1 определяется по стеклу Клинкера LC-9.
59
Таблица 1. Расчет ингибитора солеотложения типа «ДодискейлУ2870» на УППН
Удель ими расход иигиби тора на м3 пласто вои воды, г/м3 (q) Суточ ный объем обраба тывае мой воды на УППН, м3/сут (Ов) Суточ ный расход ингибито ра, л/сут(Ун) Суточ ный расход пресной воды для разбав ления ингиби тора (Ув) Общий расход раствора ингибито ра за сутки, л/сут (Ур) Расхо дуе мый объем ингиби тора (раст вора) при сниже нии уровня в емко сти на 1 см, л(У) Предель ный уровень снижения в емкости за сутки, см^ Конце нтра ция инги бито ра в раст воре, %
50 1000* Qв х q=50 Ун+Ув=50 3.84 h=Vp/V= 50/3.84=13 100
50 1000* 50 17 67 3.84 17 75
50 1000* 50 50 100 3.84 26 50
50 1000* 50 150 200 3.84 52 25
Примечание:
1. При определении расхода ингибитора и пресной воды необходимо исходить из фактического объема, добываемой и обрабатываемой на УППН пластовой воды.
2. Концентрацию ингибитора, соответственно, общий расход раствора (Ур) подбирать с учетом производительности дозировочного насоса.
Из емкости-сборника Е-1 нефтеводная смесь насосами Н-1/1 и Н-1/2 с давлением 4.5 МПа откачивается на УПН-1 Кокдумалак.
Давление и температура на насосах Н-1/1 и Н-1/2 измеряются техническими манометрами PI-3 и PI-4 и ртутными термометрами Т1-13 и Т1-14, установленными на напорном трубопроводе насосов.
На напорном трубопроводе насосов установлены обратные клапана.
Индивидуальный замер продукции скважин осуществляется на узле учета. В этом случае продукция скважины направляется непосредственно в трап Тр-1, а смесь всех остальных скважин направляется в сепаратор С-1.
Давление в трапе Тр-1 измеряется техническим манометром PI-2, который установлен в корпусе трапа Тр-1. Газы дегазации нефти из трапа Тр-1 учитываются расходомером FI-11 и далее направляются на факел Ф-1. Давление и температура газа в трубопроводе газов дегазации на факел измеряются по месту техническим манометром PI-5 и ртутным термометром ТК15.
Дегазированная нефтеводная смесь из трапа Тр-1 направляется в емкость-сборник Е-2 для замера, откуда насосами Н-1/1 и Н-1/2 откачивается на УПН-1 Кокдумалак. Уровень жидкости в емкости Е-2 определяется по стеклу Клинкера LC-10. Для охлаждения насосов по откачке нефтеводной смеси предусмотрена подача воды из скважины № 122 насосами Н-2/1 и Н-2/2 из емкости Е-3 при давлении 0.25 МПа.
Давление на насосах Н-2/1 и Н-2/2 измеряется техническим манометром PI-7, который установлен на общей выходной линии насосов.
60
Литература
1. Хафизов А.Р., Пестрецов Н.В., Чеботарев В.В. и др. Сбор, подготовка и хранение нефти. Технология и оборудование. Учебное пособие. Уфа. 2002.
2. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. Казань: «Фэн», 2000.- 416 с.
3. Сваровская Н.А. Подготовка, транспорт и хранение скважинной продукции: Учебное пособие. - Томск: Изд. ТПУ, 2004. - 268 с.
4. ЛобковА.М. Сбор и подготовка нефти и газа на промысле. М.: Недра, 1986. - 285 с.
Разрушение устойчивых эмульсий местных нефтей Узбекистана
Сатторов М. О.
Сатторов Мирвохид Олимович / Sattorov Mirvohid Olimovich - преподаватель, кафедра технологии нефтехимической промышленности, факультет химической технологии, Бухарский инженерно-технологический институт, г. Бухара, Республика Узбекистан
Аннотация: в статье приведен метод разрушения устойчивых эмульсий местных нефтей некоторых месторождений Узбекистана. В качестве деэмульгатора применен сульфированный хлопковый соапсток.
Ключевые слова: водонефтяная эмульсия, деэмульгатор, сульфированный хлопковый соапсток.
В настоящее время задача разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий решается путем подбора эффективного деэмульгатора, оптимального технологического режима и оборудования для обезвоживания и обессоливания нефти [1].
Известно, что роль деэмульгатора заключается в снижении концентрации стабилизаторов на поверхности капель до состояния, при котором коалекценция капель становится возможной. Необходимое и ожидаемое воздействие на бронирующие оболочки капель эмульгированной воды может быть оказано деэмульгатором только в пределах определенных показателей свойств этих оболочек, являющихся характерными для водонефтяной эмульсии. Так, например, родственные по своей природе компоненты (тонкодисперсные глины, сульфид железа и др.) являются типичными стабилизаторами водонефтяных эмульсий [2]. Безусловно, повышение их содержания в последних повышает механическую прочность бронирующих оболочек.
Сегодня тенденция подбора натриевой соли сульфированного касторового масла (с содержанием 85% рицинолевой кислоты) в качестве деэмульгатора склонна к использованию местного дешевого сырья взамен дорогостоящих импортных реагентов.
Известно, что в настоящее время в Узбекистане функционируют более 40 крупных масложировых предприятий, где ежегодно скапливается более 300,0 тыс. тонн соапстока-отхода рафинации хлопкового масла щелочными реагентами. По сведениям [3], основными компонентами хлопкового соапстока являются: нейтральные триацилглицериды (до 35%), натриевые соли жирных кислот (до 45%), свободные жирные кислоты (до 15%), фосфатиды, фенольные соединения, госсипол, хлорофилл и их производные (до 5%). Часть вышеупомянутых веществ и придают соапстоку свойства поверхностно - активных веществ (ПАВ) ионогенного типа.
Нами в лабораторных условиях методом традиционного сульфирования хлопкового соапстока было получено ПАВ под условным обозначением СХС, представляющее интерес для разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий.
61
